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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS
ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN ELCAMPO PARAHUACU
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DE TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS
DIANA ISABEL ORDÓÑEZ POZO [email protected]
DIRECTOR: ING VINICIO MELO [email protected]
Quito, octubre 2001
II
DECLARACIÓN
Yo Diana Isabel Ordóñez Pozo, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
DIANA ISABEL ORDÓÑEZ POZO
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Diana Isabel Ordóñez Pozo,
bajo mi supervisión.
Ing. Vinicio Melo
DIRECTOR DE PROYECTO
IV
AGRADECIMIENTOS A Dios, por brindarme la fortuna inmensa de poder contar con unos padres
maravillosos, que me brindaron su apoyo incondicional frente a toda adversidad.
A mis maravillosos hijos, por darme la fortaleza y comprensión para poder concluir
mis estudios, por entender que el sacrificio de hoy, será la recompensa del
mañana.
A mis amigas Wendy, Jowys, Jessy, por estar conmigo en los malos y buenos
momentos, poder contar con su apoyo, gracias.
Eternamente agradecida al Ing. Jorge Luje por su apoyo incondicional para la
realización de este proyecto, por compartir sus conocimientos sin ningún tipo de
egoísmo, por ser un amigo, gracias.
Ing. Vinicio Melo, muchas gracias, por el aporte de sus conocimientos, paciencia,
brindadas para el desarrollo y culminación de este trabajo, gracias.
V
DEDICATORIA
Todo el esfuerzo realizado, es por ustedes, mis gorditos preciosos: mi bebé Ana
Paula y mi precioso Alejandro, la razón de mi existir, mi fortaleza, mi todo.
Por y para ustedes está dedicada cada una de mis acciones, por brindarles un
mejor presente, un mejor futuro, son ustedes mis pilares, mi guía, el mejor regalo
que Dios me ha brindado.
A mis padres, mi soporte, a quien debo haber podido culminar con mi carrera, a
quien les debo mi vida y la de mis hijos, gracias.
CONTENIDO
VI
DECLARACIÓN ........................................................................................................ II
CERTIFICACIÓN ..................................................................................................... III
CONTENIDO ............................................................................................................ V
RESUMEN .......................................................................................................... XVIII
PRESENTACIÓN ................................................................................................... XX
CAPÍTULO 1 ............................................................................................................. 0
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ............................................................ 0
1.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 0
1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA .............................................................................. 2
1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA ............................................................................ 3
1.3.1 ESTRUCTURAL.......................................................................................... 3
1.3.2 LITOLOGÍA ................................................................................................. 5
1.3.2.1 FORMACIÓN NAPO ............................................................................ 6
1.3.2.1.1 SECUENCIA TRANSGRESIVA: .......................................................... 6
1.3.2.1.2 SECUENCIA REGRESIVA:.............................................................. 6
1.4 PETROFÍSICA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO PARAHUACU .............. 8
1.4.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS ............................................................... 8
1.4.1.1 BASAL TENA ...................................................................................... 8
1.4.1.2 NAPO U ............................................................................................... 8
1.4.1.3 NAPO T ............................................................................................... 9
1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS .......................................................... 12
1.4.3 CANTIDAD DE AGUA Y SEDIMENTOS (BSW) ...................................... 13
1.4.4 SALINIDAD ............................................................................................... 14
1.5 MECANISMO DE EMPUJE .............................................................................. 14
VII
1.5.1 RESERVORIO BASAL TENA ................................................................... 15
1.5.2 RESERVORIO U....................................................................................... 16
1.5.3 RESERVORIO T ...................................................................................... 16
1.6 FACTOR DE RECOBRO ................................................................................. 17
1.7 RESERVAS DEL CAMPO PARAHUACU ........................................................ 19
1.7.1 RESERVAS PROBADAS .......................................................................... 20
1.7.1.1 RESERVORIO BASAL TENA ............................................................ 20
1.7.1.2 RESERVORIO U ............................................................................... 20
1.7.1.3 RESERVORIO T ................................................................................ 21
1.7.2 RESERVAS PROBABLES ........................................................................ 21
1.7.3 RESERVAS POSIBLES ........................................................................... 21
1.8 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ..................... 22
CAPÍTULO 2 ........................................................................................................... 25
FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO ....................................................... 25
2.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 25
2.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO . 26
2.2.1 EQUIPO DE SUPERFICIE ........................................................................ 27
2.2.1.1 SISTEMA DE FLUIDO DE POTENCIA .............................................. 27
2.2.1.2 BOMBA DE SUPERFICIE ................................................................. 27
2.2.1.3 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DEL FLUIDO MOTRIZ Y
FACILIDADES DE DESHIDRATACIÓN ........................................................... 27
2.2.1.4 VÁLVULAS DE PASO (BLOCK) ........................................................ 28
2.2.1.5 VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO (VRF) .................................... 28
2.2.1.6 TURBINA ........................................................................................... 29
2.2.1.7 ANALIZADOR DE FLUJO (MCII) ....................................................... 29
2.2.2 EQUIPO DE SUBSUELO .......................................................................... 30
2.2.2.1 CAVIDAD ........................................................................................... 30
2.2.2.2 AISLADORES DE ZONAS O EMPACADURAS ................................ 30
VIII
2.2.2.3 CAMISAS ........................................................................................... 31
2.2.2.4 VÁLVULA DE PIE .............................................................................. 31
2.2.2.5 FLUIDO MOTRIZ ............................................................................... 32
2.2.2.6 BOMBAS HIDRÁULICAS .................................................................. 32
2.3 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO ....................................................... 33
2.4 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO ................................................ 33
2.5 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN ........................................................... 34
2.5.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA .............................................. 34
2.5.2 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN ............................... 35
2.5.3 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO PISTÓN .................. 37
2.5.4 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN ........................ 37
2.5.5 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN ................. 38
2.6 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET .................................................................. 38
2.6.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA .............................................. 38
2.6.2 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ...................................... 39
2.6.3 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET ......................... 40
2.6.4 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ............................... 41
2.6.5 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ........................ 42
CAPÍTULO 3 ........................................................................................................... 43
ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO ........................................... 43
3.1 RESUMEN ....................................................................................................... 43
3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ....................................................................... 45
3.2.1 RESERVORIO BASAL TENA ................................................................... 45
3.2.2 RESERVORIO U....................................................................................... 48
3.2.3 RESERVORIO T ....................................................................................... 51
3.3 PRODUCCIÓN ACTUAL DEL CAMPO ............................................................ 56
IX
3.4 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN .................................................................. 62
3.5 HISTORIALES DE PRESIÓN .......................................................................... 63
3.5.1 RESERVORIO BASAL TENA ................................................................... 63
3.6 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO .............................................. 65
3.6.1 PARAHUACU 01....................................................................................... 66
3.6.2 PARAHUACU 02....................................................................................... 67
3.6.3 PARAHUACU 04....................................................................................... 68
3.6.4 PARAHUACU 05....................................................................................... 69
3.6.5 PARAHUACU 07....................................................................................... 70
3.6.6 PARAHUACU 08....................................................................................... 72
3.7 FACILIDADES .................................................................................................. 73
3.7.1 EQUIPO DE SUPERFICIE ........................................................................ 74
3.7.1.1 SISTEMA DE BOMBEO .................................................................... 74
3.7.1.1.1 SISTEMA DE BOMBEO DE TRANSFERENCIA U OLEODUCTO . 74
3.7.1.1.2 SISTEMA DE BOMBEO DE POWER OIL ...................................... 75
3.7.1.2 SISTEMA GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICO ............... 76
3.7.2 EQUIPO DE FONDO ................................................................................ 77
3.7.2.1 EQUIPO DE FONDO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO ... 77
CAPÍTULO 4 ........................................................................................................... 79
ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
................................................................................................................................ 79
4.1 MÉTODO SMART ............................................................................................ 79
4.1.1 CÁLCULO PARA DETERMINAR LA GEOMETRÍA ÓPTIMA DE UNA
BOMBA JET ........................................................................................................ 79
4.2 ANÁLISIS DEL POZO PRH-01 ........................................................................ 87
4.3 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 02 ...................................................................... 87
4.4 ANÁLISIS DEL POZO PRH – 04 ..................................................................... 87
X
4.4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................................................. 102
4.5 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 05 .................................................................... 104
4.5.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH - 05 ................................................. 107
4.6 ANÁLIS DEL POZO PRH – 07 ....................................................................... 109
4.6.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH - 07 ................................................. 111
4.7 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 08 ..................................................................... 113
4.7.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH – 08 ................................................ 115
4.8 ANÁLISIS DE RESULTADOS ........................................................................ 117
4.9 ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO ................................................... 119
4.9.1 COSTO DE PRODUCCIÓN .................................................................... 119
4.9.2 INGRESOS ............................................................................................. 120
4.9.3 EGRESOS .............................................................................................. 120
4.9.4 ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................................ 120
4.9.4.1 PRIMER ESCENARIO ..................................................................... 121
4.9.4.2 SEGUNDO ESCENARIO ................................................................. 123
4.9.4.3 TERCER ESCENARIO .................................................................... 125
4.10 ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL ESTUDIO ECONÓMICO .................... 127
CAPÍTULO 5 ......................................................................................................... 128
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 128
5.1 CONCLUSIONES: ......................................................................................... 128
5.2 RECOMENDACIONES: ................................................................................. 131
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................... 132
ANEXOS ................................................................................................................ 128
XI
ÍNDICE DE TABLAS
No Descripción Página
1.1 Parámetros petrofísicos promedio del campo Parahuacu 11
1.2 Propiedades PVT por yacimiento 12
1.3 Propiedades PVT de los pozos del campo Parahuacu 12
1.4 Análisis de BSW 13
1.5 Análisis de salinidad del campo Parahuacu 14
1.6 Mecanismos de producción primaria 18
1.7 Factores de recobro de los reservorios del campo Parahuacu 19
1.8 POES campo Parahuacu 19
1.9 Reservas probadas del campo Parahuacu 21
1.10 Reservas iniciales del campo Parahuacu 22
1.11 Ubicación de los pozos del campo Parahuacu 24
2.1 Problemas operacionales del Bombeo Hidráulico 33
3.1 Estado actual de los pozos perforados 43
3.2 Pozos produciendo en el campo Parahuacu al mes de septiembre
del 2010 44
3.3 Pozos cerrados y abandonados del campo Parahuacu 45
3.4 Características de producción de pozos con Bombeo Hidráulico en
el campo Parahuacu 57
3.5 Características del campo Parahuacu 57
3.6 Producción del campo Parahuacu durante el año 2010 59
3.7 Producción establecida por la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero 61
3.8 Cronograma de perforación 2010 - 2011 Parahuacu 63
3.9 Situación actual PRH - 01 66
3.10 Situación actual PRH – 02 68
3.11 Situación actual PRH – 04 69
3.12 Situación actual PRH - 05 70
3.13 Resultados de primera prueba oficial de PRH – 07 71
3.14 Situación actual PRH – 07 72
XII
No
Descripción
Página
3.15 Situación actual PRH - 08 73
3.16 Equipo de fondo correspondiente a Bombeo Hidráulico 78
4.1 Simbología de los diámetros 81
4.2 Relaciones de áreas óptimas 83
4.3 Datos PRH -04 87
4.4 Resumen de resultados por cada iteración PRH – 04 101
4.5 Diseño de geometrías por fabricante para el pozo PRH - 04 103
4.6 Datos PRH – 05 104
4.7 Resumen de resultados por cada iteración PRH – 05 104
4.8 Diseño de geometrías por fabricante para el pozo PRH-05 108
4.9 Datos PRH – 07 109
4.10 Resumen de resultados por cada iteración PRH -07 109
4.11 Diseño de geometrías por fabricante para el pozo PRH -07 112
4.12 Datos PRH – 08 113
4.13 Resumen de resultados por cada iteración PRH -08 113
4.14 Diseño de geometrías por fabricante para el pozo PRH -08 116
4.15 Propuesta de rediseño del equipo de fondo de los pozos con
bombeo hidráulico en el campo Parahuacu 117
4.16 Comparación de la situación actual en el campo Parahuacu con la
propuesta de rediseño planteada 117
4.17 Pozos con incremento en la producción de petróleo 118
4.18 Costos de un trabajo de reacondicionamiento 119
4.19 Análisis económico con precio de barril de petróleo de $66 (primer
escenario) 122
4.20 Resultados finales para el primer escenario 123
4.21 Análisis económico con precio de barril de petróleo de $73,3
(segundo escenario) 124
4.22 Resultados finales para el segundo escenario 125
4.23 Análisis económico con precio de barril de petróleo de $100 (tercer escenario) 126
4.24 Resultados finales para el tercer escenario 127
XIII
ÍNDICE DE FIGURAS
No Descripción Página
1.1 Mapa de ubicación del campo Parahuacu 2
1.2 Mapa base del campo Parahuacu 3
1.3 Sección sísmica campo Parahuacu 4
1.4 Columna estatigráfica del campo Parahuacu 5
1.5 Contacto agua petróleo PRH – 09 10
1.6 Parámetros petrofísicos del campo Parahuacu 11
1.7 Mecanismo de empuje reservorio Basal Tena 15
1.8 Mecanismo de empuje reservorio U 16
1.9 Mecanismo de empuje reservorio T 17
1.10 Ubicación de los pozos en el campo Parahuacu 23
2.1 Diagrama de flujo del sistema de Bombeo Hidráulico 26
2.2 Válvula de pie 32
2.3 Unidad de bombeo hidráulico tipo Pistón 35
2.4 Operación general de una bomba tipo Pistón 36
2.5 Componentes de una bomba tipo Jet 39
2.6 Bomba Jet Claw convencional 41
2.7 Bomba Jet Claw reversa 41
3.1
Histórico de producción de petróleo del reservorio Basal Tena, campo
Parahuacu 46
3.2 Histórico de producción de agua del reservorio Basal Tena, campo
Parahuacu 47
3.3 Histórico de producción de gas del reservorio Basal Tena, campo
Parahuacu 48
3.4 Histórico de producción de petróleo del reservorio U, campo Parahuacu 49
3.5 Histórico de producción de agua del reservorio U, campo Parahuacu 50
3.6 Histórico de producción de gas del reservorio U, campo Parahuacu 51
3.7 Histórico de producción de petróleo del reservorio T, campo Parahuacu 52
3.8 Histórico de producción de agua del reservorio T, campo Parahuacu 53
3.9 Histórico de producción de gas del reservorio T, campo Parahuacu 54
3.4 Historial de producción campo Parahuacu 55
3.5 Producción del campo Parahuacu durante el año 2010 59
XIV
No Descripción Página
3.6 Producción de los pozos perforados desde el año 2000 60
3.7 Pronóstico de producción campo Parahuacu 62
3.8 Comportamiento de presión reservorio Basal Tena 64
3.9 Comportamiento de presión reservorio U 64
3.10 Comportamiento de presión reservorio T 65
4.1 Curva de comportamiento de diseño Guiberson 83
4.2 Curva de comportamiento H – M de diseño Guiberson 85
XV
ÍNDICE DE FOTOS
No Descripción Página
2.1 Tanque de almacenamiento de fluido motriz 28
2.2 Válvula Block 28
2.3 Válvula reguladora de flujo 29
2.4 Turbina 29
2.5 Analizador de flujo (MCII) 30
2.6 Cavidad 30
2.7 Packers 31
2.8 Camisas 31
XVI
SIMBOLOGÍA
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES
AN Área de flujo de la tobera plg2
AT Área anular de la cámara de mezclado plg2
ARCH Agencia de Regulación de Control
Hidrocarburífero
Bl Barriles L3
BAPD Barriles de agua por día L3/t
BES Bombeo Electrosumergible
BH Bombeo Hidráulico
BFPD Barriles de fluido por día (agua y petróleo) L3/t
BPPD Barriles de petróleo por día L3/t
BT Basal Tena
Csg Casing
GOR Relación gas petróleo L3
HJ Hidráulico Jet
HP Hidráulico Pistón
HP Horses Power, Caballos de Potencia
Km Kilómetro L
M Metro L
P Presión M/Lt2
Pb Presión de burbuja M/Lt2
ppm Partes por millón
PP Pozo produciendo
Pwf Presión de fondo fluyente M/Lt2
Pws Presión de fondo estática M/Lt2
Psi Libras fuerza por pulgada cuadrada M/Lt2
POES Petróleo original en sitio L3
PVT Presión - Volumen – Temperatura
QD Tasa del fluido producido más fluido motriz Bl/día
QS Tasa del fluido producido L3/t
XVII
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES
Rs Razón gas disuelto – petróleo (solubilidad
del gas en el petróleo)
Sw Saturación de agua
T Temperatura T
Ti T Inferior
Ts T Superior
TVD Profundidad vertical verdadera L
VAN Valor Actual Neto
VRF Válvula Reguladora de Flujo
m Viscosidad M/Lt
mg Viscosidad del gas M/Lt
mo Viscosidad del petróleo M/Lt
mw Viscosidad del agua M/Lt
ºAPI Grados API
% Tanto por ciento
XVIII
RESUMEN
El campo Parahuacu operado por EP PETROECUADOR en el Distrito Amazónico,
perteneciente al área de Lago Agrio, posee una producción de crudo marginal, con
un bajo contenido de agua y sedimentos y un alto °API.
En el presente proyecto de titulación “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO
HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU”, se describe las características del
campo analizando su vida productiva, realizando énfasis en los pozos y producción
con el sistema de Bombeo Hidráulico.
En este proyecto se tiene como objetivo presentar alternativas económicamente
rentables para mejorar la eficiencia de los pozos con Bombeo Hidráulico,
permitiendo el incremento de la producción.
El Primer Capítulo detalla la ubicación geográfica, descripción geológica,
estructura y estratigrafía de los yacimientos que se encuentran en el Campo
Parahuacu. Se detalla características petrofísicas y de los fluidos; además, se
exponen datos de reservas, presiones de los yacimientos y mecanismos de
producción presentes en este campo.
A continuación, en el Segundo Capítulo, se hace una descripción general del
funcionamiento del sistema de levantamiento artificial con bombeo hidráulico. Se
detalla las características, componentes, principio de funcionamiento, ventajas,
desventajas, tanto del sistema de levantamiento tipo jet como del equipo tipo
pistón, los fabricantes de cada uno de estos que proveen de sus equipos en el
país.
Posteriormente se detalla la situación actual del Campo Parahuacu en el tercer
capítulo; al igual que se menciona el histórico de producción del campo
detallada por reservorio, la información de los trabajos de reacondicionamiento
realizados en cada uno de los pozos con bombeo hidráulico con que cuenta
este campo, también se detalla la producción esperada para los años próximos
XIX
y demás características actuales de la producción y las facilidades de
producción que posee la Estación Parahuacu.
A continuación, en el cuarto capítulo mediante la utilización de la información
proporcionada por EP Petroecuador y la realización de cálculos aplicando el
método de Smart para realizar el rediseño de los equipos de fondo actualmente
utilizado, en los pozos con bombeo hidráulico. Luego se procede a realizar un
estudio económico con tres diferentes escenarios de acuerdo a los valores del
barril de petróleos que utilizará el Ecuador para proyectos y presupuesto para
el año 2011. Se emplea indicadores económicos como el valor actual neto, la
tasa interna de retorno, la relación beneficio costo, los cuales para los tres
escenarios resultaron económicamente rentables y viables para ser llevados a
cabo.
Para concluir en el Quinto capítulo se indican las conclusiones y
recomendaciones más sobresalientes obtenidas al finalizar el proyecto.
XX
PRESENTACIÓN
La Gerencia de Exploración y Producción que opera entre otros el campo
Parahuacu, estructura pequeña con una producción marginal de crudo liviano que
ha aportado con su producción al país por 32 años.
Debido al largo tiempo de producción de los pozos del campo y demás factores su
producción ha ido decreciendo, por lo que se ha visto la necesidad de realizar
estudios de la situación actual, para así plantear propuestas que permitan el
incremento de la producción.
Por lo cual en el presente proyecto “ESTUDIO DEL BOMBEO HIDRÁULICO EN
EL CAMPO PARAHUACU”, se realiza un estudio de los pozos que hoy en día
están trabajando con bombeo hidráulico, producción actual, requerimientos de
fluido motriz y equipo de fondo actualmente instalado, teniendo como objetivo
plantear nuevos diseños para reducir el consumo de energía y de fluido motriz,
con una inversión económicamente recuperable a corto plazo.
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
1.1 INTRODUCCIÓN
El Campo Parahuacu se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, a 16
km al sur-este del Campo Lago Agrio, en la Cuenca Oriente del Ecuador.
Este campo se ubica sobre el flanco norte del arco de la trans-cuenca, que separa
la cuenca del Oriente en Ecuador y Perú. Hacia el sur de la cuenca Putumayo en
Colombia.
Fue descubierto por la Compañía Texaco-Gulf con la perforación del pozo
exploratorio PRH Nº 1 en octubre de 1968, alcanzando una profundidad de 10.173
pies y completado oficialmente el 18 de noviembre de 1.968, sin embargo, la
producción formal del Campo comenzó en diciembre de 1.978, dado que para el
momento de la perforación del primer pozo no existían facilidades de producción
en la zona obteniéndose una producción inicial de la arenisca T 900 BPPD de 31
grados ºAPI y con 0.2% de BSW1.
Se han perforado un total de dieciocho pozos, hasta marzo del 2.011 los cuales
producen de las areniscas Basal Tena y las areniscas U y T, miembros de la
Formación Napo Inferior, todas de edad cretácica.
1Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre
de 2004.
2
1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El Campo Parahuacu, se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos al
Oeste del eje axial de la Sub-cuenca Napo, en las siguientes coordenadas
geográficas:
LATITUD: 00º 01’ 00” Norte a 00º 07’ 00”
LONGITUD: 76º 41’ 00” Oeste a 76 º 43’ 00”
La ubicación del Campo Parahuacu puede ser mejor visualizada en la Figura
1.1.
FIGURA 1.1
MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
3
1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA
1.3.1 ESTRUCTURAL
El Campo Parahuacu se encuentra ubicado sobre un anticlinal, de orientación N-
S, de 15 km de largo, con un ancho promedio de 2,5 km de acuerdo a la
adquisición sísmica 2D y 3D, mostrado en la Figura 1.2.
FIGURA 1.2
MAPA BASE DEL CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Informe “Modelamiento Geoestadístico de los Campos Atacapi y Parahuacu,
Cuenca Oriente, Ecuador. Tomo I. Quito.
ELABORADO POR: GEOCONSULT.
El mapa estructural al tope la arenisca U de la Formación Napo, define como
estructura un anticlinal asimétrico de forma alargada en dirección Norte - Sur,
limitado por una falla de tipo Normal en la parte Este del campo, que se encuentra
4
actuando como sello para poder originar los yacimientos en U y T, donde el
bloque levantado está en la parte Oeste y el hundido en la parte Este, el campo
presenta un cierre estructural de 100 pies y un área aproximada de 3.250 acres.
En el dominio de esta estructura, se evidencia una primera fase extensiva,
también identificada en las estructuras Charapa y Culebra - Yulebra-Anaconda, de
edad albiana (contemporáneas a la depositación de Hollín y Napo Basal),
definida por un conjunto de fallas normales sin-sedimentarias que no sufrieron
inversión posterior (Figura. 1.3).
FIGURA 1.3
SECCIÓN SÍSMICA CAMPO PARAHUACU
FUENTE: “La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo”, Patrice Baby, Marco Rivadeneira,
Roberto Barragán.
5
1.3.2 LITOLOGÍA
FIGURA 1.4
COLUMNA ESTATIGRÁFICA DEL CAMPO PARAHUACU
FUENTE: “La Cuenca Oriente, Geología y Petróleo”. Patrice Baby, Marco Rivadeneira,
Roberto Barragán.
6
1.3.2.1 Formación Napo
Es la más importante debido a las posibilidades de acumulación de hidrocarburos,
en esta zona el espesor varia de aproximadamente de 40 pies de Oeste a Este.
Litológicamente, la Formación Napo está constituida por calizas, lutitas y arenas,
que se forman de acuerdo a los eventos regresivos y transgresivos.
Las principales unidades estratigráficas del campo de la Cuenca Oriente se
presentan en la Figura 1.4.
1.3.2.1.1 Secuencia Transgresiva: Está constituida por dos unidades:
Caliza A: Se encuentra presente en toda la Cuenca Oriente, yace sobre la
arenisca U. Estas van de color gris oscuro a negro, maciza varía de densa a dura
y el espesor es de 100 - 400 pies; representa fósiles y conchas fragmentadas con
trazas de alquitrán seco.
Caliza B: Son similares a la anterior, calizas de color oscuro, calcareníticas
levemente piríticas con intercalaciones de lutitas que cubre la zona de arenisca T
con un espesor de 10 - 70 ft.
1.3.2.1.2 Secuencia Regresiva:
Arenisca M-1: Esta arena, denominada al Norte como M-1, al centro como San
Fernando y al Sur como Vivían, forma la parte superior de la Formación Napo,
que está formada por areniscas cuarzosas fiables de color gris claro a blanco, con
cemento silíceo, lentes delgados de lutitas duras de color gris a negro y pequeños
lentes de calizas.
7
Arenisca “U”: Está formado por dos miembros:
· Superior: Integrado por intercalaciones de lutitas, calizas y areniscas de color
gris, de porosidad regular. Se caracteriza por poseer los menores espesores
de arena, entre 0 y 15 pies y adicionalmente posee menor conectividad de sus
cuerpos de arena, afectando la calidad de la roca reservorio.
· Inferior: De color gris de grano fino a grueso sub-redondeado. Clasificación de
porosidad de regular a buena. Posee mayor presencia de intercalaciones
lutítico-arcillosa en su cuerpo arenoso, afectando la conectividad vertical del
reservorio, sin embargo existe buena extensión lateral.
Arenisca T: Constituye el primer ciclo regresivo hacia el Sur Oeste de la
Formación Napo, destaca hacia el intervalo inferior, un cuerpo arenoso de
aspecto masivo y homogéneo, su mejor espesor se encuentra hacia el Norte del
campo, evidenciado por los pozos, PRH-08, PRH-01, PRH-07 y PRH-02; hacia el
sur el espesor disminuye encontrándose valores entre 10 y 20 pies, este intervalo
se caracteriza por tener buena extensión lateral y buena conectividad vertical
favoreciendo las condiciones de la roca reservorio. Posee una mejor continuidad
de los cuerpos de arena con respecto al intervalo inferior de la unidad U. Esta
arena está conformada por dos intervalos:
· Superior: Tienen numerosos estratos intercalados de lutitas, calizas y
areniscas de color gris de grano fino de porosidad mala con clasificación
pobre.
· Inferior: Se encuentra intercalado por lentes de lutitas y calizas, las areniscas
tienen color gris a café claro de grano fino-medio, sub-redondeados; son más
bien clasificados de grano fino-medio-grueso; origina mejores reservorios para
los hidrocarburos. Estas areniscas tienen cemento calcáreo, glauconítico con
una porosidad regular (12% - 15%) y una potencia promedio de 36,5 pies de
espesor en el campo.
8
1.4 PETROFÍSICA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO
PARAHUACU
A petrofísica se refiere a la determinación cuantitativa de las propiedades de la
roca y los fluidos presentes en la misma. Adicionalmente, la petrofísica determina
la relación existente entre los fluidos y su movimiento a través del medio poroso
de la roca de un yacimiento determinado.
1.4.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS
Dentro de estas propiedades se va a considerar la porosidad, la saturación de
agua para el espesor productivo de cada uno de los reservorios de este campo.
Estos datos tomados del estudio realizado por la Compañía NCT Energy Group,
realizado el 31 de diciembre del 2.008.
1.4.1.1 Basal Tena
Se presenta bien definida entre una sección básicamente lutítica tanto por
encima como por debajo de la Arenisca Basal. El espesor promedio de este
reservorio es de 8,79 pies con porosidad y saturación de agua de 15,22% y
30,33% respectivamente. No se observan zonas con alta saturación de agua ni
presencia de contacto agua-petróleo a nivel de este yacimiento.
1.4.1.2 Napo U
En esta arenisca el espesor productivo es de 8,33 pies, la porosidad de 11,60 % y
la saturación del agua está en un rango de 16,62%.
· Intervalo Superior: Presenta los menores espesores de arenas de
reservorio. Está constituida por escasos desarrollos de areniscas sumamente
9
arcillosas con baja prospectividad.
No se observa en registros la presencia de un contacto agua-petróleo.
· Intervalo Medio: Conformado por areniscas de poco espesor, con múltiples
intercalaciones de lutitas, presenta porosidades promedio de 10% y espesor
neto petrolífero de apenas 2,5 pies en el pozo PRH-04, mientras que en el
resto de los pozos analizados no presenta interés petrofísico. No se observa
en los registros la presencia de un contacto agua-petróleo.
· Intervalo Inferior: Presenta desarrollos relativamente arcillosos, con
espesores variables desde 4 pies hasta 30 pies aproximadamente.
Al promediar los valores para la Arenisca U, se determina que los valores
promedio de porosidad y saturación de agua se ubican en 11,32% y 17,01%
respectivamente.
1.4.1.3 Napo T
En esta arenisca el espesor productivo es de 25,10 pies, la porosidad de 11,43%
y la saturación del agua de 20,51%.
· Intervalo Superior: Se muestra en los pozos analizados como una
secuencia muy radioactiva, con alta resistividad hacia la parte inferior del
intervalo y baja porosidad. Solo se reportan 3,5 pies como espesor petrolífero
en el pozo PRH-09, mientras que en el resto de los pozos carece de
prospectividad.
· Intervalo Inferior: Es el intervalo donde se observa mayores desarrollos
con un contenido de arcilla mucho menor que el observado en el resto de la
columna y con espesores petrolíferos que oscilan entre 4 pies y 40 pies.
Según perfiles de pozos, el único contacto agua-petróleo visible se identifica en el
10
pozo PRH-09 a nivel del intervalo inferior de T, Figura 1.5, a una profundidad
medida de 9.772 pies, el cual se manifiesta con su respectiva disminución de
resistividad dentro del cuerpo de un desarrollo de arena relativamente
homogéneo hasta unos 13 ohm.
Como valores promedio de porosidad y saturación de agua para la Arenisca T se
determinaron 11,21% y 21,74%, respectivamente.
FIGURA 1.5
CONTACTO AGUA PETRÓLEO PRH – 09
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
En la Tabla 1.1 se encuentra resumida las propiedades petrofísicas de los
reservorios del Campo Parahuacu.
11
TABLA 1.1
PARÁMETROS PETROFÍSICOS PROMEDIO DEL CAMPO PARAHUACU
SUMARIO PETROFÍSICO PROMEDIO PETROPRODUCCÍÓN
RESERVORIO Ho (pies) φ(%) Sw (%)
Basal Tena 8,18 14,67 31,30
U 8,33 11,60 16,62
T 25,10 11,43 20,51
FUENTE: Departamento de Yacimientos – Quito. , EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordoñez
En la Figura 1.6 se muestra gráficamente las propiedades petrofísicas que posee
este campo.
FIGURA 1.6
PARÁMETROS PETROFÍSICOS DEL CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, , EP PETROECUADOR.
12
1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
En la Tabla 1.2 se exponen los datos del análisis PVT obtenidos del Laboratorio
de Yacimientos C.I.G.Q de EP Petroecuador, para los diferentes yacimientos:
Basal Tena, Napo U, Napo T.
Hay que recalcar que los crudos se tornan más pesados de los yacimientos más
profundos a los más someros así T tiene 30° APl, U 28° y Basal Tena 20° API,
estando dentro de una categoría de crudo medio o mediano.
Sus contenidos de azufre son 0,62; 0,67 y 1,05 % en peso respectivamente.
TABLA1.2
PROPIEDADES PVT POR YACIMIENTO
Arena °API Temperatura
(°F) Pb (psi) GOR
Boi
(BY/BN) Bo
(BY/BN) Gravedad del Gas
T 32,1 195 1.283 396 1,301 1,2802 1,249
U 28,2 202 1.485 463 1,206 1,219 1,186
BT 18,9 195 778 162 1,124 1,1362 0,9925
FUENTE: Laboratorio de Yacimientos C.I.G.Q, EP Petroecuador.
ELABORADO POR: Diana Ordoñez.
En la Tabla 1.3, en cambio se presentan los valores de las propiedades PVT de
los fluidos, para cada uno de los pozos, igualmente valores obtenidos del
Laboratorio de Yacimientos C.I.G.Q.
TABLA 1.3
PROPIEDADES PVT DE LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU
Pozos Reservorio Intervalo Pb Bob Rsi
(pc/Bl) °API
T (pies) (psi) (BY/BN) (°F)
PRH-04 Basal Tena 8.821-8.840 844 1,1454 160 20,3 196
13
TABLA 1.3 CONTINUACIÓN
Pozos Reservorio Intervalo
(pies) Pb
(psi) Bob
(BY/BN) Rsi
(pc/Bl) °API T (ªF)
PRH-04 Basal Tena 8.821-8.840 820 1,161 164 17,5 194
PRH-02 U 9.431 – 9.441 9.448 – 9.462
1,485 1,348 463 28,2 202
PRH-01 T 9.728 – 9.740 9.753 – 9.773
1,086 1,265 332 30,1 206
PRH-01 T 9.728 – 9.773 1,480 1,3203 459 34,0 184
PRH-05 T 11.074 – 11.094
1,190 1,3089 324 30,8 222
PRH-07 T (Intervalo inferior)
9.674 – 9.704 1,050 1,3589 366 34,2 199
9.709 – 9.720
FUENTE: Laboratorio de Yacimientos C.I.G.Q, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordoñez.
Se observa que los yacimientos U y T tienen una mayor relación gas petróleo
(GOR) que es el volumen de gas producido por día dividido por el volumen total
de petróleo producido por día. Esta diferencia es el resultado del empuje de gas
disuelto, ya que se caracteriza por la rápida caída de presión en el reservorio.
1.4.3 CANTIDAD DE AGUA Y SEDIMENTOS (BSW)
Respecto al porcentaje de agua y sedimentos (BSW), está en un 1,7%.
TABLA 1.4
ANÁLISIS DE BSW
BSW DEL CAMPO PARAHUACU
Pozos Arena BSW de Retorno
PRH 01 T 0,2 PRH 02 Ui 0,6 PRH 04 BT 0,3 PRH 05 Ti 3,0
14
CONTINUACIÓN TABLA 1.4
BSW DEL CAMPO PARAHUACU
Pozos Arena Bsw de Retorno
PRH 08 Ti 0,3 FUENTE: Laboratorio de Corrosión Lago Agrio, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
1.4.4 SALINIDAD
Lo concerniente a salinidades depende de la arena de la cual se esté
produciendo. Dichos valores se e indican en la Tabla1.5 a continuación.
TABLA 1.5
ANÁLISIS DE SALINIDAD DEL CAMPO PARAHUACU
Pozos Arena Salinidad ppm Cl
PRH 01 T BAJO BSW PRH 02 Ui 41.250 PRH 04 BT 28.650 PRH 05 Ti 24.800 PRH 07 Ts+Ti 35.000 PRH 08 Ti 29.000
FUENTE: Laboratorio de Corrosión Lago Agrio, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
1.5 MECANISMO DE EMPUJE
Los reservorios del campo Parahuacu se encuentran subsaturados, sometidos a
mecanismos de producción tales como: expansión roca-fluido, gas en solución y
en algún caso en particular, presencia de influjo de agua, característico de los
campos pertenecientes a la Cuenca Oriente.
15
Para todos los reservorios se presentan gráficos de comportamiento de la presión
en función de lo acumulados de producción, expresados como porcentajes de la
presión inicial del reservorio y el POES (P/Pi versus Np/N).
Los puntos del comportamiento histórico se sobreponen sobre un conjunto de
tendencias de declinación de presión de reservorios, produciendo por distintos
tipos de mecanismos de producción o empuje primarios representados por las
líneas continuas de colores.
Para efectos de visualizar los mecanismos actuantes y estimar un posible rango
de factores de recobro, se estableció un área demarcada por líneas truncadas en
color azul, como el posible rango de tendencias de comportamiento futuro del
reservorio. Este rango de tendencias es referencial.
1.5.1 RESERVORIO BASAL TENA
De acuerdo a la Figura 1.7 se identifica la presencia del mecanismo de expansión
roca-fluido como mecanismo principal.
FIGURA 1.7
MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO BASAL TENA
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 10 20 30 40 50 60
Re
laci
ón
Py/
Pi
(%)
FR (% )
Campo PARAHUACU, Reservorio BASAL TENAMecanismo de Empuje
Expansión Roca Fluido
Drenaje por Gravedad
Influjo de Agua
Expansión Capa de Gas
Gas en Solución
Rersrvorio Basal Tena
Proy. Tendencia de Comportamiento
16
1.5.2 RESERVORIO U
En la Figura 1.8 se aprecia que el reservorio exhibe un comportamiento que indica
la presencia del mecanismo de producción de expansión de roca-fluido, sin
descartar alguna contribución de gas en solución.
FIGURA 1.8
MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO U
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
1.5.3 RESERVORIO T
En la Figura 1.9 se observa un comportamiento que indica la combinación de
mecanismos de producción como expansión de roca-fluido y gas en solución y
una contribución de empuje de agua a juzgar por el comportamiento de
presiones.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 10 20 30 40 50 60
Re
laci
ón
Py
/Pi
(%)
FR (% )
Campo PARAHUACU, Reservorio UMecanismo de Empuje
Expansión Roca Fluido
Drenaje por Gravedad
Influjo de Agua
Expansión Capa de Gas
Gas en Solución
Rersrvorio U
Proy. Tendencia de Comportamiento
17
FIGURA 1.9
MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO T
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
1.6 FACTOR DE RECOBRO
En la Tabla 1.6, se presenta un resumen basado en estadísticas internacionales,
donde se pueden observar los factores de recobro asociados a los diferentes
mecanismos de producción primarios.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 10 20 30 40 50 60
Re
lació
n P
y/P
i (%
)
FR (% )
Campo PARAHUACU, Reservorio TMecanismo de Empuje
Expansión Roca Fluido
Drenaje por Gravedad
Influjo de Agua
Expansión Capa de Gas
Gas en Solución
Rersrvorio T
Proy. Tendencia de Comportamiento
18
TABLA 1.6
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN PRIMARIA
Mecanismo Presión de Reservorio
GOR Producción de
Agua Factor de Recobro
Empuje por agua
Permanece alta: Es sensible a las altas tasas de producción de petróleo, agua y gas
Permanece baja sin la presión es alta.
Aumenta apreciablemente. Los pozos ubicados buzamiento abajo producen agua temprano.
35% - 80% Promedio 50%
Empuje por gas en solución
Declina rápida y continuamente
Primero baja sube a un máximo y cae nuevamente.
Ninguna (excepto en reservorios con alta saturación de agua)
5% - 35% Promedio 20%
Expansión roca fluido
Declina rápida y continuamente (P>Pb)
Aumenta continuamente en pozos ubicados buzamiento arriba.
Ninguna (excepto en reservorios con alta saturación de agua)
1% - 10% Promedio 3%
Empuje por capa de gas
Declina suave y continuamente
Permanece baja en buzamiento abajo y alta en pozos buzamiento arriba.
Ausente o insignificante
20% - 40% Promedio >25%
Drenaje por gravedad
Declina rápida y continuamente
Ausente o insignificante
40% - 80%
Promedio 60%
FUENTE: “Inyección de Agua”, Magdalena P. de Ferrer, 2.002.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
Igualmente los valores a mencionar han sido tomados del estudio realizado por la
Compañía NCT Energy Group, valores que fueron calculados por varios métodos
por efectos comparativos tales como: declinación de producción, estadísticas
internacionales en función de los mecanismos de producción presentes, de
acuerdo a la génesis de los yacimientos y correlaciones de Arps.
En la Tabla1.7 se indica los factores de recobro para cada reservorio del campo
Parahuacu.
19
TABLA 1.7
FACTORES DE RECOBRO DE LOS RESERVORIOS DEL CAMPO
PARAHUACU
Reservorio Factor de Recobro
(%)
Basal Tena 15
U 20
T 29
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
1.7 RESERVAS DEL CAMPO PARAHUACU
Para la certificación del Petróleo Original en Sitio (POES) de los reservorios U y T,
la Compañía NCT Energy Group realizó un cálculo volumétrico basado en la
combinación de los mapas de espesor neto, saturación de agua y porosidad, con
lo que se obtuvo un volumen de hidrocarburo a condiciones de reservorio, que
luego fue llevado a condiciones de superficie utilizando los factores volumétricos
del petróleo (Boi).
La cantidad de petróleo original en sitio del reservorio Basal Tena es de
28’757.274² Bl se obtuvieron de cálculos volumétricos, y para los reservorios U y
T se obtuvieron del modelo geoestadístico (123´169.924 ³ Bl).
TABLA 1.8
POES CAMPO PARAHUACU
POES DEL CAMPO PARAHUACU
Reservorio Poes Total
Basal Tena 28’757.274
U 44’768.695
² Informe "Actualización de Mapas y cálculo de Petróleo in Situ" a diciembre de 1.997.
³ Informe “Modelamiento Geoestadístico del Campo Parahuacu, Tomo I, Quito abril
2008”, actualizado mediante revisión en mayo 2.009.
20
CONTINUACIÓN TABLA 1.8
POES DEL CAMPO PARAHUACU
Reservorio Poes Total (Bl)
T 78’401.229
Total 151´927.198
FUENTE: Laboratorio de Corrosión Lago Agrio
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
En la Tabla 1.8 se muestra los valores de POES del Campo Parahuacu validados
como parte del estudio mencionado y sobre la base del cual se procedió con el
cálculo de las reservas del campo Parahuacu.
1.7.1 RESERVAS PROBADAS
Son los volúmenes estimados de petróleo, gas natural, condensado, líquidos del
gas natural y sustancias asociadas, recuperables con razonable certeza de
yacimientos conocidos, de acuerdo a la información geológica y de ingeniería
disponible, bajo condiciones económicas definidas. Estas reservas fueron
calculadas aplicando los respectivos factores de recobro para cada uno de los
reservorios del campo mencionados en la Tabla 1.7.
1.7.1.1 Reservorio Basal Tena
Las reservas originales de Basal Tena son de 4´313.591 Bl, aplicando un factor
de recobro de 15%.
1.7.1.2 Reservorio U
Las reservas probadas del reservorio U fueron estimadas en 8´953.739 Bl,
aplicando un factor de recobro de 20%.
21
1.7.1.3 Reservorio T
Las reservas originales para el reservorio T se estimaron en 22´736.356 Bl,
tomando como factor de recobro 29% validado en sección anterior.
TABLA 1.9
RESERVAS PROBADAS DEL CAMPO PARAHUACU
Reservorio POES NCT EG (Bl) Factor de
Recobro (%) Reservas Recuperables
NCT EG (Bl)
Basal Tena 28´757.274 15 4´313.591
U 44´768.695 20 8´953.739
T 78´401.229 29 22´736.356
TOTAL 151´927.198 24,03 36´003.686
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
1.7.2 RESERVAS PROBABLES
En los reservorios Basal Tena y U, no se evidenció un contacto agua-petróleo,
definiéndose el límite del reservorio por un límite inferior de arena (LIA), por lo
que se estima que puedan existir reservas probables. En el informe de NCT no
se calculan las reservas probables por estar fuera del alcance del Proyecto, por lo
que no se cuenta con esta información.
1.7.3 RESERVAS POSIBLES
Para este campo no se estiman reservas posibles, basado en que con la
información geológica aportada no se visualizan áreas adicionales con
potencialidad prospectiva. En la Tabla 1.10 se resume las reservas del campo.
22
TABLA 1.10
RESERVAS INICIALES DEL CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
1.8 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
En el Campo Parahuacu hasta el mes de marzo del 2.011 se han perforado
dieciocho pozos, de los cuales catorce están produciendo, tres se encuentran
cerrados y uno abandonado. Los pozos productores se encuentran trabajando
seis con Bombeo Hidráulico y ochoo con Bombeo Electrosumergible.
La estación centralizada Parahuacu se encuentra conformada términos generales
por:
· 1 Tanque de lavado
· 1 Tanque de surgencia
· 2 Separadores de producción
· 2 Bombas BOOSTER de transferencia
· 2 Unidades de oleoducto
· 2 Bombas BOOSTER de Power Oil
· Sistema contra incendios
En el capítulo tres se describe en forma más detallada las facilidades
mencionadas.
La ubicación de los pozos se indica en la Figura 1.10.
Campo Yacimiento º API Reservas Originales
Probadas Probables Totales Bl Bl Bl
PARAHUACU
BASAL TENA 20,30 4’313.591 0 4’313.591 U 28,20 8’953.739 0 8’953.739 T 30,80 22’736.356 0 22’736.356
SUBTOTAL
36’003.686 0 36’003.686
23
FIGURA 1.10
UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Departamento de Ingeniería Civil, Lago Agrio, EP PETROECUADOR.
En la Tabla 1.11 se indica las distancias de cada uno de los pozos tanto los que
se encuentran operando con bombeo hidráulico como los que se encuentran con
bombeo electrosumergible con respecto a la Estación Parahuacu, valores que
serán necesarios para la determinación de presión de planta en algunos pozos
donde no se dispone de esta información.
24
TABLA 1.11
UBICACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
Pozo Distancia
Estación - Pozo (m)
Observaciones
PRH-01 100 Troncal Parahuacu
PRH-02 2.100 Troncal Principal
Norte
PRH-03 2.500 Troncal Parahuacu
PRH-04 4.500 Troncal Parahuacu
PRH-05 2.250 Troncal Principal
Norte
PRH-07 850 Suspendido 5Kms
construidos
PRH-08 1.150 Troncal Parahuacu
PRH-010 2.800 Troncal Parahuacu
PRH-011 950 Troncal Parahuacu
PRH-012 1160 Troncal Parahuacu
PRH-013 2.037 Troncal Parahuacu
PRH-015D 1.150 Troncal Parahuacu
(Sale del 8)
PRH-016D 950 Troncal Parahuacu
PRH-017D 850 Troncal Parahuacu
PRH-018D 1.100 Troncal Parahuacu
25
CAPÍTULO 2
FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO
2.1 INTRODUCCIÓN
El método del bombeo hidráulico se remonta desde los Egipcios cuando ellos
utilizaban este principio para bombear agua (sistema de balancín y varillas),
dentro de la industria petrolera se remonta a la época en que hizo el
descubrimiento Drake en Pensilvania.
Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento artificial
hidráulico como la bomba de Faucett que en el subsuelo fue una bomba
accionada por vapor de agua y requería de un pozo de gran diámetro para
operarla, por esta razón no se comercializó con facilidad estos equipos.
Con el transcurrir de los años, y teniendo que producir cada día desde mayores
profundidades se han ido tecnificando y perfeccionando los diseños de estos
equipos de subsuelo y superficie hidráulicos, es así que desde 1.932 varios
miles de pozos petroleros han sido explotados con bombas hidráulicas,
incrementándose cada día más las instalaciones en el mundo con este sistema de
levantamiento artificial.
El principio fundamental aplicado al BOMBEO HIDRAULICO en el subsuelo es la
“LEY DE PASCAL”, en el que explica: Si se ejerce una presión sobre una
superficie líquida esta se transmite a todas las superficies del mismo con igual
intensidad. La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una
estación centralizada en la superficie mediante una tubería llena de fluído hasta
cualquier número de puntos (pozos) dentros del sistema.
26
2.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE BOMBEO
HIDRÁULICO
Los componentes que conforman el sistema de Levantamiento Artificial por
Bombeo Hidráulico pueden ser clasificados así:
· Equipo de superficie
· Equipo de subsuelo
En la Figura 2.1 podemos observar la secuencia del flujo en un sistema de
bombeo hidráulico.
FIGURA 2.1
DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO
FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Vinicio Melo.
Los equipos de superficie y subsuelo están integrados por los siguientes
elementos:
27
2.2.1 EQUIPO DE SUPERFICIE
2.2.1.1 Sistema de Fluido de Potencia
Los sistemas de fluidos de potencia se dividen en dos tipos:
· Sistema de fluido cerrado: en este tipo de sistema, el fluido motor no se
mezcla con los fluidos producidos por el yacimiento.
· Sistema de fluido abierto: en este tipo de sistema, el fluido motor se mezcla
con los fluidos producidos por el yacimiento.
2.2.1.2 Bomba de Superficie
Las bombas utilizadas en este tipo de levantamiento para bombear el fluido motor
son generalmente las bombas triplex.
· Bombas triplex: estas bombas usan émbolo, camisa de metal a metal,
válvula tipo bola.
· Bombas múltiples: tienen un terminal de potencia y una de fluido. El terminal
de potencia comprende, entre otras partes: el cigüeñal, la biela y los
engranajes.
2.2.1.3 Tanques de almacenamiento del fluido motriz y facilidades de deshidratación
Los tanques de almacenamiento deben tener la capacidad suficiente para proveer
durante las veinticuatro horas el fluido motriz hacia los pozos con el más bajo
porcentaje de agua y sedimentos como: arena, partículas de metal, herrumbres,
etc., razón por la cual se succiona a 10 pies del nivel del tanque.
28
FOTO 2.1
TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ
FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.
2.2.1.4 Válvulas de Paso (BLOCK)
Permite la apertura y cierre de una manera inmediata del fluido motriz a alta
presión que nos llega desde la estación, así como también la apertura y cierre en
la línea de Flujo o de baja presión.
FOTO 2.2
VÁLVULA BLOCK
FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.
2.2.1.5 Válvula Reguladora de Flujo (VRF)
Sirve para controlar el caudal que va a ser inyectado a la bomba de subsuelo,
esta válvula se instala entre la válvula block y el cabezal del pozo.
29
FOTO 2.3
VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO.
FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A
2.2.1.6 Turbina
Provoca pulsaciones que son leídas por un sensor magnético de un Instrumento
electrónico (MCII), El mismo que transforma esta lectura de pulsaciones en
valores de caudal que circulan hacia el pozo.
FOTO 2.4
TURBINA
FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.
2.2.1.7 Analizador de Flujo (MCII)
Es un instrumento electromagnético que sirve para leer las pulsaciones que se
producen en el interior de la turbina.
30
FOTO 2.5
ANALIZADOR DE FLUJO (MCII)
FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.
2.2.2 EQUIPO DE SUBSUELO
2.2.2.1 Cavidad
Es un conjunto de acoples, camisas y extensiones con perforaciones ubicadas de
manera especial y exacta. La bomba se alojará en el interior de la cavidad, al
trabajar los sellos de la bomba se generarán cámaras entre sí para permitir que el
fluido motriz realice su recorrido y ejecute su función satisfactoriamente, así como
también para que el fluido producido no retorne a la formación.
FOTO 2.6
CAVIDAD
FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.
2.2.2.2 Aisladores de zonas o Empacaduras
Son llamados también packers, están ubicados en línea con el tubing, los mismos
que por efecto de un accionar mecánico o hidráulico forman un sello con la pared
31
interna de la tubería de revestimiento (casing), y de esta manera aíslan cada una
de las arenas productoras independientemente.
FOTO 2.7
PACKERS
FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.
2.2.2.3 Camisas
Son herramientas que van colocadas en el conjunto de fondo, en una posición
cercana a la zona productora, el objetivo de esta herramienta es crear una
comunicación entre el espacio anular y el tubing por donde los fluidos producidos
de la zona ingresarán y se trasladarán a la cavidad donde se encuentra situada la
bomba de subsuelo.
FOTO 2.8
CAMISAS
FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.
2.2.2.4 Válvula de Pie
También llamada válvula standing, se aloja en el extremo inferior de cavidad
(seating ring), son necesarias en sistemas abiertos para crear el efecto “U” y
evitar que el fluido que está circulando regrese nuevamente al reservorio,
32
adicionalmente cuando el pozo se encuentra produciendo esta sirve de asiento
para las bomba.
FIGURA 2.2
VÁLVULA DE PIE
FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.
2.2.2.5 Fluido motriz
Es el fluido a alta presión (agua ó petróleo) que se utiliza para hacer trabajar la
bomba de subsuelo, sea esta Jet o Pistón. El contenido de sólidos es un factor
importante en la vida útil de la bomba y en los costos de operación.
Para utilizar este fluido debe estar previamente tratado, deshidratado y libre de
sedimentos.
2.2.2.6 Bombas Hidráulicas
Las bombas hidráulicas de subsuelo constituyen el principal componente del
sistema en el fondo del pozo. El principio de operación de estas bombas es
similar al de las bombas de cabillas. Las bombas hidráulicas utilizan un pistón
accionado por cabillas y dos o más válvulas de retención. La bomba puede ser de
simple acción o de doble acción. Se denomina bombas de acción simple porque
desplaza el fluido hasta la superficie, en el recorrido ascendente o en el
descendente (no en ambos).
33
2.3 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
· Con el sistema de levantamiento artificial hidráulico se puede producir
grandes caudales desde mayores profundidades, esto es con relación a las
bombas de varillas, el gas lift, o una bomba electro sumergible
· Mediante el sistema de levantamiento hidráulico se puede dar gran
flexibilidad para adaptarse a los cambios de caudales de producción.
· Todas las bombas hidráulicas pueden accionarse desde una sola fuente de
fluido motriz.
2.4 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
El Bombeo Hidráulico al igual que los otros tipos de levantamiento artificial puede
presentar problemas operacionales que se detallan en la Tabla 2.1.
TABLA 2.1
PROBLEMAS OPERACIONALES DEL BOMBEO HIDRÁULICO
INDICACIÓN POSIBLE CAUSA SOLUCIÓN
Baja presión de inyección, suben los
GPM Rotura de varilla de la bomba
Realizar prueba de producción y si se confirma la pérdida, cambiar bomba
Incremento de la presión de inyección, bajan los
GPM
Obstrucción o daño en la parte motor de la bomba
Realizar prueba de producción y confirmar pérdida si persiste, cambiar de bomba
Aumento de fluido motriz manteniendo los mismos
GPM
Desgaste en parte motriz de la bomba
Realizar prueba de producción y confirmar pérdida
Daño en algún sello de bomba
Reparar bomba
Daño en tubería de fluido motriz, etc.
Ubicar la fuga
Baja presión de retorno (presión de cabeza)
Pérdida de producción Incrementar GPM de la bomba de acuerdo a su
factor motriz
Baja eficiencia de la parte bomba
Realizar prueba de producción y si persiste la pérdida, realizar cambio de bomba
Incremento súbito de la presión de operación
Válvula cerrada Verificar posiciones de válvulas
Bomba Pistón atascada Cambiar bomba si no reacciona (abrir y cerrar
by-pass)
Bomba Jet taponada Si es jet sacar bomba y quitar obstrucción
Variación considerable en el fluido motriz
inyectado
Daño en la turbina Realizar mantenimiento de turbina o cambio
Daño en el contador de barriles
Calibrar contador de barriles
FUENTE: Solipet S.A “Introducción a las Operaciónes del Sistema de Bombeo Hidráulico”
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
34
2.5 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN
2.5.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA
Comúnmente el fluido motriz utilizado es petróleo crudo producido o agua tratada,
conocido como fluido motriz el cual es inyectado a presión al pozo por una unidad
de potencia. El fluido motriz es conducido a través de una tubería que se
introduce al pozo junto con la tubería de producción, accionando los pistones,
tanto del motor como de la bomba, instalada abajo del nivel de trabajo del fluido
producido por el pozo.
Este proceso está basado en el principio hidráulico que establece que: “Si se
ejerce un presión sobre la superficie de un líquido contenido en un recipiente,
dicha presión se transmite en todas las direcciones con igual intensidad”. Esto
significa que la presión proporcionada en la superficie al fluido motriz, es la misma
que se aplica a los pistones de la unidad de bombeo, obligándolos a impulsar los
fluidos producidos por el yacimiento hacia la superficie.
La cantidad de sólidos permisibles varía según el concepto de “vida de bomba” y
también depende de la viscosidad, sin embargo de 10 – 15 ppm es aceptable
para un petróleo de 30 – 40º API. Para petróleos pesados (10 – 20º API) se tolera
una mayor cantidad de sólidos, mientras que para agua la tolerancia es menor. El
tamaño máximo de partícula no debe ser mayor a 15 micrones mientras que el
contenido de sal no debe exceder a 12 lb/1.000 Bl de petróleo.
Hay que considerar que todo diseño siempre está sujeto a los siguientes factores:
· Número de pozos por operar
· Volumen necesario de fluido motriz
· Presión de operación
· Sistemas de inyección
· Características de los pozos que determinan el equipo de fondo adecuado:
35
2.5.2 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN
La unidad de bombeo se encuentra compuesta básicamente de tres elementos:
un motor hidráulico con pistón de doble acción , una válvula motriz que regula el
flujo de fluido motriz al motor , y una bomba hidráulica también con pistón de
doble acción que es el componente principal del sistema de Bombeo Hidráulico.
En la Figura 2.3 se muestra esquemáticamente una unidad de bombeo con sus
componentes básicos:
FIGURA 2.3
UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN
FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Vinicio Melo.
36
FIGURA 2.4
OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN
FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Vinicio Melo.
Los dos diseños de bombas que son generalmente los más utilizados son:
· Bomba de acción simple, esta desplaza el fluido en un solo sentido, sea en
la carrera ascendente o descendente. Figura 2.4.
· Bomba de acción doble, se desplaza el fluido tanto en la carrera
descendente como en la ascendente.
37
2.5.3 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO PISTÓN
El diseño de las bombas de fondo es exclusivo de cada fabricante, siendo las
marcas más conocidas y las que actualmente se utilizan en EP
PETROECUADOR las mencionadas a continuación:
· GUIBERSON
· NATIONAL OIL MASTER
· KOBE
· OILWELL HYDRAULICS INC. (OHI).
Las especificaciones de las bombas tipo pistón para cada uno de los fabricantes
antes indicados son mostradas en los Anexo 1.1
2.5.4 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN
El Bombeo Hidráulico tipo Pistón tiene gran aceptación, por las ventajas que lo
diferencian de los otros sistemas de levantamiento artificial, las cuales son:
· Puede alcanzar grandes profundidades, hasta los 18.000 pies.
· Para sustituir o darle mantenimiento al mecanismo (motor - bomba), no se
requiere equipo de reparación, únicamente se invierte el sentido del fluido
motriz y es desacoplado el motor y la bomba, haciéndose llegar a la superficie
por el desplazamiento del fluido motriz (bomba tipo libre).
· Buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5.000 Bl/ día).
· Puede operar en pozos direccionales.
· Es de fácil adaptación para su automatización.
· Fácil para agregar inhibidores de corrosión.
· Puede instalarse como un sistema integral.
· Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.
· Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas).
· Ideal cuando se tiene baja presión, bajas relaciones gas-aceite.
38
· Las bombas Pistón tienen mejores eficiencias a grandes profundidades que
una bomba de varillas por que no existe el problema del estiramiento de la
sarta.
· Flexibilidad para adaptarse a los cambios de caudales de producción.
2.5.5 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN
Este tipo de bombeo está sometido a ciertas limitaciones tales como:
· Para la reparación de la bomba se necesita de herramientas especiales e
instrumentos de alta calibración y control.
· Como se trabaja con presiones de operación altas hace que el trabajo se lo
realice con gran meticulosidad ya que una mala operación puede acarrear
problemas con consecuencias graves.
2.6 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
2.6.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA
El bombeo subsuperficial jet (a chorro) es un sistema especial de bombeo
hidráulico, a diferencia del tipo pistón, no ocupa partes móviles, y su acción de
bombeo se realiza por medio de transferencia de energía entre el fluido motriz y
los fluidos producidos.
Antes de conocer el funcionamiento de las bombas Jet enumeremos sus
componentes, los mismos que pueden ser visualizados en la Figura 2.6.
· Boquilla (Nozzle)
· Garganta (Throat)
· Difusor (Diffuser)
39
Estas bombas son un equipo hidrodinámico y operan, principalmente, a través de
la transferencia de momento entre dos corrientes de fluido adyacentes. El fluido
de potencia de alta presión pasa a través de la nozzle, donde la energía potencial
del fluido (energía de presión) se transforma en energía cinética está descarga un
chorro en la garganta de los fluidos del pozo, la cual tiene comunicación con la
formación. En la garganta cuyo diámetro es mayor al de la tobera, se mezclan los
fluidos del pozo con el fluido de potencia.
Los fluidos son conducidos a un difusor de área expandida, que convierte la
energía cinética remanente en presiones estáticas suficiente para levantar los
fluidos hasta la superficie (cuando esta presión es mayor que la ejercida por la
columna de fluidos en el espacio anular, se establece el flujo hacia la superficie)
FIGURA 2.5
COMPONENTES DE UNA BOMBA TIPO JET
FUENTE: SERTECPET
2.6.2 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
La bomba Jet es el componente principal de la completación de fondo. Estas
bombas se subdividen en bombas de circulación convencional y de circulación
40
inversa o reversa, dependiendo de la forma como se inyecta el fluido motriz y la
manera como se realiza la producción.
· Bomba con circulación convencional: el fluido motriz es inyectado por la
tubería de producción y se produce por el espacio anular Tubing – Casing.
· Bomba con circulación inversa: la inyección se da por el espacio anular y la
producción se realiza por el tubing.
2.6.3 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET
El diseño básico de los fabricantes existentes es muy similar, la principal
diferencia es la forma en que los fluidos son circulados dentro y fuera de la
sección de trabajo.
Considerando los pozos de Petroproducción estos trabajan con bombas Jet de
geometrías de las siguientes marcas:
· KOBE
· NATIONAL OIL MASTER
· GUIBERSON
· CLAW
· PARKER Co
· OILWELL HYDRAULICS INC.
En la Figura 2.6 y Figura 2.7 se presenta la bomba Jet Claw Convencional y Jet
Claw Reversa respectivamente.
41
FIGURA 2.6
BOMBA JET CLAW CONVENCIONAL
FUENTE: SERTECPET
FIGURA 2.7
BOMBA JET CLAW REVERSA
FUENTE: SERTECPET
Las especificaciones de las bombas tipo Jet (tamaños de boquillas y gargantas)
para cada uno de los fabricantes antes indicados son mostradas en el Anexo N°
1.
2.6.4 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
Las ventajas de este sistema de bombeo son innumerables, entre las que se
pueden mencionar:
42
· Carencia de partes móviles, lo que la hace resistente a los fluidos corrosivos y
abrasivos.
· Sección de trabajo compacta compuesta por la tobera, la entrada a la cámara
de mezclado y el difusor, esto facilita su instalación.
· Se adapta casi a cualquier profundidad en el pozo.
· Se pueden obtener tasas más grandes que con un bombeo hidráulico
convencional con el mismo diámetro de tubería.
· Puede ser utilizado en pozos desviados.
· Flexibilidad en la tasa de producción.
· Las bombas de subsuelo pueden ser circuladas o recuperadas
hidráulicamente.
· Es fácilmente optimizada cambiando el tamaño de la boquilla y la garganta.
· Apropiadas para instalación de medidores de presión de fondo debido a su
baja vibración.
· Puede manejar bajas concentraciones de arena, CO2, H2S.
· Se adapta a todos los ensamblajes de fondo del bombeo hidráulico tiene alta
capacidad y puede manejar el gas libre del pozo.
2.6.5 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
Entre las limitaciones de este tipo de bombeo tenemos:
1. Se necesita una presión de succión relativamente alta para evitar la cavitación,
en la entrada de la tobera.
Su eficiencia es menor que la de los equipos de desplazamiento positivo, por
lo cual necesita mayor potencia.
2. Genera altas emulsiones, requiriendo un mayor tratamiento químico.
43
CAPÍTULO 3
ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO
3.1 RESUMEN
En el Campo Parahuacu hasta el mes de marzo del 2.011 se han perforado
dieciocho pozos, catorce de los cuales están produciendo, tres están cerrados
y un pozo se encuentra abandonado, como se indica en la Tabla 3.1. Los
pozos productores se encuentran trabajando tanto con Bombeo Hidráulico
como con Bombeo Electrosumergible.
Al mes de marzo del 2.011 se encuentran produciendo únicamente catorce
pozos, uno del yacimiento T Superior, diez del yacimiento T Inferior, dos del
yacimiento U Inferior y uno solo del yacimiento Basal Tena.
En la Tabla 3.2 se presenta en forma detallada el estado actual de los
diferentes pozos que conforman este campo y a que arena pertenece su
producción.
TABLA 3.1
ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS PERFORADOS
POZOS 1 2 3A 3B 4 5 7 8 9 10 11 12 13 15D 16D 17D 18D 22
PRODUCIENDO X X X X X X X X X X X X X X
14
CERRADOS X X
X 3
ABANDONADOS X 1
REINYECCIÓN 0
PERF. EC/P 0
TOTAL
18
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
44
TABLA 3.2
POZOS PRODUCIENDO EN EL CAMPO PARAHUACU AL MES DE MARZO
DEL 2011.
CAMPO PARAHUACU
FORMACIÓN PRODUCTORA
N º Pozo Arena Método de
Levantamiento Artificial
1 TS HJ
2 UI HP
4 BT HJ
5 TI HJ
7 TI HJ
8 TI HJ
10 TI S
11 TI S
12 TI S
13 UI S
15D TI S
16D TI S
17D TI S
18D TI S
PP: Pozo produciendo
HJ: Hidráulico Jet
HP: Hidráulico Pistón
S: Bombeo Electrosumergible
TS: T Superior
TI: T Inferior
UI: U Inferior
BT: Basal Tena
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez
Como se aprecia en la Tabla 3.2 son seis pozos que se encuentran
produciendo con Bombeo Hidráulico, de los cuales únicamente uno trabaja con
bomba pistón.
La causa para el cierre o abandono de los pozos es su bajo aporte.
En la Tabla 3.3 se indican las fechas de cierre o abandono de los pozos.
45
TABLA 3.3
POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS DEL CAMPO PARAHUACU
Pozo Fecha de Cierre Estado actual del
Pozo Causa
PRH 03B 04-jun-07 Cerrado Bajo aporte
PRH 09 30-abr-08 Cerrado Bajo aporte
PRH 3 N/D Abandonado Pozo no aporta N/D: No disponible
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
El Campo Parahuacu, comenzó su producción desde el año 1978 a marzo del
2011 tiene una producción acumulada de petróleo 11´784.497,28 Bl, .La
producción acumulada de agua es de 268.528,09 Bl y el acumulado de gas de
5´216.281,06 MPCD, a marzo del 2011, de acuerdo con la información
proporcionada por la Gerencia de Exploración y Producción, EP
PETROECUADOR. Los principales yacimientos productivos son U y T de la
formación Napo. Las reservas originales fueron de 36´003.686 4 Bl con un
factor de recobro promedio de 24,03%. A continuación se detalla como ha sido
el historial de producción de cada uno de los reservorios:
3.2.1 RESERVORIO BASAL TENA
En el reservorio Basal Tena se han completado hasta el presente los pozos
PRH-02 y PRH-04, este último activo en el yacimiento desde diciembre de
1.978. La producción acumulada a marzo del 2.011 de: petróleo, fue de
1´287.758,14 Bl, de agua de 33.961,76 Bl y de gas de 359.278,75 MPCD.
El reservorio prácticamente lo integra el pozo PRH-04, dado que el PRH-02
sólo produjo en este yacimiento aproximadamente tres meses.
4 NCT Energy Group (NCT EG), Contrato: “Prestación de Servicios de Certificación de
Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito
Amazónico”.
46
La producción inicial de Basal Tena fue cercana a los 6005 BPPD. El
comportamiento de producción en el horizonte ha sido estable con breves
interrupciones producto de los distintos trabajos de reacondicionamiento
realizados al pozo PRH-4 (rehabilitaciones). La producción se mantiene casi
invariable cerca de los 300 BPPD con bajo corte de agua durante el período de
1.979 – 1.994. A partir del año 1.997, la producción se sitúa cerca de los 150
BPPD de forma continua, prácticamente sin producción de agua.
El comportamiento de producción del reservorio, hasta marzo del 2.011, se
muestra en la Figura 3.1.
FIGURA 3.1
HISTORICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL RESERVORIO BASAL
TENA, CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
5 Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO(BPPD)
47
Con respecto a la producción de agua esta ha sido y es insignificante, ya que la
producción de este reservorio es en su totalidad petróleo con un aporte de
menor a los 10 BAPD. Este es el yacimiento que aporta con la menor cantidad
de agua dentro del Campo Parahuacu.
En la Figura 3.2 se observa el historial de producción de agua del reservorio
Basal Tena.
FIGURA 3.2
HISTORICO DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL RESERVORIO BASAL
TENA, CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
La producción de gas de Basal Tena ha sido mayor a la producción de agua de
este reservorio, en un promedio de 50 MPCD durante su vida productiva,
teniendo un despliegue en su producción durante el año 1.998, como se
presenta en la Figura 3.3.
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
PRODUCCIÓN DE AGUA(BAPD)
48
FIGURA 3.3
HISTORICO DE PRODUCCIÓN DE GAS DEL RESERVORIO BASAL TENA,
CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
3.2.2 RESERVORIO U
En el reservorio U se han completado un total de cinco pozos, pero
actualmente únicamente dos pozos se encuentran produciendo PRH-2 y PRH-
13. A marzo del 2.011 este reservorio presentó una producción acumulada: de
petróleo de 2´880.336,536 Bl, de agua de 40.203,19 Bl y de gas de
1´255.255,17 MPCD.
Este yacimiento ha presentado una tasa de producción muy baja a través de
su comportamiento histórico, desde el inicio hasta diciembre de 1.993, a pesar
de tener hasta un máximo de 4 pozos activos, tal como se visualiza en la
Figura 3.4.
6 Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
PRODUCCIÓN DE GAS(BAPD)
49
FIGURA 3.4
HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL RESERVORIO U,
CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Departamento de Yacimientos Quito.
Desde comienzo de 1.994 hasta finales de 1.996, el reservorio se encontraba
inactivo. Para el año 1.997 con el reacondicionamiento del pozo PRH-02 y la
instalación de Bombeo Hidráulico se incorpora con éxito a producción este
yacimiento.
A partir del año 2.008 se observa un repunte en la producción debido a la
perforación de los pozos PRH-10 y PRH-13, los cuales suman una producción
entre 1.000 y 1.800 BPPD.
Las pruebas iniciales realizadas a los pozos en estos yacimientos se observa
alto corte de agua, esto es debido al fluido y peso del lodo de perforación
usado al perforarlos; sin embargo al poco tiempo logran limpiarse y comienzan
a producir un crudo con muy bajo porcentaje de BSW y alto °API.
La producción de agua de este reservorio es baja, más aun a partir del año
1.997 desde el cual la producción ha sido menor a los 5 BAPD., a diferencia de
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO(BPPD)
50
los años 1.983 y 1.989, en los cuales hubo en repunte de la producción de
agua, como se observa en la Figura 3.5.
FIGURA 3.5
HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL RESERVORIO U, CAMPO
PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
Con respecto a la producción de gas esta ha sido insignificante casi inexistente
hasta el año de 1.990 a partir del cual hasta el año 1.994 (1.994 a 1.996
reservorio inactivo) no hubo producción con un incremento en el año de 1.998
y, en el año 2.001 llegando a una producción de 340,50 MPCD y 228,04
MPCD, respectivamente, como se presenta en la Figura 3.6.
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
PRODUCCIÓN DE AGUA(BPPD)
51
FIGURA 3.6
HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE GAS DEL RESERVORIO U, CAMPO
PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
3.2.3 RESERVORIO T
De la producción total del campo, el reservorio T representa más del 70%,
debido a sus propiedades petrofísicas y características del fluido producido. A
marzo del 2.011 este reservorio presentó una producción acumulada: de
petróleo de 7´616.402,61 Bl, de agua de 194.363,14 Bl y de gas de
3´601.747,14 MPCD, valores proporcionados por la Gerencia de Exploración y
Producción, EP PETROECUADOR.
Desde diciembre de 1.978 con la activación a producción del pozo PRH-01
comienza la explotación del reservorio, inicialmente con una tasa de 448 BBPD
y 31 ºAPI. Al siguiente año se perforó el pozo PRH-05 incrementando la
producción del reservorio por encima de los 3.000 BPPD, sin corte de agua,
estabilizándose luego en 2.250 BBPD por un período cercano a los 7 años.
Desde el año 1986 hasta comienzos de 1.997, la producción cae a niveles de
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
PRODUCCIÓN DE GAS(MCPD)
52
750 BPPD, posiblemente debido a problemas de reacondicionamiento de
pozos relacionados con cambios de bomba, daño de formación, etc.
A pesar de la perforación de nuevos pozos durante el periodo 1997 hasta 1999
(PRH-07, PRH-08 y PRH-09) la producción se mantuvo en el orden de los
1.000 a 1.500 BPPD. Para el año 2.008 se perforaron cuatro (4) pozos
adicionales (PRH-10, PRH-11, PRH-12 y PRH-13), lo cual ha permitido
mantener la producción por encima de los 2.000 BPPD como muestra la Figura
3.7.
FIGURA 3.7
HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL RESERVORIO T,
CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Departamento de Yacimientos Quito
A partir del año 2.010 al 2.011 se perforaron los pozos: PRH-15, PRH-16,
PRH-17 y PRH-18, que contribuyen a la producción.
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
PRODUCCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD)
53
Con relación a la producción de agua está ha sido baja, menor a los 100 BAPD,
teniendo un despliegue en el año de1.989 y, nuevamente a partir del año
2.006, a partir del cual esta va incrementando anualmente, llegando a los 62
BAPD a marzo del 2.011, como se observa en la Figura 3.8.
FIGURA 3.8
HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL RESERVORIO T, CAMPO
PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
El aporte del reservorio T con respecto a producción de gas ha sido menor a
los 1.000 MPCD, a excepción del año 1.998 donde hubo un incremento a 2.000
MPCD y, a partir del año 2.008 la producción de gas se ha promediado a unos
700 MPCD , hasta marzo del 2011,como se indica en la Figura 3.9.
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
AGUA (BAPD)
54
FIGURA 3.9
HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE GAS DEL RESERVORIO T, CAMPO
PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Departamento de Yacimientos Quito.
En la Figura 3.10 se muestra el historial de producción del campo Parahuacu,
donde se aprecia una producción considerable de 3.000 BPPD desde los años
1.979 hasta 1.986, producción que en su mayoría es aportada por el reservorio
T como se mencionó en el historial de producción de este reservorio,
igualmente a partir del año 1.986 se presentó un decremento considerable en
la producción (1.500 BPPD), debido al bajo aporte del mismo reservorio.
Un nuevo incremento significativo en la producción se presenta en el año
2.009, llegando a una producción de 5.000 BPPD, debido a la perforación de
nuevos pozos realizada a mediados y finales del año 2.008, que permitieron
este incremento de producción en el año siguiente. Con relación al año 2.010,
se observa en la Figura 3.10 una producción de crudo promedia de 4000
BPPD. Información adquirida de la Gerencia de Exploración y Producción, EP
PETROECUADOR.
En el Anexo N° 2 se presentan los historiales de producción por cada pozo.
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
GAS (MPCD)
55
FIG
UR
A 3
.10
HIS
TO
RIA
L D
E P
RO
DU
CC
IÓN
CA
MP
O P
AR
AH
UA
CU
F
UE
NT
E: G
erenc
ia d
e E
xplo
raci
ón
y P
rodu
cció
n, E
P P
ET
RO
EC
UA
DO
R.
56
3.3 PRODUCCIÓN ACTUAL DEL CAMPO
El campo Parahuacu, posee catorce pozos que al mes de marzo del 2.011 se
encuentran produciendo (información tomada de la Tabla 3.1 del presente
capítulo), ocho de estos con Bombeo tipo Electrosumergible y los seis
restantes con Bombeo Hidráulico.
En la Tabla 3.4 se indica las características de producción de cada uno de los
pozos del campo Parahuacu, donde se menciona su presión de planta, que es
la presión existente en la línea de inyección desde la estación hasta antes de la
válvula reguladora de flujo (VRF), con sus respectivas perdidas de presión
correspondientes al tramo de recorrido horizontal, la presión de inyección o
también conocida como presión de operación, que corresponde a la presión
con la que trabaja la bomba, cuyo valor oscila en los 3500 a 35507 psi los
valores de fluido motriz requeridos por la bomba para trabajar, sea Pistón o
Jet, la cantidad de fluido total y petróleo producido y propiedades como
relación gas petróleo GOR, ºAPI, corte de agua y sedimentos (BSW), donde
resulta considerable . Valores referentes al mes de marzo 2011, datos
proporcionados por el Departamento de Ingeniería en Petróleo de Lago
Central.
Se observa en la Tabla 3.4 que el pozo con mayor aporte es el PRH–07,
seguido por el pozo PRH-01 y el pozo PRH–08 y los pozos de menor aporte
son: PRH-05 y PRH–04, con una producción promedio de 90 BPPD.
La producción del campo Parahuacu es netamente crudo debido a que su BSW
es apenas del 0,2%, es decir la producción de agua es insignificante.
7 Departamento de Ingeniería en Petróleos - Lago Central, Campo Parahuacu.
57
TABLA 3.4
CARACTERÍSTICAS DE PRODUCCIÓN DE POZOS CON BOMBEO
HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU
POZO PRESIÓN
INYECCIÓN PRODUCCIÓN BPPD
INYECCIÓN
GAS DE FORMACIÓN
(MPCD)
GOR (MPCPD)
ºAPI REL INY/PROD
(psi) BFPD BPPD BSW BAPD
PRH 1 3.600 476 475 0,20% 1 1.612 201 505 33,2 3,4
PRH 2 2.350 90 89 0,60% 1 947 35 136 33 10,64
PRH 4 3.300 78 78 0,30% 0 1.077 19 202 31,1 13.81
PRH 5 3.500 190 137 30% 53 1.012 129 1433 32,2 7,39
PRH 7 3.500 473 472 0,20% 1 1.488 169 333 31,5 3,15
PRH 8 3.500 156 155 0,30% 1 1.634 125 541 33,3 10,54
19750 1463 1406
57 7770 678 525 32 4.6
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo - Lago Central, EP
PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
En la Tabla 3.5 se sintetiza estas características.
TABLA 3.5
CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO PARAHUACU
Gas producido (MPCD ) 678
Petróleo inyectado total (BPID) 7770
Presión de inyección(psi) 3300
Producción actual (BPPD) 1406
REL INY/PRO 5,53
Producción de agua total (BAPD) 57
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleos– Lago Central, Campo Parahuacu.
EP PETROECUADOR. EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
58
En la Tabla 3.5 se observa que la producción actual diaria de los pozos que tienen
instalado el sistema de Bombeo Hidráulico en el campo Parahuacu es precaria,
muy inferior a la cantidad de fluido motriz inyectado, lo que permite darse cuenta
que el equipo de fondo que actualmente está trabajando no es el adecuado,
porque se inyecta más petróleo del que se produce, es decir se encuentra
sobredimensionado, lo que se puede corroborar con la relación barriles
inyectados a barriles producidos.
Para que se considere un campo con una producción rentable, esta relación tiene
que ser uno o menor igual a uno, ya que esto significaría que se inyecta menor
cantidad de lo que se produce.
Los pozos con bombeo hidráulico del campo Parahuacu actualmente no cumplen
con esta relación (REL INY/PROD), como se indica en la Tabla 3.4, ya que en
todos los pozos se estaría inyectando más barriles de petróleo para producir
menos, principalmente en los pozos PRH-04 y PRH-05, en donde la cantidad de
inyección de fluido motriz supera a los 13 y 15 veces respectivamente la cantidad
de petróleo producido.
De aquí la necesidad del rediseño del equipo de fondo, para permitir incrementar
la producción de petróleo, o la reducción de fluido motriz.
En el transcurso del año 2.010, la producción del campo Parahuacu, ha ido
incrementando de forma mensual, pero sin tener un aumento significativo con
respecto al año 2009 (Figura 3.11), como fue mencionado en el análisis de la
Figura 3.4 Historial de producción del campo Parahuacu, la producción de este
año (2009) fue de 5.000 BPPD, superior a la de años pasados.
59
FIGURA 3.11
PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU DURANTE EL AÑO 2010
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR
TABLA 3.6
PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU (BPPD) DURANTE EL AÑO 2010
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre 3.301 3.249 3.527 3.804 4.079 4.055 4.328 4.303 4.575
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
En la Figura 3.6 se indica la producción de los pozos perforados desde el año
2000, representada con color rojo, de color verde la producción total del área y en
azul la producción del campo sin pozos nuevos. Puede apreciarse el efecto
positivo de la perforación de pozos a partir del año 2.008, este gráfico es una
ampliación de la sección correspondiente al Historial de Producción al año 2.000
al 2.010 (Figura 3.12).
60
FIGURA 3.12
PRODUCCIÓN DE LOS POZOS PERFORADOS DESDE EL AÑO 2000
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
La producción de cada uno de los pozos del Campo Parahuacu se encuentra
regulada por la (ARCH) Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburífero, la
que establece el cupo de producción de los mismos.
En Tabla 3.7 se muestra las tasas aprobadas por pozo, vigentes para el año
2010, según información brindada por la Gerencia de Exploración y Producción,
así como también la producción real.
61
TABLA 3.7
PRODUCCIÓN ESTABLECIDA POR LA DIRECCIÓN DE CONTROL DE
HIDROCARBUROS
Pozo Yacimiento Tasa
Aprobada Produc. Diaria
Nº
(BPPD) (BPPD)
1 T 400 475
2 U INF (U) 300 89
3B U INF 250
4 BT 200 78
5 T INF (T) 500 137
7 T INF 500
7 T SUP + INF 600 472
8 T INF (T) 800 155
9 T SUP
10 U INF 400
10 U INF
10 Ui (U) 500 629
11 T INF 350
11 U
289
12 T INF 400
12 T 500 100
13 U INF (U) 500 243
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
Los pozos PRH- 01 y PRH-10 son los pozos que tienen una producción superior a
la que estipula la ARCH, con 75 BPDD y 129 BPPD respectivamente.
No se menciona la producción de los pozos PRH-3B y PRH-9, porque estos se
encuentran cerrados, información indicada en la Tabla 3.3.
La producción de los pozos que fueron perforados durante los años 2008 (PRH-
10, PRH-11, PRH-12, PRH-13), es baja en comparación a la producción esperada
de cada uno de estos pozos, principalmente de los pozos PRH-12 Y PRH-13, que
presentan una diferencia aproximada de 400 Bl.
62
3.4 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN
El campo Parahuacu se encuentra activo desde diciembre de 1978, y presenta un
plan de desarrollo de las reservas probadas remanentes vigentes desde finales
del año 2.010, mediante la perforación de ocho pozos desviados (Tabla 3.8), con
un potencial inicial estimado de 300 BPPD por pozo. Se estima recuperar
7’438.473 Bl de las reservas remanentes a través de estos pozos.
En la Figura 3.7 se presenta el pronóstico de producción, según el informe de
NCT realizado el 31 de diciembre del 2.008 hasta el año 2.025.
FIGURA 3.7
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Departamento de Producción Lago- Central.
Se aprecia que a partir del año 2.010 comienza a existir un incremento en la
producción causada por la perforación de nuevos pozos a finales de esta año,
(Tabla 3.8), obteniéndose un pico de producción en el año 2.012, a partir del cual
inicia un decremento anual de la producción del campo hasta el año 2.025.
63
En la Tabla 3.8 se presenta la propuesta de perforación de nuevos pozos
realizada el 28 de julio del 2.010 por la Subgerencia de Exploración y Producción,
para mantener e incrementar la producción del campo. Pozos a perforar desde
marzo del 2.011 a diciembre del 2.011.
TABLA 3.8
CRONOGRAMA DE PERFORACIÓN 2010 - 2011 PARAHUACU
POZO FECHA
PRH - 21D 11 marzo 2011
PRH - 22D 10 diciembre 2011
PRH - 23D 11 septiembre 2011
PRH - 24D 11 octubre 2011
FUENTE: Subgerencia de Exploración y Producción
ELABORADO POR: Diana Ordóñez
3.5 HISTORIALES DE PRESIÓN
Los datos disponibles desde comienzo del año 1.978 de presiones
correspondientes al campo, fueron corregidos a un nivel de referencia definido
para cada uno de los reservorios
En el Anexo N° 3 se exhibe los datos recopilados de las pruebas de restauración
de presión para cada uno de los pozos del Campo.
A continuación, se resume el comportamiento de presión por reservorio.
3.5.1 RESERVORIO BASAL TENA
La presión inicial del reservorio fue reportada en 3.823 psi a 7.870 pies, la
última medida representativa reportada fue de 1.500 psi medida en 1995, por lo
que no se puede inferir el valor de la presión actual. En la Figura 3.13 se observa
el comportamiento de presión para el reservorio Basal Tena.
64
FIGURA 3.13
COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN EN EL RESERVORIO BASAL TENA
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción
3.2.2 RESERVORIO U
La presión inicial del reservorio fue reportada en 3.982 psi. En la Figura 3.7, se
observa que la presión actual promedio del reservorio está en el orden de 2.000 psi
a 8.550 pies, Figura 3.14.
FIGURA 3.14
COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN RESERVORIO U
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
65
3.2.3 RESERVORIO T
El reservorio T reporta una presión inicial de 4.174 psi, la presión actual del
reservorio medida en octubre de 2008 es de 1.638 psi a 8.760 pies,
comportamiento que puede ser apreciado en la Figura 3.15.
FIGURA 3.15
COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN RESERVORIO T
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción
3.6 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO
Los trabajos de reacondicionamiento permiten conocer el comportamiento de los
pozos desde su inicio de explotación, comenzando desde su completación, los
diferentes tratamientos para restaurar su producción, entre los cuales se puede
mencionar: estimulaciones, squeeze, fracturamientos, repunzonamientos, además
los cambios de sistemas de levantamiento, cambio de arena productora, entre
otros.
En el Anexo N° 4 se expone los diferentes trabajos de reacondicionamiento por
los cuales han pasado cada uno de los pozos.
66
3.6.1 PARAHUACU 01
Fue perforado en octubre de 1968, a una profundidad de 10.173 pies y
completado oficialmente en noviembre de 1.978, con una producción de 458
BPPD de 31 ° API. Los intervalos perforados de la arena “T” fueron:
· 9.728’-9.740’ (12’) a 4 DPP
· 9.753’-9.773’ (20’) a 2 DPP
Hasta el 15 de noviembre del año 2.006 el pozo PRH – 01 estuvo trabajando con
bombeo electrosumergible, a partir de esa fecha en adelante el tipo de
levantamiento utilizado es el bombeo hidráulico.
La producción de PRH – 01 con el resto de pozos manejados con bombeo
hidráulico , este en conjunto con el pozo PRH – 07 son los que aportan con
mayor producción al campo. El último W.O. fue realizado el 18 de noviembre del
año 2000, por cambio en la completación debido a cavidad en mal estado.
En el Anexo N° 4 se indica a detalle el historial de los W.O., la fecha en la que
fueron realizados y el motivo de estos. Los datos de gravedad API, relación gas
petróleo GOR, fueron tomados de las características promedio de cada
reservorio. En la Tabla 3.9 se indica la situación actual del pozo.
TABLA 3.9
SITUACIÓN ACTUAL PRH - 01
PT 3.500 psi Tubería
Dotp 2,875 plg
Ps = Pwf 952 psi Ditp 2,441 plg
Pwh 45 psi Casing
Dotr 5,5 plg
Fw 0,002 Ditr 4,892 plg
µo 3,3 cp TVD Profundidad 10.173 pies
µw 0,4 cp Profundidad. asentamiento Bomba
9.652 pies
Gw 0,443psi/pie Qs 475 bl/día
Go = GN GOR 396 PCS/bl
Bomba 9 – H Gravedad API 32,1 ° API
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP
PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
67
3.6.2 PARAHUACU 02
Fue completado originalmente el 21 de mayo de 1.978, para los reservorios
productores “T” y “U”, pero actualmente solo se produce de “U” inferior. Los
intervalos que se pusieron a prueba fueron:
· T : 9.613’-9.626’
· U : 9.633’-9.654’
Obteniendo una producción de 1232 BPPD de 34,8 °API, del reservorio “T” y, una
producción de 254 BPPD de 28,4 °API, del reservorio “U”.
El 29 de diciembre de 1987 se comenzó a producir del reservorio Basal Tena,
durante un período aproximado de tres meses, debido a su bajo aporte, no se
prosiguió con su producción.
Hasta el 27 de febrero del año 1997 el pozo PRH – 02 estuvo trabajando con
bombeo electrosumergible, a partir de esa fecha en adelante el tipo de
levantamiento utilizado es el bombeo hidráulico, trabajando tanto con bombas tipo
jet como tipo pistón, siendo este tipo el que actualmente se emplea en PRH – 02.
El historial de cambio de bombas fecha de realización, motivo y demás detalles se
indica en el Anexo N° 5.
La producción de este pozo es inferior a los 100 BPPD con un BSW de 0,6 %, es
el único pozo del campo Parahuacu que está trabajando con bombas tipo pistón.
En el Anexo N° 4 se indica a detalle el historial de los W.O., la fecha en la que
fueron realizados y el objetivo de estos.
En la Tabla 3.10 se indica la situación actual del pozo
68
TABLA 3.10
SITUACIÓN ACTUAL PRH – 02
PT 2.300 psi Tubería
Dotp 3,5 plg
Ps = Pwf 1.127 psi Ditp 2,992 plg
Pwh 85 psi Casing
Dotr 7 plg
Fw 0,006 Ditr 6,366 plg
µo 5,2 cp TVD Profundidad 9.740 pies
µw 0,4 cp Profundidad asentamiento Bomba
8.428 pies
Gw 0,443 psi/pie Qs 89 bl/día
Go = GN GOR 463 PCS/bl
Bomba 2½” x2x 1 ¾” Gravedad API
28,2 ° API
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP
PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
3.6.3 PARAHUACU 04
Fue completado originalmente el 22 de noviembre de 1978, el reservorio a ser
producido fue Basal Tena “BT”. El intervalo que se puso a prueba fue:
· Arena Basal Tena : (8821’-8849’)
La producción de PRH – 04 ha ido decreciendo, hasta el año de 1994, fue de 300
BPPD, a partir del año 1997, 150 BPPD, siendo actualmente su producción
promedia inferior a los 100 BPPD, es el pozo con bombeo hidráulico que con
menor porcentaje de producción aporta al campo, con 19 °API y BSW de 0,3%.
Hasta el 20 de noviembre del año 1996 el pozo PRH – 04 estuvo trabajando con
bombeo electrosumergible, a partir de esa fecha en adelante el tipo de
levantamiento utilizado es el bombeo hidráulico, trabajando tanto con bombas tipo
pistón como tipo jet, siendo este tipo el que actualmente se emplea en PRH – 04.
El historial de cambio de bombas fecha de realización, motivo y demás detalles se
69
indica en el Anexo N° 5. En el Anexo N° 4 se indica a detalle el historial de los
W.O., la fecha en la que fueron realizados y el objetivo de estos. En la Tabla 3.11
se indica la situación actual del pozo.
TABLA 3.11
SITUACIÓN ACTUAL PRH – 04
PT 3.450 psi Tubería
Dotp 2,875 plg
Ps = Pwf 571 psi Ditp 2,441 plg
Pwh 100 psi Casing
Dotr 7 plg
Fw 0,003 Ditr 6,366 plg
µo 32,1 cp TVD Profundidad 9.850 pies
µw 0,40 cp Profundidad asentamiento Bomba
8.720 pies
Gw 0,44 psi/pie Qs 78 bl/día
Go = GN GOR 162 PCS/bl
Bomba 8 Gravedad API 18,9 ° API
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP
PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
3.6.4 PARAHUACU 05
Fue completado originalmente el 25 de octubre de 1979, el reservorio a ser
producido fue “Ti”. El intervalo que se puso a prueba fue:
· Ti : 11106’-11124’
Obteniendo una producción de 1157 BPPD, con un BSW del 0,1 %, y 32°API.
La producción actual promedia de PRH – 05 es inferior a los 150 BPPD, con un
BSW de 30 % y 32,1 °API.
70
Hasta el 8 de enero del año 2007 el pozo PRH – 05 estuvo trabajando con
bombeo electrosumergible, a partir de esa fecha en adelante el tipo de
levantamiento utilizado es el bombeo hidráulico, trabajando únicamente con
bombas tipo jet. El historial de cambio de bombas fecha de realización, motivo y
demás detalles se indica en el Anexo N° 5. En el Anexo N° 4 se indica a detalle el
historial de los W.O., la fecha en la que fueron realizados y el objetivo de estos.
En la Tabla 3.12 se indica la situación actual del pozo.
TABLA 3.12
SITUACIÓN ACTUAL PRH – 05
PT 3.700 psi Tubería
Dotp 3,5 plg
Ps = Pwf 301 psi Ditp 2,992 plg
Pwh 80 psi Casing
Dotr 7 plg
Fw 0,30 Ditr 6,366 plg
µo 3,3 cp TVD Profundidad 11.155 pies
µw 0,40 cp Profundidad asentamiento Bomba
7.174 pies
Gw 0,443 psi/pie Qs 137 bl/día
Go = GN GOR 396 PCS/bl
Bomba 9 – H Gravedad API 32,1 ° API
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP
PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez
3.6.5 PARAHUACU 07
Fue completado originalmente el 19 de septiembre de 1997, los reservorio a ser
producidos fueron “BT”, “Ui”, “Ts”, “Ti”, “Hs”. Los intervalos que se pusieron a
prueba fueron:
· ARENA “BT” : 8.776’ – 8.784’
· ARENA “Ui”: 9.484’ -9.496’
· ARENA “Ts”: 9.652’ – 9.666’
· ARENA “Ti” : 9.702’ – 9.728’
71
· ARENA “Hs”: 9.824’ – 9.838’
La producción y demás características del crudo producido se indican en la Tabla
3.13.
TABLA 3.13
RESULTADOS DE PRIMERA PRUEBA OFICIAL DE PRH - 07
Zona Método BPPD BSW (%) °API
“BT” PPH 381 0.7 19.6
“Ui” PPH 96 60.0 NR
“Ts” PPH 243 8.0 21.7
“Ti” PPH 390 63.0 20.6
“H.” PPH 243 8.0 NR
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP
PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez
Actualmente únicamente se produce del reservorio “T”, tanto “Ts” y “Ti”. La
producción actual promedia de PRH – 07 está entre los 400 BPPD y 500 BPPD,
con un BSW de 0,2 % y 32,1 °API, es el pozo con bombeo hidráulico que posee la
mayor producción de crudo.
El pozo PRH – 07 estuvo trabajando con bombeo electrosumergible, a partir del
15 de abril del 2.004 esa fecha en adelante el tipo de levantamiento utilizado es el
bombeo hidráulico, trabajando tanto con bombas tipo pistón como tipo jet, siendo
este tipo el que actualmente se emplea en PRH – 07. El historial de cambio de
bombas fecha de realización, motivo y demás detalles se indica en el Anexo N° 5.
En el Anexo N° 4 se indica a detalle el historial de los W.O., la fecha en la que
fueron realizados y el objetivo de estos.
72
En la Tabla 3.14 se indica la situación actual del pozo.
TABLA 3.14
SITUACIÓN ACTUAL PRH – 07
PT 3.550 psi Tubería
Dotp 3,5 plg
Ps = Pwf 992 psi Ditp 2,992 plg
Pwh 50 psi Casing
Dotr 7 plg
Fw 0,002 Ditr 6,366 plg
µo 3,3 cp TVD Profundidad 9.942 pies
µw 0,40 cp Profundidad asentamiento de bomba
8.632 pies
Gw 0,443 psi/pie Qs 472 bl/día
Go = GN GOR 396 PCS/bl
Bomba 9 – H Gravedad API 32,1 ° API
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP
PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
3.6.6 PARAHUACU 08
Fue completado originalmente el 19 de diciembre de 1997, los reservorio a ser
producidos fueron “T” y “U”. Los intervalos que se pusieron a prueba fueron:
· Ti: 9.716´- 9.746´ y 9.750´- 9.766´
· U: 9.520´ - 9.766´
Obteniendo una producción de “Ti” de 790 BPPD con 30 °API, y de 374 BPPD de
“U” con 22 °API. Actualmente únicamente se produce del reservorio “Ti”.
La producción actual promedia de PRH – 08 está entre los 150 BPPD y 200
BPPD, con un BSW de 0,2 % y 32,1 °API.
El pozo PRH – 08 ha trabajado solamente con bombeo hidráulico, trabajando
tanto con bombas tipo pistón como tipo jet, siendo este tipo el que actualmente se
73
está empleando. El historial de cambio de bombas fecha de realización, motivo y
demás detalles se indica en el Anexo N° 5.
En el Anexo N° 4 se indica a detalle el historial de los W.O., la fecha en la que
fueron realizados y el objetivo de estos.
En la Tabla 3.15 se indica la situación actual del pozo.
TABLA 3.15
SITUACIÓN ACTUAL PRH – 08
PT 3.550 psi Tubería
Dotp 3,5 plg
Ps = Pwf 461 psi Ditp 2,992 plg
Pwh 55 psi Casing
Dotr 7 plg
Fw 0,2 % Ditr 6,366 plg
µo 3,3 cp TVD Profundidad 9.970 pies
µw 0,40 cp Profundidad asentamiento bomba
9.366 pies
Gw 0,443 psi/pie Qs 155 bl/día
Go = GN GOR 396 PCS/bl
Bomba 9 – H Gravedad API 32,1 ° API
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP
PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
3.7 FACILIDADES
La información acerca de las facilidades de producción ha sido obtenida en el
departamento de Producción Lago Central, EP PETROECUADOR.
74
3.7.1 EQUIPO DE SUPERFICIE
Este sistema se encuentra conformado por:
· 1 Tanque de lavado, soldado, de capacidad 5.140 bl, de 35 pies de
diámetro por 30 pies de altura.
· 1 Tanque de surgencia, soldado, de capacidad 12.090bl, de 60 pies de
diámetro por 24 pies de altura.
· 1 Separador bifásico, de capacidad 10.000BPD, de 48 plg de diámetro por
20 pies de altura.
· 1 Separador bifásico de prueba, de capacidad 5.000 BPD, de 48 plg de
diámetro por 10 pies de altura.
· 1 Bota vertical, de capacidad 15.000 BPD, de 50 plg de diámetro por 45
pies de altura, trabajando con una presión de 14,7 psi.
3.7.1.1 Sistema de Bombeo
En lo que se refiere al sistema de bombeo, éste abarca tanto lo que es la
distribución o bombeo del crudo hasta el oleoducto, como el bombeo de fluido
motriz a cada uno de los diferentes pozos, que de igual forma es petróleo.
3.7.1.1.1 Sistema de Bombeo de Transferencia u Oleoducto
Se encuentra conformado por dos bombas Booster y dos unidades de oleoducto,
con las siguientes especificaciones:
· BOOSTER DE TRANSFERENCIA (2 unidades)
Denominación: DURCO MARCK III
Tipo de Bomba: Centrífuga
Capacidad: 6x4-13 (10.300 BPD)
Potencia: 50 HP
75
Motor: Reliance
· UNIDADES DE OLEODUCTO (2 unidades)
Denominación: UNITED
Tipo de Bomba: Reciprocante
Capacidad: 10.000 BPD
Potencia: 100 HP
Motor: un Marathon Electric y un General Electric.
3.7.1.1.2 Sistema de Bombeo de Power Oil
El fluido motriz es llevado en baja presión a través de un tren de bombas de
Reforzamiento o Booster instalados en la estación hacia la locación del Pozo
PRH-01, el cual se encuentra ubicado a escasos 100 m de los límites de la
instalación. Dicho pozo funciona como central de bombeo y distribución del fluido
de alta presión a todos los pozos que funcionan bajo este método de producción.
A continuación un análisis de las bombas de este sistema:
· UNIDADES BOOSTER (2 instaladas)
Denominación: DURCO MARCK
Tipo de Bomba: Centrífuga
Capacidad: 8x6 - 1 8x6 – 14(10.300 BPD)
Potencia: 100 HP
Motor: General Electric.
· UNIDADES DE INYECCIÓN
En el pozo PRH-01 existen instaladas 4 bombas de inyección que
suministran el fluido motriz a alta presión a los pozos con este método de
producción. Hay dos bombas centrifugas multietapas marca REDA con
capacidad de 120 GPM (4.100 BPPD). También existen instaladas 2
bombas reciprocantes triplex marca National Oilwell modelo J-165 con
capacidad de 72 GPM (2.500 BPPD). Si comparamos la capacidad de
76
bombeo instalada (10.300 BPPD vs. la inyección requerida por los pozos
(6.735 BPPD), se concluye que existe capacidad para el cumplimiento de
objetivos de inyección de petróleo (Power Oil).
· UNIDADES DE ALTA PRESIÓN (2 unidades)
Denominación: TRIPLEX
Tipo de Bomba: Reciprocante
Capacidad: 2.500 BL
Potencia: 150 HP
Motor: un Reliance y un General Electric.
· UNIDADES DE ALTA PRESIÓN HPS (2 unidades)
Denominación de la bomba: REDA
Tipo de Bomba: Centrífuga
Capacidad: 3200 BL
Potencia: 250 HP
Motor: un Reliance y el otro sin placa.
Variador: Schlumberger de 250 VAC.
Arrancador: Sin placa de 250 HP.
En el Anexo N° 6 se muestran fotografías del equipo de la Estación Parahuacu.
3.7.1.2 Sistema Generación y Distribución Eléctrico
El Campo Parahuacu se alimenta del sistema interconectado de Petroproducción
SEIP en la subestación eléctrica Parahuacu, a través de un alimentador aéreo a
13,8 KV. Este campo no cuenta con generación propia ni con una planta eléctrica
de emergencia. Tiene dos subestaciones eléctricas:
· Un transformador de 500 KVA 13,8/0,48 KV para las facilidades del campo.
· Un transformador de 300 y 600 KVA 13,8/0,48 KV para alimentar los
sistemas de Bombeo Power Oil y reinyección de agua.
77
3.7.2 EQUIPO DE FONDO
El Campo Parahuacu como se mencionó, trabaja tanto con Bombeo
Electrosumergible como con Bombeo Hidráulico, pero en esta tesis nos
enfocaremos únicamente en el Bombeo Hidráulico.
3.7.2.1 Equipo de Fondo del Sistema de Bombeo Hidráulico
Para la selección del equipo de fondo se debe considerar todos los parámetrosdel
pozo y características del fluido a producir, de igual forma las capacidades de los
equipos con los cuales se cuenta en superficie, por lo que es sumamente
importante hacer la selección óptima del equipo de fondo, el cual cumpla con las
expectativas de producción estando de acuerdo con los parámetros antes
mencionados.
El Campo Parahuacu en lo que se refiere a pozos trabajando con Bombeo
Hidráulico posee cinco bombas Jet y una sola bomba tipo Pistón, las mismas que
se describen en la Tabla 3.9.
En los diagramas de completación (Anexo N° 7) de los pozos se indica con que
tipo equipo de fondo se cuenta, de igual forma se detalla la profundidad de
asentamiento de la bomba, diámetros de tubería utilizada y demás datos que
serán utilizados para el rediseño de equipo.
Las bombas de fondo durante su período de vida presentan innumerables
problemas tanto por complicaciones mecánicas, como por características del
pozo, por lo que se debe proceder con su cambio. En el Anexo N° 5 se indica las
veces y los motivos por los cuales se ha procedido con el cambio de las bombas,
en cada uno de los pozos del Campo Parahuacu, que se manejan con Bombeo
Hidráulico, dicha información servirá de apoyo en el momento de rediseño del
equipo de fondo.
78
TABLA 3.16
EQUIPO DE FONDO CORRESPONDIENTE A BOMBEO HIDRÁULICO
Pozo Método Bomba Cavidad Compañía Fecha De
Instalación
1 HJ JET (9-H) GUIBERSON PL-I SERTECPET 13-02-2010
2 HP PISTÓN GUIBERSON PL-I SERTECPET 21-08-2010
4 HJ JET (8-H) GUIBERSON PL-I SERTECPET 04-08-2010
5 HJ JET (9-H) GUIBERSON PL-II SERTECPET 16-08-2010
7 HJ JET (9-H) GUIBERSON PL-II SERTECPET 14-07-2010
8 HJ JET (9-H) GUIBERSON PL-II SERTECPET 26-09-2010
FUENTE: Departamento de Producción – Lago Central, Campo Parahuacu. EP
PETROECUADOR
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
79
CAPÍTULO 4
ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCIÓN
DEL CAMPO PARAHUACU
4.1 MÉTODO SMART
Este trabajo presenta un método de cálculo directo para determinar la
geometría óptima de una Bomba Jet para una aplicación determinada, el
Método de Smart.
Este método usa las curvas de comportamiento de las Bombas Jet, se calcula
un área de tobera y se selecciona una relación de áreas. Esta información se
usa para seleccionar una de las geometrías dadas por cualquier fabricante.
4.1.1 CÁLCULO PARA DETERMINAR LA GEOMETRÍA ÓPTIMA DE UNA
BOMBA JET
A continuación se detalla la secuencia de cálculo propuesta por Smart para
determinar la geometría óptima de la Bomba Jet:
1. Fijar la presión de operación superficial deseada, PT.
2. Como valor inicial suponer una relación de flujo adimensional igual a 1. Este
es utilizado únicamente para calcular las pérdidas de presión por fricción
inicial.
80
3. Calcular el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su
gravedad API.
API131.5
141.50.433G
oO +´
= (4.1)
4. Calcular el gradiente de presión del fluido producido, basado en los
gradientes de petróleo y agua.
OOWWS GFGFG ´+´= (4.2)
Donde: WO F1F -=
5. Estimar el factor de volumen de formación para el petróleo y el agua.
WO
1.2
S
T FF
P
GOR2.81B +
úúú
û
ù
êêê
ë
é
÷÷÷
ø
ö
ççç
è
æ+= (4.3)
6. Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción deseada y la
relación de flujo adimensional, M.
MG
BQGQ
N
TSS
N ´
´´= (4.4)
GN = Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera.
SQ =Tasa de fluido motriz
M= Relación de flujo adimensional
SG =Gradiente de fluido motriz
7. Utilizando la ecuación:
( ) 1.79
NN0.21
0.21
21
6
F QGGC
)D(DL102.02P ´
úúû
ù
êêë
é
´
´+´´´=
-μ (4.5)
Donde:
L= Profundidad de asentamiento de la bomba
81
=NQ = Tasa de fluido motriz
TABLA 4.1
SIMBOLOGÍA DE LOS DIÁMETROS
Flujo anular Flujo por T.P. D1 DItr DItp
D2 DOtp 0
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
Calcular las pérdidas de presión por fricción en la tubería por la que fluye el
fluido motriz, ya sea a través de una sección anular o circular, y considerar
que:
PFN = pérdida de presión por fricción del fluido motriz.
PFD = pérdida de presión por fricción del fluido de retorno.
8. Calcular la presión del fluido motriz en la tobera PN, como la suma de la
presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la
pérdida de presión por fricción de éste, en la tubería.
FNNTN PDGPP -´+= (4.6)
9. Calcular la tasa del fluido de retorno QD, como la suma de la tasa de
producción y la tasa del fluido motriz.
SND QQQ += (4.7)
10. Calcular el gradiente del fluido de retorno GD, como un promedio ponderado
del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido producido.
D
NNSSD
Q
QGQGG
´+´= (4.8)
11. Calcular la fracción de agua del fluido de retorno FWD, dependiendo si el
fluido motriz es petróleo o agua, con las siguientes ecuaciones:
82
· Si el fluido motriz es petróleo:
D
WSWD
Q
FQF
´= (4.9a)
· Si el fluido motriz es agua:
D
WSNWD
Q
FQQF
´+= (4.9b)
12. Determinar la relación gas – líquido del fluido de retorno GLR.
D
OS
Q
GORFQGLR
´´= (4.10)
13. Determinar la viscosidad del fluido de retorno uD, como un promedio
ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.
OWDWWDD )F(1F m´-+m´=m (4.11)
14. Determinar la presión de descarga de la bomba PD, como la suma de la
presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en
el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si la GLR
es menor que 10 pie3/bl.
FDDWHD PDGPP +´+= (4.12)
Si la GLR es mayor o igual que 10 pie3/bl, se debe utilizar una correlación
adecuada para flujo multifásico.
15. Calcular un nuevo valor de la relación de presiones H.
DN
SD
PP
PPH
--
= (4.13)
83
16. Basado en este valor de H y la Tabla 4.2, se determina la relación de áreas
óptima, R. De similar forma la Figura 4.1 permite determinar la relación de
áreas óptima, R.
FIGURA 4.1
CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO GUIBERSON
FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Vinicio Melo.
TABLA 4.2
RELACIONES DE ÁREAS ÓPTIMAS
RELACIÓN DE ÁREAS, R RANGO DE RELACIÓN DE PRESIONES H
0,60 2,930 – 1,300 0,50 1,300 – 0,839 0,40 0,839 – 0,538 0,30 0,538 – 0,380 0,25 0,380 – 0,286 0,20 0,286 – 0,160 0,15 0,160
FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Vinicio Melo.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
84
17. Utilizando la Curva de Comportamiento de Diseño de la Figura 4.1, se
encuentra un nuevo valor para M correspondiente al valor de H del paso 15.
También se puede utilizar la siguiente ecuación para calcular M, usando el
valor de R obtenido en el paso anterior.
32
324
1213323
CC
1H
H)C(CCCCCCCCC
M
-
+
-+´-´+´-
= (4.14)
Donde:
R2C1 = (4.15)
( )( )2
2
21
21
R
RRC
-
-= (4.16)
2
TD3 R)K(1C += (4.17)
N4 K1C +=
(4.18)
0.20KTD = (4.19)
0.03KN = (4.20)
Si en el paso Nº 20 se determina la existencia de cavitación, se recomienda
usar las Curvas de Comportamiento de la Figura 4.2, para encontrar un
nuevo valor de M en lugar de la Figura 4.1.
Usar el valor de R determinado en el paso Nº 16, en vez de usar la Figura
4.2 se puede utilizar la Ecuación 4.14 anterior.
85
FIGURA 4.2
CURVA DE H – M DE GUIBERSON
FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Vinicio Melo.
18. Comparar el nuevo valor de M con el anterior, si la variación de M es menor
del 1%, se considera que se ha obtenido la convergencia y se continúa en
el paso Nº 19. Caso contrario regresar al paso Nº 6 usando el nuevo valor
de M.
19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, ML.
)P(P1.3
P
R
R)(1M
SN
SL -
-= (4.21)
20. Si M < ML, no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el
paso Nº 24. Si M > ML, entonces se tendrán problemas de cavitación, por lo
que se requiere un ajuste y continuar en el paso siguiente.
86
21. Fijar M = ML y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionada para
calcular un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de
comportamiento de la Figura también se puede usar para encontrar el valor
de H correspondiente a ML. El valor de R se debe mantener constante en
los cálculos para evitar cavitación.
22. Se calcula la presión de operación superficial requerida para evitar la
cavitación:
FNNDSD
T PDGPH
PPP +´-+
-= (4.22)
23. Repetir los cálculos para evitar cavitación, regresando al paso Nº 5.
24. Determinar el área de la tobera requerida para manejar la tasa de fluido
motriz calculada en el paso Nº 6.
N
SN
NN
G
PP832
QA
-=
(4.23)
La relación de áreas encontrada en el paso 16 junto con el área de la tobera
del paso Nº 24 define la geometría óptima de la Bomba tipo Jet, para la presión
de operación superficial dada. Esta área de la tobera es la medida ideal
requerida para que la tasa calculada del fluido motriz pase a través de ella.
Generalmente el diámetro exacto de la tobera no es el comercial y no se
encuentra disponible, por lo que se selecciona el diámetro disponible más
cercano, así como la cámara de mezclado que combina con esta tobera
comercialmente disponible, para obtener la relación de áreas óptima.
87
4.2 ANÁLISIS DEL POZO PRH-01
Para el pozo PRH – 01 no se realizará el rediseño de la geometría actualmente
empleada, debido a que la tasa actual de producción diaria de petróleo supera
a la tasa máxima de producción permitida por la Agencia de Regulación de
Control de Hidrocarburos indicado en el capítulo tres, en la Tabla 3.4.
4.3 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 02
No se realizará el rediseño para el pozo PRH-02, porque el método de Smart
únicamente se emplea para realizar el rediseño de la geometría de las bombas
JET y, el equipo actualmente utilizado en este pozo es una bomba tipo pistón
(2 ½”x2x1¾”).
4.4 ANÁLISIS DEL POZO PRH – 04
TABLA 4.3
DATOS PRH-04:
PT 3.450 psi
Ps = Pwf 301 psi
D 8.720 pies
Dotp 2,875 plg (Tubería)
Ditp 2,441 plg (Tubería)
Gravedad 18,9 ° API
Dotr 7 plg (Csg)
Ditr 6,366 plg (Csg)
GOR 162 PCS/bl
Pwh 100 psi
Gw 0,443 psi/pie
L 8.720 pies
Fw 0,003
Qs 200 BPD
uo 32,1 cp
uw 0,40 cp
GN Go
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
88
Solución:
PT =3450 lb/plg2
M = 1
API5131
51414330G
oO +´
=,
,,
/pielb/pg05131
51414330G 2
O 4074,9,18,
,,=
+´
=
OOWWS GFGFG ´+´=
997,003, 001FO =-=
4074,997,33,003, 00400GS ´+´=
/pielb/pg0G 2
S 4075,=
WO
1.2
S
T FFP
GOR821B +
úúû
ù
êêë
é÷÷ø
öççè
æ+= ,
003,997,571
162, 0)(0821B
1.2
T +úúû
ù
êêë
é÷ø
öçè
æ+=
6156,1BT =
MG
BQGQ
N
TSSN ´
´´=
BPD10
0QN 2074,323
4074,
6156,12004075,=
´´´
=
89
GN = 0,40748 lb/plg2/pie ya que el fluido motriz es petróleo
( ) 1.79
N0.21
0.21
21
6
FN QGGC
μ)D(DL10022P ´ú
û
ùêë
é
´´+´´´
=-,
0.1
211
22
2
2
121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=
0.1222 ))/())((C 0441,2441,20441,20441,2 ---=
664,86=C
Sabiendo que:
D1 = 2,441 plg
D2 = 0 plg
L = 8.720 pies
μO = 32,1 cp
GN = 0,40748 lb/plg2/pie
QN = 323,2074 BPD
PFN = 7,7563 lb/plg2
FNNTN PDGPP -´+=
7563,7872040748,3450 -´+= 0PN
2
N lb/pP lg57,6994=
SND QQQ +=
BPDQD 2074,5232002074,323 =+=
90
D
NNSSD
Q
QGQGG
´+´=
2074,523
21,3234074,02004075,0 xGD
´+=
piepglbGD //4074,0 2=
D
WSWD
Q
FQF
´=
0011,2074,523
0032000
0.FWD =
´=
D
OS
Q
GORFQGLR
´´=
blpie0
GLR 3 /74,612074,523
162997,200=
´´=
OWDWWDD )F(1F μμμ ´-+´=
1,320011,4,0011,μ ´-+´= )0(100D
cpD 0636,32μ =
FDDWHD PDGPP +´+=
( ) 1.79
0.21
0.21
21
6
F QGGC
μ)D(DL10022P ´ú
û
ùêë
é
´´+´´´
=-,
91
0.1
211
22
2
2
121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=
0.1222 ))/(())((C 875,2366,6366,6875,2366,6875,2366,6 ---=
1505,3858=C
Sabiendo que:
D1 = 6,366 plg
D2 = 2,375 plg
L = 8.720 pies
μD = 32,0636 cp
GD = 0,4074 lb/plg2/pie
QD = 523,2074 BPD
PFD = 0,5456 lb/plg2
5456,087204074,45 +´+= 01PD
2
D lb/plgP 2293,653.3=
DN
SD
PP
PPH
-
-=
9225,2293,653.357,994.6
5712293,653.30H =
--
=
Basado en este valor de H y la Figura 4.1 o Tabla 4.2, se determina la
relación de áreas óptimas R.
De la Tabla 4.2, R = 0,5
32
324
1213323
CC
1H
H)C(CCCCCCCCC
M
-
+
-+´-´+´-
=
92
Donde:
KTD = 0,2 KN = 0,03 H = 0,2984
C1 = 1 C2 = 0 C3 = 0,3, C4 = 1,03
M = 0,2984, M anterior = 1
%1%100error% >=´-
= 157,701
12984,0
No hay convergencia aún, se repite el procedimiento desde el paso Nº 6.
Segunda Iteración:
MG
BQGQ
N
TSSN ´
´´=
BPD040
10QN =
´´´
=294,074,
6156,2004074,
GN = 0,4075 lb/plg2/pie ya que el fluido motriz es petróleo
( ) 1.79
N0.21
0.21
21
6
FN QGGC
μ)D(DL10022P ´ú
û
ùêë
é
´´+´´´
=-,
0.1
211
22
2
2
121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=
0.1222 ))/())((C 0441,2441,20441,20441,2 ---=
664,86=C
93
Sabiendo que:
D1 = 2,441 plg
D2 = 0 plg
L = 8.720 pies
μO = 32,1 cp
GN = 0,4075 lb/plg2/pie
QN =323,2074 BPD
PFN = 67,5604 lb/plg2
FNNTN PDGPP -´+=
5604,67720.8074,45. -´+= 4003PN
2
N lb/plgP 7670,934.6=
SND QQQ +=
BPDQD 036,283.1200036,083.1 =+=
D
NNSSD
Q
QGQGG
´+´=
036,1283
036,10834074,2004075, ´+´=
00GD
/pielb/pgG 2
D 4074,0=
D
WSWD
Q
FQF
´=
0005,036,283.1
003,2000
0FWD =
´=
94
D
OS
Q
GORFQGLR
´´=
/blpie0
GLR 31768,25036,283.1
162997,200=
´´=
OWDWWDD )F(1F μμμ ´-+´=
1,320005,40005,μ ´-+´= )0(100D
cpD 0852,32μ =
FDDWHD PDGPP +´+=
( ) 1.79
0.21
0.21
21
6
F QGGC
μ)D(DL10022P ´ú
û
ùêë
é
´´+´´´
=-,
0.1
211
22
2
2
121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=
0.1222 ))/(())((C 875,2366,6366,6875,2366,6875,2366,6 ---=
1505,858.3=C
Sabiendo que:
D1 = 6,366 plg
D2 = 2,875 plg
L = 8.720 pies
μD = 32,0852 cp
GD = 0,4074 lb/plg2/pie
QD = 1.283,036 BPD
PFD = 2,7181lb/plg2
95
7181,287204074,100 +´+= 0PD
2
D lb/plgP 1908,655.3=
9404,1980,655.37670,934.6
5711908,655.30H =
--
=
Basado en este valor de H y la Figura 4.1 o Tabla 4.2, se determina la
relación de áreas óptima R.
De la Tabla 4.2, R = 0,5
32
324
1213323
CC
1H
H)C(CCCCCCCCC
M
-
+
-+´-´+´-
=
Donde:
KTD = 0,2, KN = 0,03, H = 0,9404
C1 = 1, C2 = 0,0, C3 = 0,3, C4 = 1,03
M = 0,2920, M anterior = 0,2984
Como no se obtuvo convergencia, se regresa al paso Nº 6.
Tercera Iteración:
MG
BQGQ
N
TSSN ´
´´=
BPD00
140QN 7146,1106
292,4074,
6156,200075,=
´´´
=
DN
SD
PP
PPH
--
=
96
GN = 0,4074 lb/plg2/pie ya que el fluido motriz es petróleo
( ) 1.79
N0.21
0.21
21
6
FN QGGC
μ)D(DL102.02P ´ú
û
ùêë
é
´´+´´´
=-
0.1
211
22
2
2
121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=
0.1222 ))/())((C 0441,2441,20441,20441,2 ---=
664,86=C
Sabiendo que:
D1 = 2,441 plg
D2 = 0 plg
L = 8.720 pies
μO = 32,1cp
GN = 0,4074 lb/plg2/pie
QN =1.106,7146 BPD
PFN =70,2272 lb/plg2
FNNTN PDGPP -´+=
2272,70720.84074,45. -´+= 003PN
2
N lb/plgP 10,932.6=
BPDQD 7146,306.12007146,106.1 =+=
SND QQQ +=
97
D
NNSSD
Q
QGQGG
´+´=
7146,303.1
7146,106.14074,2004075, ´+´=
00GD
/pielb/plg0G 2
D 4074,=
D
WSWD
Q
FQF
´=
0005,7146,1306
005,2000
0FWD =
´=
D
OS
Q
GORFQGLR
´´=
/blpie0
GLR 37206,247146,306.1
162997,200=
´´=
OWDWWDD )F(1F μμμ ´-+´=
1,320005,4,0005,μ ´-+´= )0(100D
854,32μ cpD =
FDDWHD PDGPP +´+=
( ) 1.79
0.21
0.21
21
6
F QGGC
μ)D(DL10022P ´ú
û
ùêë
é
´´+´´´
=-,
98
0.1
211
22
2
2
121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=
0.1222 ))/(())((C 2875366,6366,6875,2366,6875,2366,6 ---=
1505,858.3=C
Sabiendo que:
D1 = 6,366 plg
D2 = 2,875 plg
L = 8.720 pies
μD = 32,1 cp
GD = 0,4074 lb/plg2/pie
QD = 306,7146 BPD
PFD =2,8086 lb/plg2
8086,287204074,100 +´+= 0PD
2
D lb/plgP 2786,655.3=
DN
SD
PP
PPH
--
=
9412,2786,655.310,932.6
5712786,655.30H =
--
=
Basado en este valor de H y la Figura 4.1 o Tabla 4.2, se determina la
relación de áreas óptima R.
De la Tabla 4.2, R = 0,5
32
324
1213323
CC
1H
H)C(CCCCCCCCC
M
-
+
-+´-´+´-
=
99
Donde:
KTD = 0,2, KN = 0,03, H = 0,9412
C1 = 1, C2 = 0,0, C3 = 0,3, C4 = 1,03
M = 0,2918, M anterior = 0,2920
%1%100
0
0error% £=´
-= 0987,0
2920,
2920,02918,
Como se obtuvo convergencia, se continua al paso Nº19.
)P(P31
P
R
R)(1M
SN
SL -
-=
,
2628,0
57110,932.6,
571
,
5,0
=
--
=
L
L
M
)(3150
)(1M
M = 0,2918 ML = 0,2628
Como no se cumple, M < ML, existe problemas de cavitación, en tal caso se
procede con el literal número 21 del procedimientos de Smart antes
indicado.
Se asume M = ML
M = 0,2628
Mediante la Figura 4.2 se encuentra el nuevo valor de H, (R= 0,5).
H= 1,05
100
Se calcula la presión de operación superficial, requerida para evitar la
cavitación.
FNND
SDT PDGP
H
PPP +´-+
-=
26,70720.84074,02786,655.305,1
5712786,655.3+´-+
-=TP
)(3.110,5866 psiPT =
Se repite los cálculos para evitar cavitación, regresando al paso Nº 5 (Tercera
Iteración).
Como M < ML, (Quinta Iteración) no existen problemas de cavitación se procede
al cálculo de la geometría óptima para el nuevo equipo (paso Nº 24).
N
SN
NN
G
PP823
QA
-=
2
N plg
0823
A 0,01278
4074,
5716.572,1783
1.277,0250=
-=
T
N
A
AR =
=TA 0,025569 plg2 Cámara de mezclado
1277,0250
HP= 67,53
101
TABLA 4.4
RESUMEN DE RESULTADOS POR CADA ITERACIÓN PRH – 04
Cálculos Primera Iteración
Segunda Iteración
Tercera Iteración
Cuarta Iteración
Quinta Iteración
PT (psi) 3450 3450 3450 3110,53 3110,58
M 1 0,2985 0,292 0,2628 0,2531
Go (psi/pie) 0,4074 0,4074 0,4074 0,4074 0,4074
Gs (psi/pie) 0,4074 0,4075 0,40745 0,40745 0,40748
BT 1,6156 1,6156 1,6156 1,6156 1,6156
QN (BPD) 323,2074 1083,036 1107,013 1230,348 1230,351
C 86,664 86,664 86,664 86,664 86,669
PFN (psi) 7,7604 67,5863 70,2611 84,8851 84,8854
PN (psi) 6994,567 6934,741 6932,066 6577,972 6577,976
QD (BPD) 523,3027 1283,268 1307,013 1430,348 1430,351
GD (psi/pie) 0,4074 0,4074 0,4074 0,4074 0,4074
FWD 0,0008 0,0003 0,0003 0,0003 0,003
GLR 61,79 25,19754 24,73977 22,60653 21,88637
µd (cp) 32,0758 32,0901 32,0903 32,0911 32,0914
C 3858,151 3858,151 3858,151 3858,151 3858,151
PFD (psi) 0,5459 2,7191 2,8098 3,302 3,499
PD (psi) 3.653,111 3.655,143 3.655,232 3.655,716 3.655,911
H 0,9224 0,9404 0,9412 1,0556 1,0579
R 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
C1 1 1 1 1 1
C2 0 0 0 0 0
C3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3
C4 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03
KTD 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2
KN 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03
M 0,2985 0,292 0,2918 0,2531 0,2524
%ERROR 70,1549 2,145 0,0991 3,6844 0,2909
ML 0,2615 0,2627 0,2628 0,2704 0,2705
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
102
4.4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS
La Bomba tipo Jet que requiere este pozo para producir una tasa de petróleo
de 200 BPD con una presión de operación superficial de 3.110,53 lb/plg2, debe
tener un área de tobera de 0,01279 plg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de
1.277,41 BPD, con una bomba de superficie de 67,55 hp de potencia.
La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de
presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas
R = 0,5. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos
veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,0256 plg2.
En la Tabla 4.5 se indica la alternativa de geometría más adecuada para la
producción deseada en el pozo Parahuacu-04 de acuerdo a los cálculos
realizados por cada fabricante.
103
TABLA 4.5
DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO PRH-04
KOBE NATIONAL GUBERSON
TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA
N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R
7 0,0111 5 0,0167 0,6647
7 0,0103 5 0,0167 0,6168
C 0,0123 2 0,0189 0,651
6 0,0215 0,5163 6 0,0212 0,4858 3 0,0241 0,5104
8 0,0144 6 0,0215 0,6698
8 0,0131 6 0,0212 0,6179
D 0,0177 3 0,0241 0,7344
7 0,0278 0,518 7 0,0271 0,4834 4 0,0314 0,5637
CLAW OILWELL
TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA
N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R
8 0,0122 E 0,0187 0,6524
7 0,0095 E 0,0167 0,5689
F 0,0239 0,5105 F 0,0215 0,4419
9 0,0148 F 0,0239 0,6192
8 0,0136 F 0,0215 0,6326
G 0,0311 0,4759 G 0,0272 0,5
FABRICANTE BOMBA
KOBE 8 –
NATIONAL 8 – X
GUIBERSON D – 4
CLAW 9 – G
OILWELL 8 - G
ELABORADO POR: Diana Ordóñez
104
4.5 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 05
TABLA 4.6
DATOS PRH - 05:
PT 3.550 psi
Ps =Pwf 554 psi
D 7.174 pies
Dotp 3,5 plg (Tubería)
Ditp 2,992 plg (Tubería)
Gravedad 32,1 ° API
Dotr 7 plg (Csg)
Ditr 6,366 plg (Csg)
GOR 396 PCS/bl
Pwh 60 psi
Gw 0,443 psi/pie
L 7174 pies
Fw 0,0301
Qs 500 BPD
uo 3,3 cp
uw 0,4 cp
GN Go
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
TABLA 4.7
RESUMEN DE RESULTADOS POR CADA ITERACIÓN PRH – 05
Cálculos Primera Iteración
Segunda Iteración
Tercera Iteración
Cuarta Iteración
Quinta Iteración
PT 3.700 3.700 3.700 3.134,93 3.134,934 M 1 0,4933 0,4842 0,408 0,3863 Go 0,3745 0,3745 0,3745 0,3745 0,3745 Gs 0,3766 0,3766 0,3766 0,3766 0,3766
BT 2,8151 2,8151 2,8151 2,8151 2,8151
QN 1.415,31 2.869,19 2.923,241 3.469,11 3.664,066 C 239,777 239,777 239,7772 239,777 239,7772
105
TABLA 4.12 CONTINUACIÓN
Cálculos Primera Iteración
Segunda Iteración
Tercera Iteración
Cuarta Iteración
Quinta Iteración
PFN 19,6429 69,5933 71,95759 97,7618 107,8135
PN 6.367,08 6.317,13 6.314,762 5.723,89 5.713,84
QD 1.915,31 3.369,19 3.423,241 3.969,11 4.164,066
GD 0,375 0,3748 0,3748 0,3748 0,3748
FWD 0,0079 0,0045 0,0044 0,0038 0,0036 GLR 100,266 56,999 56,0989 48,3837 46,1184
µD 3,2772 3,287 3,2873 3,289 3,2895 C 2.481,82 2.481,82 2.481,817 2.481,82 2.481,817
PFD 4,1889 11,514 11,84679 15,4393 16,82317
PD 2.774,77 2.780,43 2.780,727 2.784,02 2.785,319 H 0,6182 0,6295 0,6301 0,7585 0,7619 R 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4
C1 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8
C2 0,0889 0,0889 0,0889 0,0889 0,0889
C3 0,192 0,192 0,192 0,192 0,192
C4 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03
KTD 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2
KN 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 M 0,4933 0,4842 0,4837 0,3863 0,3838 %ERROR 50,672 1,8491 0,0925 5,3208 0,6281
ML 0,4061 0,4079 0,408 0,4307 0,4311
ELABORADO POR: Diana Ordóñez
Como no se cumple con M < ML (0,4080 < 0,4842) existen problemas de
cavitación (Tercera Iteración), se procede a ir al literal Nº 21 indicado
previamente.
Se asume M = ML
M = 0,4080
Mediante la Figura 4.2 se encuentra el nuevo valor de H, (R= 0,4).
H= 0,75
106
Se calcula la presión de operación superficial, requerida para evitar la
cavitación.
FNND
SDT PDGP
H
PPP +´-+
-=
9576,71720.84074,073,780.275,0
55473,780.2+´-+
-=TP
)(93,134.3 psiPT =
Se repite los cálculos para evitar cavitación, regresando al paso Nº 5 (Tercera
Iteración).
Como M < ML, (Quinta Iteración) no existen problemas de cavitación se procede
al cálculo de la geometría óptima para el nuevo equipo (paso Nº 24).
N
SN
NN
G
PP823
QA
-=
2
N plg0
0.823
A 03793,
3745,
55484,5713
3664,07=
-=
T
N
A
AR =
:TA 0,0948 plg2 Cámara de mezclado.
HP= 195,3
107
4.5.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH - 05
La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de petróleo de
500 BPD con una presión de operación superficial de 3.134,93 lb/plg2, debe
tener un área de tobera de 0,03793 plg2, e inyectar una tasa de fluido motriz
de 3.664,07 BPD, con una bomba de superficie de 195,3 HP. La curva de
comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H,
para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4.
Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser 2,5 veces
más grande que el área de la tobera, o sea 0,0948 plg2.
En la Tabla 4.8 se indica la alternativa de geometría más adecuada para la
producción deseada en el pozo Parahuacu 05 de acuerdo a los cálculos
realizados por cada fabricante.
108
TABLA 4.8
DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO PRH-05
KOBE NATIONAL GUBERSON
TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA
N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R
11 0,0310 11 0,0774 0,4005
12 0,0346 11 0,0715 0,4839
F 0,0314 8 0,0661 0,4750
12 0,100 0,31 12 0,0910 0,3802 9 0,0804 0,3905
12 0,0400 12 0,100 0,4
13 0,0441 12 0,0910 0,4846
G 0,0452 9 0,0804 0,5621
13 0,1292 0,3096 13 0,1159 0,3805 10 0,0962 0,4698
CLAW OILWELL
TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA
N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R
12 0,0311 L 0,0796 0,391
11 0,0307 J 0,0593 0,518
M 0,0957 0,3245 K 0,0764 0,4018
13 0,0450 M 0,0957 0,4702
12 0,0387 K 0,0764 0,5065
N 0,1119 0,4021 L 0,0989 0,3913
FABRICANTE BOMBA
KOBE 12 - A
NATIONAL 13 - A
GUIBERSON G – 10
CLAW 13 – M
OILWELL 12 – L
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
109
4.6 ANÁLIS DEL POZO PRH – 07
TABLA 4.9
DATOS PRH – 07:
PT 3.550 psi
Ps 992 psi
D 8.632 pies
Dotp 3,5 plg (Tubería)
Ditp 2,992 plg (Tubería)
Gravedad 32,1 ° API
Dotr 7 plg (Csg)
Ditr 6,366 plg (Csg)
GOR 396 PCS/bl
Pwh 50 psi
Gw 0,443 psi/pie
L 8.632 pies
Fw 0,002
Qs 600 BPD
uo 3,3 cp
uw 0,40 cp
GN Go
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
TABLA 4.10
RESUMEN DE RESULTADOS POR CADA ITERACIÓN PRH-07
Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración
PT (psi) 3.550 3.550 3.550 M 1 0,4602 0,4499 Go (psi/pie) 0,3745 0,3745 0,3745 Gs (psi/pie) 0,3746 0,37464 0,37464
BT 1,9283 1,9283 1,9283
QN (BPD) 1.157,4294 2.515,2433 2.572,6914 C 239,7772 239,7772 239,7772
110
CONTINUACIÓN TABLA 4.10
Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración
PFN (psi) 16,4886 66,1557 68,8847
PN (psi) 6.766,264 6.716,5969 6.713,8679
QD (BPD) 1.757,4294 3.115,2433 3.172,6914
GD (psi/pie) 0,3746 0,3745 0,3745
FWD 0,0007 0,0004 0,0004
GLR 134,9271 76,1176 74,7393213
mD (cp) 3,298 3,2989 3,2989
C 2.481,8174 2.481,8174 2.481,8174
PFD (psi) 4,3222 12,0428 12,4433
PD (psi) 3.287,4785 3.295,0232 3.295,4195
H 0,6599 0,6731 0,6738 R 0,4 0,4 0,4
C1 0,8 0,8 0,8
C2 0,0889 0,0889 0,0889
C3 0,192 0,192 0,192
C4 1,03 1,03 1,03
KTD 0,2 0,2 0,2
KN 0,03 0,03 0,03
M 0,460165988 0,4499 0,4493 %ERROR 53,98340123 2,233 0,1254
ML 0,545289458 0,5476 0,5478
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
Como:
M < ML
0,4493 < 0,5478
Por lo tanto, no existen problemas de cavitación. Ir al paso Nº 24.
N
SN
NN
G
PP823
QA
-=
111
2
N plg
0823
A 0253,0
3745,
9928679,713.6
6914,572.2=
-=
T
N
A
AR =
=TA 0,0632 plg2 Cámara de mezclado
HP= 155,46
4.6.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH - 07
La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de petróleo de
600BPD con una presión de operación superficial de 3.550 lb/plg2, debe tener
un área de tobera de 0,0253 plg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de
2.572,69 BPD, con una bomba de superficie de 155,46 HP de potencia. La
curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de
presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas
R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser 2.5
veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,0632 plg2.
En la Tabla 4.11 se indica la alternativa de geometría más adecuada para la
producción deseada en el pozo Parahuacu 07 de acuerdo a los cálculos
realizados por cada fabricante.
112
TABLA 4.11
DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO PRH-07
KOBE NATIONAL GUBERSON
TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA
N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R
10 0,024 9 0,0464 0,5172
10 0,0212 9 0,0441 0,6145
E 0,0241 6 0,0452 0,5458
10 0,0599 0,4007 10 0,0562 0,4822 7 0,0531 0,4541
11 0,031 10 0,0599 0,5175
11 0,0271 10 0,0562 0,6157
F 0,0314 7 0,0531 0,5747
11 0,0774 0,4005 11 0,0715 0,4839 8 0,0661 0,4782
CLAW OILWELL
TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA
N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R
11 0,0239 I 0,0447 0,5347
10 0,0229 I 0,0456 0,502
J 0,0526 0,4544 J 0,0593 0,3861
12 0,0311 J 0,0526 0,5912
11 0,0307 J 0,0593 0,518
K 0,0654 0,4755 K 0,0764 0,402
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
FABRICANTE BOMBA
KOBE 11 - A
NATIONAL 11 - X
GUIBERSON F – 8
CLAW 12 – K
OILWELL 11 -K
113
4.7 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 08
TABLA 4.12
DATOS PRH – 08:
PT 3.550 psi
Ps 1.608 psi
D 9.366 pies
Dotp 3,5 plg (Tubería)
Ditp 2,992 plg (Tubería)
Gravedad 32,1 ° API
Dotr 7 plg (Csg)
Ditr 6,366 plg (Csg)
GOR 396 PCS/bl
Pwh 55 psi
Gw 0,541 psi/pie
L 9.366 pies
Fw 0,002
Qs 800 BPD
uo 3,3 cp
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
TABLA 4.13
RESUMEN DE RESULTADOS POR CADA ITERACIÓN PRH-08
Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración
PT (psi) 3.550 3.550 3.550
M 1 0,5368 0,5288 Go (psi/pie) 0,3745 0,3745 0,3745 Gs (psi/pie) 0,3748 0,37484 0,37484
BT 1,52 1,52 1,52
QN (BPD) 1.217,1472 2.267,0926 2.301,5022
C 239,7772 239,7772 239,7772
PFN (psi) 19,5765 59,6021 61,2311
PN (psi) 7.038,0649 6.998,0393 6.996,4103
QD (BPD) 2.017,1472 3.067,0926 3.101,5022
GD (psi/pie) 0,3746 0,3746 0,3746
114
CONTINUACIÓN DE TABLA 4.13
Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración
FWD 0,0008 0,0005 0,0005
GLR 156,7394 103,0834209 101,9397628
mD (cp) 3,2977 3,2985 3,2985
C 2.481,8174 2.481,8174 2.481,8174
PFD (psi) 6,003 12,7089 12,9652
PD (psi) 3.569,8813 3.576,1637 3.576,4111
H 0,5657 0,5752 0,5756 R 0,4 0,4 0,4
C1 0,8 0,8 0,8
C2 0,0889 0,0889 0,0889
C3 0,192 0,192 0,192
C4 1,03 1,03 1,03
KTD 0,2 0,2 0,2
KN 0,03 0,03 0,03
M 0,5368 0,5288 0,5285 %ERROR 46,3163 1,4951 0,0617
ML 0,7159 0,7186 0,7187
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
Como M < ML, no existen problemas de cavitación (Tercera Iteración) se
procede al cálculo de la geometría óptima para el nuevo equipo (paso Nº 24).
N
SN
N
N
G
PP823
QA
-=
2
N plg0
0823
A 0233,
3745,
608.141,996.6
502,301.2=
-=
AT=0,0583 plg2 Cámara de mezclado T
N
A
AR =
115
HP= 138,9
4.7.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH – 08
La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de petróleo de
800 BPD con una presión de operación superficial de 3.550 lb/plg2, debe tener
un área de tobera de 0,0233 plg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de
2.301,502 BPD, con una bomba de superficie de 138,9 HP. La curva de
comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H,
para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4.
Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser 2.5 veces
más grande que el área de la tobera, o sea 0,0583 plg2.
En la Tabla 4.14 se indica la alternativa de geometría más adecuada para la
producción deseada en el pozo Parahuacu 8 de acuerdo a los cálculos
realizados por cada fabricante.
116
TABLA 4.14
DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO PRH-08
KOBE NATIONAL GUBERSON
TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA
N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R
9 0,0186 8 0,0359 0,5181
10 0,0212 9 0,0441 0,4807
D 0,0177 6 0,0452 0,3916
9 0,0464 0,4000 10 0,0562 0,3772 7 0,0531 0,3333
10 0,0240 9 0,0464 0,5172
11 0,0271 10 0,0562 0,4822
E 0,0241 7 0,0531 0,4539
10 0,0599 0,4000 11 0,0715 0,380 8 0,0661 0,3646
FABRICANTE BOMBA
KOBE 10 – A
NATIONAL 11 – X
GUIBERSON E – 8
CLAW 11 – K
OILWELL 11 – J
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
CLAW OILWELL
TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA
N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R
10 0,0175 I 0,0376 0,4654
10 0,0229 H 0,0353 0,06487
J 0,0526 0,3627 I 0,0456 0,5022
11 0,0239 J 0,0526 0,4544
11 0,0307 I 0,0456 0,6732
K 0,0654 0,3654 J 0,0593 0,5177
117
4.8 ANÁLISIS DE RESULTADOS
En la Tabla 4.15 se presenta los resultados obtenidos de los rediseños para
cada uno de los pozos con bombeo hidráulico tipo jet, considerando las
alternativas propuestas por cada uno de los fabricantes.
TABLA 4.15
PROPUESTA DE REDISEÑO DEL EQUIPO DE FONDO DE LOS POZOS
CON BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU
POZO KOBE NATIONAL GUIBERSON CLAW OIL WELL
PRH-04 8- 8-X D-4 9-G 8-G PRH-05 12-A 13-A G-10 13-M 12-L PRH-07 11-A 11-X F-8 12-K 11-K PRH-08 10-A 11-X E-8 11-K 11-J
ELABORADO POR: Diana Ordóñez
En la Tabla 4.16 se realiza una comparación del equipo de fondo que
actualmente se está utilizando, con el equipo que se obtuvo como propuesta
para realizar el rediseño, previamente indicado en la Tabla 4.15.
TABLA 4.16
COMPARACIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL EN EL CAMPO PARAHUACU
CON LA PROPUESTA DE REDISEÑO PLANTEADA
ESCENARIO ACTUAL ESCENARIO PROPUESTO
POZO Equipo Fondo
Producción BIPD Equipo Fondo
Producción BIPD
(CLAW) (BPPD) (CLAW)
PRH-04 8-H 78 1.077 9-G 200 1.277,0250
PRH-05 9-H 137 1.012 13-M 500 3.664,066
PRH-07 9-H 472 1.488 12-K 600 2.572,694
PRH-08 9-H 155 1.634 11-K 800 2.301,502
5.211
9.815,287
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
118
De los resultados expuestos en la Tabla 4.16, se puede observar que existen
bombas sobredimensionadas, por lo que requieren mayor fluido motriz, en
estos casos la geometría sugerida por los cálculos dan como resultado la
optimización de este, que significa una reducción en costo de inversión,
considerando que el valor de barril de fluido de inyección está en $0,338.
De igual forma existen pozos que con la nueva geometría planteada presentan
una reducción en la producción y un incremento en los requerimientos de fluido
motriz, por lo que no es conveniente realizar el cambio de geometría
actualmente implementada.
En la Tabla 4.17 se muestra los pozos en los cuales es conveniente realizar el
cambio de geometría en la bomba de fondo, con su respectivo incremento de
producción.
TABLA 4.17
POZOS CON INCREMENTO EN LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
Pozo Producción Actual (bl)
Nueva Producción (bl)
Incremento en la Producción (bl)
PRH-04 78 300 222 PRH-05 137 500 363 PRH-07 472 600 128 PRH-08 177 800 623
1.336
ELABORADO POR: Diana Ordóñez
8 Departamento de Levantamiento Artificial, Lago Agrio.
119
4.9 ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO
El objetivo del proyecto es el incremento de la producción de crudo, mediante
el cambio de geometría al equipo de fondo que se encuentra actualmente
sobredimensionado (PRH – 04, PRH – 05, PRH – 07, PRH - 08), sin considerar
el cambio de tipo de levantamiento artificial.
En lo pozos PRH – 01, no es necesario el cambio de geometría, ya que la
actualmente utilizada es la adecuada, ya que al realizarlo hay una demanda de
energía y fluido motriz
4.9.1 COSTO DE PRODUCCIÓN
Los costos de producción incluyen los costos de los trabajos a realizarse, el
tiempo de duración de cada uno de estos y, la producción de petróleo a ser
recuperada por los mismos.
En la Tabla 4.18 se presentar los costos de un trabajo de
reacondicionamiento típico para el cambio de geometría de una bomba,
valores a se considerados en el estudio económico del presente proyecto.
TABLA 4.18
COSTOS DE UN TRABAJO DE REACONDICIONAMIENTO
Operación – Material Costo
Movilización y supervisión 1.120
Técnico de Operación (día o fracción) 300
Camión Pluma (cargo básico 8 horas) 700
Nueva geometría (tobera + garganta + carcaza) 16.500
Procedimiento de cambio de bomba jet (reversada + bajada de la bomba) 1680
Lubricador 224
Contingencias (+/- 25%) 6.506
27.030
FUENTE: Costos estimados de las listas de precios de Petroecuador y Sertecpet.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
120
4.9.2 INGRESOS
Los ingresos se obtienen multiplicando la cantidad de barriles de petróleo
producido por el precio de barril actual.
La declinación anual que presenta el campo Parahuacu según los historiales de
producción es del 12%, que mensualmente sería del 1%. Para el proyecto se
considera un período mensual de 30,41 días y un período semanal de 7 días.
4.9.3 EGRESOS
Los egresos mensuales constituyen la suma entre los trabajos de
reacondicionamiento realizados en cada uno de los pozos para el cambio de
geometría y, futuros trabajo de reacondicionamiento, donde el costo operativo
de producción es de $10 por barril.
El monto total de la ejecución del proyecto asciende a $81.090, ya que los
pozos a ser cambiados de geometría son tres y, el precio individual de cada
W.O. es de $27.030, mencionado en la Tabla 4.18. Este monto es considerado
en un período de evaluación económica de doce meses, desde agosto del año
2011 a agosto del año 2.012.
4.9.4 ANÁLISIS ECONÓMICO
Los parámetros en los que se basa el estudio económico del presente proyecto
son los siguientes:
· Se han considerado tres escenarios para el presente estudio. El primero
considera el precio del barril del petróleo a $66 valor establecido en el
Contrato de Crédito actual entre EP PETROECUADOR y Petrochina. En
el segundo escenario el precio del barril del petróleo propuesto es de
$73,30, valor establecido en el Presupuesto del Estado del año 2.011 y,
como último escenario $100, valor establecido como objetivo para el
2.011.
121
· Se estima una tasa de actualización anual del 12% mensual del 1%, de
acuerdo al Departamento Financiero de Petroproducción.
· No se considera depreciación contable de los equipos, puesto que no
intervienen los impuestos fiscales.
4.9.4.1 Primer Escenario
Considerando el precio del barril de petróleo de $66 y el período de la
evaluación económica de 12 meses, obtenemos un VAN igual a $
20´568.192,9y un TIR mensual equivalente a 2.054%.
Como se obtiene un VAN positivo y un TIR mayor a la tasa de declinación
mensual bancaria (1% mensual), el proyecto es económicamente rentable.
Para realizar el cálculo de la producción acumulada se debe considerar
únicamente el incremento de producción que se obtiene de la propuesta de
rediseño, no la producción total del Campo, estos valores fueron indicados en
la Tabla 4.22, del presente capítulo.
En la Tabla 4.19 se muestran los resultados del estudio económico y, en la
Tabla 4.20 se indica estos valores en forma resumida.
12
2
TA
BL
A 4
.19
AN
ÁL
ISIS
EC
ON
ÓM
ICO
CO
N P
RE
CIO
DE
BA
RR
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ET
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66 (
PR
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Mes
P
erío
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P
rod
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A
cum
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( $)
Co
sto
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($
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Co
sto
O
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ativ
o
($)
To
tal
Eg
reso
(I)
($
)
Flu
jo D
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aja
(I)
($)
Ing
reso
T
ota
l (II)
($
)
Eg
reso
T
ota
l (II)
($
)
Flu
jo D
e C
aja
(II)
($)
Su
mat
ori
a D
e F
lujo
($
)
ago
-10
0
40.6
27,7
6
10
.812
0
-10
8.1
20
-10
8.1
20
-10
8.1
20
sep-1
0
1 39
.702
,96
2´
620
.39
5,3
397
.02
9,59
39
7.0
29,
59
2´2
23.3
65,
72
2´
594
.45
0,8
0
393
.09
8,61
2´
201
.35
2,2
0
2´0
93.2
32,
20
oct-
10
2 38
.799
,21
2´
560
.74
7,8
387
.99
2,10
38
7.9
92,
10
2´1
72.7
55,
74
2´
510
.29
0,9
8
380
.34
7,12
2´
129
.94
3,8
7
4´3
31.2
96,
06
nov-
10
3 37
.916
,03
2´
502
.45
8,1
379
.16
0,32
37
9.1
60,
32
2´1
23.2
97,
78
2´
428
.86
1,1
7
368
.00
9,27
2´
060
.85
1,9
0
4´1
90.7
95,
77
dic-
10
4
37.0
52,9
6
2´4
45.4
95,
2
37
0.5
29,
57
370
.52
9,57
2´
074
.96
5,6
2
2´3
50.0
72,
81
35
6.0
71,
64
1´9
94.0
01,
18
4´
054
.85
3,0
8
ene
-11
5
36.2
09,5
3
2´3
89.8
28,
9
36
2.0
95,
29
362
.09
5,29
2´
027
.73
3,6
4
2´2
73.8
40,
22
34
4.5
21,
25
1´9
29.3
18,
98
3´
923
.32
0,1
5
feb
-11
6
35.3
85,3
0
2´3
35.4
29,
8
35
3.8
53,
00
353
853,
00
1´
981
.57
6,7
8
2´2
00.0
80,
50
33
3.3
45,
53
1´8
66.7
34,
97
3´
796
.05
3,9
5
mar
-11
7
34.5
79,8
3
2´2
82.2
68,
9
34
5.7
98,
32
345
.79
8,32
1´
936
.47
0,5
9
2´1
28.7
13,
42
32
2.5
32,
34
1´8
06.1
81,
08
3´
672
.91
6,0
5
abr-
11
8
33.7
92,7
0
2´2
30.3
18,
1
33
7.9
26,
99
337
926,
99
1´
892
.39
1,1
4
2´0
59.6
61,
37
31
2.0
69,
90
1´7
47.5
91,
47
3´
553
.77
2,5
5
ma
y-1
1
9 33
.023
,48
2´
179
.54
9,9
330
.23
4,83
33
0.2
34,
83
1´8
49.3
15,
06
1´
992
.84
9,2
6
301
.94
6,86
1´
690
.90
2,4
0
3´4
38.4
93,
87
jun-
11
10
32.2
71,7
8
2´1
29.9
37,
3
32
2.7
17,
77
322
.71
7,77
1´
807
.21
9,5
1
1´9
28.2
04,
43
29
2.1
52,
19
1´6
36.0
52,
24
3´
326
.95
4,6
5
jul-1
1
11
31.5
37,1
8
2´0
81.4
54
315
.37
1,82
31
5.3
71,
82
1´7
66.0
82,
17
1´
865
.65
6,5
7
282
.67
5,24
1´
582
.98
1,3
3
3´2
19.0
33,
58
ago
-11
12
30
.819
,31
2´
034
.07
4,3
308
.19
3,08
30
8.1
93,
08
1´7
25.8
81,
23
1´
805
.13
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68.1
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PO
R: D
iana
Ord
óñez
.
123
TABLA 4.20
RESULTADOS FINALES PARA EL PRIMER ESCENARIO
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
4.9.4.2 Segundo Escenario
Considerando el precio del barril de petróleo de $73,30 y el período de la
evaluación económica de 12 meses, obtenemos un VAN igual a $
23´263.358,44 y un TIR mensual equivalente a 2.322%.
Como se obtiene un VAN positivo y un TIR mayor a la tasa de declinación
mensual bancaria (1% mensual), el proyecto es económicamente rentable.
En la Tabla 4.21 se muestran los resultados del estudio económico y, en la
Tabla 4.22 se indica estos valores en forma resumida.
Las consideraciones tomadas en cuenta para la realización de los cálculos en
este segundo escenario, son las mismas referidas en el primer escenario,
tiempo y tasa de actualización.
Egreso o Inversión Total ($) 4´210.902,67 Tasa Interna De Retorno Mensual (TIR) 2.054% Tasa Interna De Retorno Anual (TIR) 24.648%
Valor Actual Neto ($) (VAN) 20´568.192,9 Beneficio Costo Inversión (BCI) 6,6
12
4
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4
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.
125
TABLA 4.22
RESULTADOS FINALES PARA EL SEGUNDO ESCENARIO
Egreso o Inversión Total ($) 4´210.902,67
Tasa Interna De Retorno Mensual (TIR) 2322% Tasa Interna De Retorno Anual (TIR) 27.864%
Valor Actual Neto ($) (VAN) 23´263.358,44 Beneficio Costo Inversión (BCI) 7,33
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
4.9.4.3 Tercer Escenario
Considerando el precio del barril de petróleo de $100 y el período de la
evaluación económica de 12 meses, obtenemos un VAN igual a $
33´121.018,66y un TIR mensual equivalente a 3.303%.
Como se obtiene un VAN positivo y un TIR mayor a la tasa de declinación
mensual bancaria (1% mensual), el proyecto es económicamente rentable.
En la Tabla 4.23 se muestran los resultados del estudio económico y, en la
Tabla 4.24 se indica estos valores en forma resumida.
Las consideraciones tomadas en cuenta para la realización de los cálculos en
este tercer escenario, son las mismas referidas en el primer escenario, tiempo
y tasa de actualización.
12
6
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.23
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17
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127
TABLA 4.24
RESULTADOS FINALES PARA EL TERCER ESCENARIO
Egreso o Inversión Total ($) 4´210.902,67
Tasa Interna De Retorno Mensual (TIR) 3303% Tasa Interna De Retorno Anual (TIR) 39.636%
Valor Actual Neto ($) (VAN) 33´121.018,66 Beneficio Costo Inversión (BCI) 10
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
4.10 ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL ESTUDIO ECONÓMICO
De los resultados expuestos para los tres escenarios mencionados, se muestra
que llevar a cabo el proyecto resulta rentable en cada uno de ellos, mas aun en
el tercer escenario cuando se considera el precio del barril del petróleo a $100,
logrando una recuperación de la inversión en los primeros meses.
De igual forma sucede con otros dos escenarios, en los cuales el precio del barril
de petróleo es menor, son económicamente rentables, aunque la tasa interna de
retorno de estos es inferior a la del tercer escenario, sin embargo está sigue
siendo superior al 100%, lo que corrobora la rentabilidad y la viabilidad para
poner en marcha la ejecución del proyecto.
De manera similar la relación costo inversión (BCI), en los tres casos es superior
a uno, lo que indica que los ingresos a percibirse son mucho mayores al valor de
la inversión que exige la ejecución del proyecto, otro parámetro más que indica
el beneficio económico de este.
128
CAPÍTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES:
· El campo Parahuacu aporta con una producción marginal de crudo
promedia de 2.667 BPPD, siendo el aporte de los pozos con bombeo
hidráulico de 1.406 BPPD, que representa un poco más de la mitad de la
producción total del campo.
· Los reservorios del campo Parahuacu presentan areniscas poco
desarrolladas, con bajas porosidades y alto porcentaje de arcilla. El
petróleo producido es liviano, su °API varía entre 28 y 30° API.
· El crudo en el campo Parahuacu se caracteriza por su bajo contenido de
agua y sedimentos, que está en un rango de 0,3 %, siendo el pozo
Parahuacu 05 el que posee mayor porcentaje de BSW, el mismo que
durante su vida productiva ha presentado mayores problemas en el
equipo por presencia de sólidos.
· De los workovers analizados para los pozos con bombeo hidráulico
del campo Parahuacu se encontró que cinco de los seis pozos con
este tipo de levantamiento habían operado con bombas electro-
sumergibles (PRH: 01, 02, 04, 05, 07), mas debido a la baja producción y
problemas operacionales no fue la mejor alternativa, por lo que se
optó por la implementación de Bombeo Hidráulico, más económico,
adecuado y eficiente para este caso.
129
· Del estudio realizado se concluye que con la implementación de nuevas
geometrías en los pozos PRH 04, PRH 05, PRH 07 y PRH 08, puede
obtenerse un incremento en la producción de 1.336 BPPD, que
mensualmente representa 40.627,76 Bl de petróleo. y una reducción en
el consumo de fluido motriz de 494 BPPD, que en términos económicos
representa $ 4.890,6 mensuales.
· En el pozo Parahuacu - 01 no se consideró rentable el cambio de
geometría, puesto que esta demandaba una reducción en la producción
de 75 BPPD, ya que este pozo actualmente se encuentra produciendo
por encima de la tasa de producción permitida por la Agencia
Reguladora de Control de Hidrocarburos.
· Con el estudio económico realizado se concluye que la inversión del
proyecto es $108.120, valor recuperable en el primer mes de ejecución
del proyecto y un flujo neto de caja actualizado positivo.
· Se concluye que para los tres escenarios propuestos con precios de
barril de petróleo de $66, $73,3 y $100 respectivamente se obtuvo que
es un proyecto totalmente rentable. En el caso de $66 por barril de crudo
se obtuvo un valor actual neto positivo igual a $ 20´568.192,9, con una
tasa interna de retorno mensual igual a 2.054%, mayor a la tasa de
actualización mensual del 1% y, una relación costo inversión igual a 6,6
mayor a uno, parámetro que indica la rentabilidad del proyecto; en el
segundo caso a un precio de barril de $73,3 se obtuvo un VAN de
23´263.358,44 y una TIR mensual de 2.322% con una relación costo
inversión de 7,33 ; y en el tercer caso a $100 el precio del barril se
obtuvo un VAN de $ 33´121.018,66, una TIR mensual de 3.303% y una
relación costo inversión igual a 10.
130
· En los pozos Parahuacu: 04 y 05 se concluye que con las condiciones
que actualmente se está operando existen problemas de cavitación en la
entrada de la cámara de mezclado, por lo que se procedió a un re-
cálculo de la presión de superficie o presión de descarga de la bomba
triplex en la superficie, menor a la que actualmente se trabaja,
obteniendo una propuesta de rediseño que no presenta problemas de
cavitación.
· El pozo PRH – 04 es el de menor producción de crudo (78 BPPD), con
un consumo de 1077 Bl de fluido motriz. Que es 13,81 veces mayor a
la producción diaria neta de crudo. Por lo que no es rentable mantener
este pozo con bombeo hidráulico, debido a su baja producción y alta
demanda de fluido motriz.
· Bajo las condiciones que actualmente se opera los pozos con bombeo
hidráulico en el campo Parahuacu, se observa que es mucho mayor la
cantidad de fluido motriz que se inyecta en comparación a la cantidad de
crudo producido, teniendo una relación de barriles inyectados a barriles
producidos de 5,3, que indica que por cada barril de petróleo producido
se debe inyectar 5,3 barriles de fluido motriz.
· Existen reservas probadas superiores a 30´000.000 Bl en el campo
Parahuacu, que pueden recuperarse implementando un proyecto de
recuperación secundaria y perforando pozos de desarrollo.
131
5.2 RECOMENDACIONES:
· Como la producción de algunos de los pozos con bombeo hidráulico es
baja menor a los 100 BPPD, entre estos los pozos PRH – 02, PRH -04,
es recomendable cambiar al sistema de levantamiento a tipo mecánico
cuyo costo de inversión no sería significante ya que se cuenta con un
amplio stock de balancines, y el costo de producción de un barril de
petróleo con este sistema es de $ 0,17 centavos , que representaría un
ahorro económico, ante los $ 0,33 centavos que cuesta cada barril de
fluido motriz utilizado en el bombeo hidráulico.
· Se recomienda cambiar las geometrías de las bombas instaladas en los
pozos PRH 04, PRH 05, PRH 07 y PRH 08, ya que en el análisis
realizado se ve un incremento en la producción de petróleo.
· En los pozos Parahuacu 01, no se recomienda el cambio de geometría
ya que se presenta una reducción en la producción y una mayor
demanda de fluido motriz y energía que la actualmente requerida con
el equipo que al presente está implementado.
· Se recomienda realizar pruebas de presión a los pozos del campo
Parahuacu, para contar con valores reales de presiones, índice de
productividad y declinación, ya que las últimas pruebas realizadas en la
mayoría de los pozos fueron hace más de cinco años.
· Debido a que la producción de petróleo de los pozos PRH: 02 y 04 no
es alta, es menor a los 100 BPPD, se vería factible cambiar a estos
pozos a otro sistema de levantamiento artificial, que sería el bombeo
mecánico que cumple con este rango de producción.
· Realizar el proyecto piloto de recuperación secundaria del campo
Parahuacu.
132
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1. Amaya Francisco y Armando Chanatásig, (2009), “Programa de diseño
unificado de bombeo hidráulico para la selección de bomba jet y pistón
usadas en las operaciones de Petroproducción”, Quito.
2. Baby P., Rivadeneira M., Barragán R. (2004) “La cuenca oriente: Geología y
Petróleo” Quito.
3. Benavides Andrea y Enríque Vergara, (2011), “Estudio del sistema de bombeo
hidráulico en el campo Shushufindi”. Quito.
4. Departamento de Ingeniería en Petróleos. (2010): Forecast y archivos
técnicos del campo Parahuacu, distrito oriente.
5. Ferreira, G, (2009), “Validación del diagnóstico de las facilidades de
producción del área Lago Agrio campo Parahuacu”. Quito.
6. Melo V. (2007), “Folleto de levantamiento artificial”. Quito.
7. Molina, Freddy, (2004), “Desarrollo de software para el diseño
levantamiento artificial por bombeo hidráulico, tipo pistón y jet”. Quito.
8. Solipet, (2007), “Introducción a las operaciones del sistema de bombeo
hidráulico”. Quito.
128
ANEXOS
129
ÍNDICE DE ANEXOS
No Descripción Página
1 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS TIPO PISTÓN Y TIPO JET
131
1.1 BOMBAS PISTÓN - GUIBERSON 132 1.2 BOMBAS PISTÓN - NATIONAL OIL MASTER 133 1.3 BOMBAS PISTÓN – KOBE 134
1.4 BOMBAS PISTÓN - OILWELL HYDRADULICS INC.
136
1.5 BOMBAS JET 139
2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN PARA CADA POZO DEL CAMPO PARAHUACO
140
2.1 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-01
141
2.2 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-02 142 2.3 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-04 143 2.4 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-05 144 2.5 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-07 145 2.6 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-08 146 3 HISTORIALES DE PRESIONES B΄ UP 147
3.1 B´UPS REALIZADOS A LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU
148
4 HISTORIALES DE LOS W.O REALIZADOS A LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU
149
4.1 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL PRH – 01 150
4.1.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH - 01
150
4.2 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL PRH – 02 151
4.2.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH – 02
152
4.3 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL POZO PRH – 04
153
4.3.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH – 04
154
4.4 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL POZO PRH – 05
156
4.4.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH – 05
157
4.5 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL POZO PRH – 07
158
4.5.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH – 07
158
4.6 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL POZO PRH – 08
159
4.6.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH – 08
159
5 HISTORIAL DE CAMBIO DE BOMBAS DE LOS POZOS CON BOMEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU
160
130
5.1 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH -01
161
5.2 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH - 02
162
5.3 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH - 04
163
5.4 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH - 05
165
5.5 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH - 07
167
5.6 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH - 08
169
6 FOTOS DE LA ESTACIÓN PARAHUACU 172 6.1 TANQUE DE LAVADO 173 6.2 TANQUE DE SURGENCIA 173
6.3 SEPARADOR BIFÁSICO 174
6.4 BOTA DE GAS 174
6.5 BOMBA BOOSTER – TRANSFERENCIA 175
6.6 BOMBA POWER OIL (TRIPLEX) 175
6.7 VARIADORES DE VELOCIDAD DE LAS BOMBAS POWER OIL
176
6.8 TRANSFORMADOR QUE ALIMENTA EL SISTEMA POWER OIL
176
7 DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU
177
7.1 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU - 01
178
7.2 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU – 02
179
7.3 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU – 04
180
7.4 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU – 05
181
7.5 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU – 07
182
7.6 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZOARAHUACU – 08
183
8 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS GUIBERSON, KOBE Y OILMASTER
184
8.1 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS GUIBERSON (plg2)
185
8.2 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS KOBE (plg2)
186
8.3 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS NATIONAL (plg2)
186
131
ANEXO N° 1
ESPECIFICACIONES DE BOMBAS TIPO PISTÓN Y TIPO
JET
132
TABLA A-1.1. BOMBAS PISTÓN - GUIBERSON
Bomba
Desplazamiento
PIE
Máxima velocidad de régimen
(embolada/min) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
Powerlift I TP 2 3/8 in.
2 x 1 5/8 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35
2 x 1 5/8 x 1 ¼ 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35
2 x 1 5/8 x 1 ½ 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35
2 x 1 5/8 x 1 ½ 11.96 14.04 478 561 1039 1.16 40
2 x 1 5/8 x 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35
2 x 1 5/8 x 1 5/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.36 40
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 2 x 1 1/16 8.69 30.77 191 678 869 0.32 22
2 1/2 x 2 x 1 ¼ 12.02 30.77 264 678 942 0.44 22
2 1/2 x 2 x 1 ½ 17.30 30.77 467 831 1298 0.68 27
2 1/2 x 2 x 1 5/8 20.30 30.77 547 831 1378 0.80 27
2 1/2 x 2 x 1 ¾ 23.56 30.77 636 831 1467 0.93 27
2 1/2 x 2 x 1 ¾ 23.56 30.77 825 1078 1902 1.06 35
2 1/2 x 2 x 2 30.77 30.77 831 831 1662 1.21 27
2 1/2 x 2 x 2 30.77 30.77 1,077 1077 2154 1.36 35
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35
2 1/2 x 1 5/8 x 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/16 8.69 20.32 235 548 782 0.52 27
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/4 12.02 20.32 325 548 873 0.72 27
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/2 17.31 20.32 467 548 1015 1.03 27
2 1/2 x 1 5/8 x 1 5/8 20.32 20.32 549 548 1095 1.21 27
TP 3 1/2 in.
3 x 2 1/2 x 1 ¾ 21.42 43.71 643 1311 1954 0.59 30
3 x 2 1/2 x 2 27.98 43.71 840 1311 2151 0.78 30
3 x 2 1/2 x 2 ¼ 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.98 30
3 x 2 1/2 x 2 ½ 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.21 30
Powerlift II
TP 2 3/8 in.
2 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35
2 x 1 ¼ 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35
2 x 1 9/16 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1 ¼ 11.96 14.04 478 561 1040 1.16 40
2 1/2 x 2 ½ 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35
2 1/2 x 1 7/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.36 40
FUENTE: WEATHERFORD
133
TABLA A-1.2. BOMBAS PISTÓN - NATIONAL OIL MASTER
Bomba
Desplazamiento
PIE
Máxima velocidad de
régimen (embolada/min)
BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
Tipo F,FE,FEB
TP 2 3/8 in.
F201311 3.0 4.2 204 286 490 0.71 68
F201313 4.2 4.2 286 286 572 1.00 68
F201611 3.0 6.4 204 435 639 0.47 68
F201613 4.2 6.4 286 435 721 0.66 68
FEB201613 6.2 9.4 340 517 857 0.66 55
FEB201616 9.4 9.4 517 517 1034 1.00 55
TP 2 7/8 in.
F251611 3.3 7.0 214 455 669 0.47 65
F251613 4.6 7.0 299 455 754 0.66 65
F251616 7.0 7.0 455 455 910 1.00 65
FE251613 6.6 10 350 530 880 0.66 53
FE251616 10 10 530 530 1060 1 53
FE252011 4.95 16.5 252 843 1095 0.30 51
FE252013 6.98 16.5 355 843 1198 0.42 51
FE252016 10.6 16.5 540 843 1382 0.64 51
Tipo V
TP 2 7/8 in.
V-25-11-063 6.31 10 1073 1700 2773 0.63 170
V-25-21-075 6.31 8.38 1174 1559 2733 0.75 186
V-25-11-095 6.31 6.66 1300 1371 2671 0.95 206
V-25-11-118 6.31 5.33 1420 1199 2619 1.18 225 Tipo 220
TP 2 3/8 in.
330-201612 5.45 8.94 546 894 1440 0.63 100
530-201615 7.86 8.94 786 894 1680 0.89 100
TP 2 7/8 in.
348-252012 8.73 22.35 629 1609 2238 0.40 72
348-252015 12.57 22.35 905 1609 2514 0.57 72
548-252017 17.11 22.35 1232 1609 2841 0.78 72
548-252019 20.17 22.35 1452 1609 3061 0.93 72
TP 3 1/2 in.
548-302419 20.17 32.18 1452 2317 3769 0.643 72
548-302420 22.65 37.31 1634 2685 4319 0.624 72
548-302422 28.7 32.18 2063 2317 4380 0.914 72
548-302423 34.96 37.31 2517 2686 5203 0.961 72
FUENTE: WEATHERFORD
134
TABLA A-1.3. BOMBAS PISTÓN – KOBE
Bomba
Desplazamiento
PIE
Máxima velocidad de
régimen (embolada/min)
BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo A
TP 2 3/8 in. 2 x 13/16 - 13/16 1.15 1.2 139 145 284 1 121
2 x 1 - 13/16 1.15 2.15 139 260 399 0.545 121 2 x 1 – 1 2.10 2.15 255 260 515 1.000 121
2 x 1 - 13/16 3.25 2.15 393 260 653 1.546 121 2 x 1 3/16 - 13/16 1.15 3.30 139 399 538 0.353 121
2 x 1 3/16 – 1 2.10 3.30 255 399 654 0.647 121 2 x 1 3/16 - 1 3/16 3.25 3.30 393 399 792 1.000 121 2 x 1 3/16 - 1 x 1 4.20 3.30 508 399 907 1.290 121
2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 1 5.35 3.30 647 399 1046 1.647 121 2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 13/16 6.50 3.30 787 399 1186 2.000 121
TP 2 7/8 in. 2 1/2 x 1 – 1 2.56 2.66 256 266 522 1 100
2 1/2 x 1 1/4 – 1 2.56 5.02 256 502 758 0.520 100 2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/8 3.67 5.02 367 502 868 0.746 100 2 1/2 x 1 1/4 - 1 ¼ 4.92 5.02 492 502 994 1.000 100
2 1/2 x 1 1/4 -1 7/16 7.03 5.02 703 502 1205 1.431 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/8 3.67 7.13 367 713 1080 0.522 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 ¼ 4.92 7.13 492 713 1205 0.700 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 7.03 7.13 703 713 1416 1.000 100 2 1/2 x 1 1/2 - 1 ½ 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 ¼ 4.92 9.27 492 927 1419 0.521 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 7/16 7.03 9.27 703 927 1630 0.770 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 ½ 7.45 9.27 745 927 1672 0.820 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 9.09 9.27 909 927 1836 1.000 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 ¼ 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 ¼ 11.95 7.13 1195 713 1908 1.701 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 7.13 1406 713 2119 2.000 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 x 1 5/8 18.18 9.27 1818 927 2745 2.000 100
TP 3 1/2 in. 3 x 1 1/2 - 1 ¼ 5.59 9.61 486 836 1322 0.592 87
3 x 1 1/2 - 1 3/8 7.43 9.61 646 836 1482 0.787 87 3 x 1 1/2 - 1 ½ 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87 3 x 1 1/2 - 1 ¾ 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87 3 x 1 3/4 - 1 ½ 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87 3 x 1 3/4 - 1 ¾ 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87
3 x 2 - 1 ¾ 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87 3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 ¼ 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87 3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 ½ 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ½ 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ¾ 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87
TP 4 1/2 in. 4 x 2 - 1 ¾ 14.40 21.44 1109 1651 2760 0.687 77 4 x 2 – 2 21.00 21.44 1617 1651 3268 1.000 77
4 x 2 - 2 3/8 32.50 21.44 2503 1651 4154 1.541 77 4 x 2 3/8 – 2 21.00 32.94 1617 2536 4153 0.649 77
4 x 2 3/8 - 2 3/8 32.60 32.94 2503 2536 5039 1.000 77 4 x 2 3/8 - 2 x 1 ¾ 35.40 32.94 2726 2536 5262 1.094 77 4 x 2 3/8 - 2 x 2 42.00 32.94 3234 2536 5770 1.299 77
4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 53.50 32.94 4120 2536 6656 1.650 77 4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 3/8 65.00 32.94 5005 2536 7541 2.000 77
Tipo B TP 2 3/8 in.
2 x 1 3/8 - 1 3/16 3.15 4.54 381 549 930 0.700 121 2 x 1 3/8 - 1 3/8 4.50 4.54 544 549 1093 1.000 121
2 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 4.54 750 549 1299 1.380 121 2 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 4.54 914 549 1463 1.680 121 2 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 4.54 1076 549 1625 1.980 121
TP 2 7/8 in. 2 1/2 x 1 3/4 - 1 ½ 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100 2 1/2 x 1 3/4 - 1 ¾ 10.86 10.96 1086 1096 2182 1.000 100
135
TABLA A-1.3. CONTINUACIÓN
2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 ½ 14.52 10.96 1452 1096 2548 1.336 100 2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ½ 17.94 10.96 1794 1096 2890 1.652 100 2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ¾ 21.36 10.96 2136 1096 3232 1.957 100
TP 3 1/2 in. 3 x 2 1/8 - 1 7/8 15.96 21.75 1388 1892 3280 0.740 87 3 x 2 1/8 - 2 1/8 21.55 21.75 1875 1892 3767 1.000 87
3 x 2 1/8 - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 21.75 2727 1892 4619 1.454 87 3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 21.75 3214 1892 5106 1.714 87 3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 21.75 3700 1892 5592 1.974 87
Tipo D TP 2 3/8 in.
2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 4.50 7.79 544 943 1487 0.581 121 2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/16 x
1 3/16 6.21 7.79 751 943 1694 0.802 121
2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16
7.55 7.79 914 943 1857 0.976 121
2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/8
8.90 7.79 1076 943 2019 1.150 121
TP 2 7/8 in. 2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 ½ 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100 2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 ¾ 10.86 17.99 1086 1799 2885 0.608 100
2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 ½
14.52 17.99 1452 1799 3251 0.813 100
2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2
17.94 17.99 1794 1799 3593 0.976 100
2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4
21.36 17.99 2136 1799 3935 1.196 100
TP 3 1/2 in. 3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 1 7/8 15.96 35.74 1388 3109 4497 0.449 87 3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 21.55 35.74 1874 3109 4983 0.606 87
3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 1 7/8 x 1 7/8
31.34 35.74 2726 3109 5835 0.882 87
3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8
36.94 35.74 3213 3109 6322 1.039 87
3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8
42.53 35.74 3700 3109 6809 1.197 87
Tipo E TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1 ¾ 40.63 35.45 2400 2092 4491 1.146 59 TP 3 1/2 in.
3 x 2 1/8 71.70 62.77 4007 3515 7522 1.142 56
FUENTE: WEATHERFORD
136
TABLA A-1.4. BOMBAS PISTÓN - OILWELL HYDRADULICS INC.
Bomba
Desplazamiento
PIE
Máxima velocidad de
régimen (embolada/min)
BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
Tipo AM
TP 2 3/8 in.
2 x 13/16 - 13/16 1.15 1.2 139 145 284 1 121
2 x 1 - 13/16 1.15 2.15 139 260 399 0.545 121
2 x 1 – 1 2.10 2.15 255 260 515 1.000 121
2 x 1 - 13/16 3.25 2.15 393 260 653 1.546 121
2 x 1 3/16 - 13/16 1.15 3.30 139 399 538 0.353 121
2 x 1 3/16 – 1 2.10 3.30 255 399 654 0.647 121
2 x 1 3/16 - 1 3/16 3.25 3.30 393 399 792 1.000 121
2 x 1 3/16 - 1 x 1 4.20 3.30 508 399 907 1.290 121
2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 1 5.35 3.30 647 399 1046 1.647 121
2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 13/16 6.50 3.30 787 399 1186 2.000 121
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1 – 1 2.56 2.66 256 266 522 1 100
2 1/2 x 1 1/4 – 1 2.56 5.02 256 502 758 0.520 100
2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/8 3.67 5.02 367 502 868 0.746 100
2 1/2 x 1 1/4 - 1 ¼ 4.92 5.02 492 502 994 1.000 100
2 1/2 x 1 1/4 -1 7/16 7.03 5.02 703 502 1205 1.431 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/8 3.67 7.13 367 713 1080 0.522 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 ¼ 4.92 7.13 492 713 1205 0.700 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 7.03 7.13 703 713 1416 1.000 100
2 1/2 x 1 1/2 - 1 ½ 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 ¼ 4.92 9.27 492 927 1419 0.521 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 7/16 7.03 9.27 703 927 1630 0.770 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 ½ 7.45 9.27 745 927 1672 0.820 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 9.09 9.27 909 927 1836 1.000 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 ¼ 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 ¼ 11.95 7.13 1195 713 1908 1.701 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 7.13 1406 713 2119 2.000 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 x 1 5/8 18.18 9.27 1818 927 2745 2.000 100
TP 3 1/2 in.
3 x 1 1/2 - 1 ¼ 5.59 9.61 486 836 1322 0.592 87
3 x 1 1/2 - 1 3/8 7.43 9.61 646 836 1482 0.787 87
3 x 1 1/2 - 1 ½ 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87
3 x 1 1/2 - 1 ¾ 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87
3 x 1 3/4 - 1 ½ 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87
3 x 1 3/4 - 1 ¾ 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87
3 x 2 - 1 ¾ 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87
3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 ¼ 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87
3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 ½ 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87
3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ½ 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87
3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ¾ 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87
TP 4 1/2 in.
4 x 2 - 1 ¾ 14.40 21.44 1109 1651 2760 0.687 77 4 x 2 – 2 21.00 21.44 1617 1651 3268 1.000 77
4 x 2 - 2 3/8 32.50 21.44 2503 1651 4154 1.541 77
4 x 2 3/8 – 2 21.00 32.94 1617 2536 4153 0.649 77
4 x 2 3/8 - 2 3/8 32.60 32.94 2503 2536 5039 1.000 77
4 x 2 3/8 - 2 x 1 ¾ 35.40 32.94 2726 2536 5262 1.094 77
4 x 2 3/8 - 2 x 2 42.00 32.94 3234 2536 5770 1.299 77
137
TABLA A-1.4. CONTINUACIÓN
4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 53.50 32.94 4120 2536 6656 1.650 77
4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 3/8 65.00 32.94 5005 2536 7541 2.000 77
Tipo BM
TP 2 3/8 in.
2 BM - 1 3/16 3.15 4.54 381 549 930 0.700 121
2 BM - 1 3/8 4.50 4.54 544 549 1093 1.000 121
2 BM - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 4.54 750 549 1299 1.380 121
2 BM - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 4.54 914 549 1463 1.680 121
2 BM - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 4.54 1076 549 1625 1.980 121
TP 2 7/8 in.
2 1/2 BM - 1 ½ 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100
2 1/2 BM - 1 ¾ 10.86 10.96 1086 1096 2182 1.000 100
2 1/2 BM - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 10.96 1452 1096 2548 1.336 100
2 1/2 BM - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 10.96 1794 1096 2890 1.652 100
2 1/2 BM - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 10.96 2136 1096 3232 1.957 100
TP 3 1/2 in.
3 BM - 1 7/8 15.96 21.75 1388 1892 3280 0.740 87
3 BM - 2 1/8 21.55 21.75 1875 1892 3767 1.000 87
3 BM - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 21.75 2727 1892 4619 1.454 87
3 BM - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 21.75 3214 1892 5106 1.714 87
3 BM - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 21.75 3700 1892 5592 1.974 87
Tipo DM
TP 2 3/8 in.
2 DM- 1 3/16 3.15 7.79 381 943 1324 0.407 121
2 DM - 1 3/8 4.50 7.79 544 943 1487 0.581 121
2 DM - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 7.79 751 943 1694 0.802 121
2 DM - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 7.79 914 943 1857 0.976 121
2 DM - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 7.79 1076 943 2019 1.150 121
TP 2 7/8 in.
2 1/2 DM - 1 ½ 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100
2 1/2 DM - 1 ¾ 10.86 17.99 1086 1799 2885 0.608 100
2 1/2 DM - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 17.99 1452 1799 3251 0.813 100
2 1/2 DM - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 17.99 1794 1799 3593 0.976 100
2 1/2 DM - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 17.99 2136 1799 3935 1.196 100
TP 3 1/2 in.
3 DM - 1 7/8 15.96 35.74 1388 3109 4497 0.449 87
3 DM - 2 1/8 21.55 35.74 1875 3109 4984 0.606 87
3 DM - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 35.74 2727 3109 5836 0.882 87
3 DM - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 35.74 3214 3109 6323 1.039 87
3 DM - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 35.74 3,700 3109 6809 1.197 87
Tipo E
TP 2 3/8 in.
2 x 1 3/8 20.27 17.59 1317 1143 2460 1.152 65
3 x 3 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 28 31.98 2436 2782 5218 0.875 87
3 x 3 3/4 - 1 7/8 x 1 7/8 31.92 31.98 2777 2782 5559 0.998 87
PL I
TP 2 3/8 in.
2 x 1 5/8 - 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.522 35
2 x 1 5/8 - 1 ¼ 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35
2 x 1 5/8 - 1 ½ 11.96 14.03 478 561 1039 1.168 40
2 x 1 5/8 - 1 5/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.37 40
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 2 - 1 ¼ 12.02 30.77 264 678 942 0.443 22
2 1/2 x 2 - 1 ½ 17.30 30.77 467 831 1298 0.684 27
138
TABLA A-1.4. CONTINUACIÓN
2 1/2 x 2 - 1 5/8 20.30 30.77 547 831 1378 0.803 27
2 1/2 x 2 - 1 ¾ 23.56 30.77 825 1078 1902 1.064 35
2 1/2 x 2 – 2 30.77 30.77 1077 1077 2154 1.389 35
2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.522 35
2 1/2 x 1 5/8 - 1 ¼ 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35
2 1/2 x 1 5/8 - 1 ½ 12.85 15.08 450 528 978 1.039 35
2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.22 35
2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/16 8.69 20.32 235 548 782 0.522 27
2 1/2 x 1 5/8 - 1 ¼ 12.02 20.32 325 548 873 0.722 27
2 1/2 x 1 5/8 - 1 ½ 17.31 20.32 467 548 1015 1.04 27
2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 20.32 20.32 549 548 1095 1.22 27
TP 3 1/2 in.
3 x 2 1/2 - 1 ¾ 21.42 43.71 643 1311 1954 0.598 30
3 x 2 1/2 – 2 27.98 43.71 840 1311 2151 0.78 30
3 x 2 1/2 - 2 ¼ 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.988 30
3 x 2 1/2 - 2 ½ 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.22 30
PL II
TP 2 3/8 in.
2 x 1.572 - 1 1/16 5.53 12.1 597 1307 1904 0.525 108
2 x 1.572 - 1 ¼ 7.65 12.1 826 1307 2133 0.726 108
2 x 1.572 - 1.572 30 26.35 1560 1370 2930 1.147 52
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1.885 - 1 ¼ 8.74 17.69 918 1857 1040 0.503 105
2 1/2 x 1.885 - 2 ½ 12.59 17.69 1322 1857 1056 0.725 105
2 1/2 x 1.885 - 1.885 50 43.97 2500 2199 1122 1.146 50
FUENTE: WEATHERFORD
13
9
TA
BL
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-1.5
. BO
MB
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16
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18
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1
0
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24
A
0.0
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2
0.0
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2
0
.00
77
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2
0
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81
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0
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28
0
0.0
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2
0
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30
B
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2
0
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31
B
0.0
077
3
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3
0
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00
3
0.0
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3
0
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04
BB
0
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38
0
0.0
104
3
0
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38
C
0.0
104
3
0
.00
40
C
0.0
100
4
0.0
052
4
0
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29
4
0.0
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4
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31
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1
0
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4
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42
4
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29
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0.0
067
5
0
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67
5
0.0
064
5
0
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67
A+
0
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75
2
0.0
189
5
0
.00
74
E
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187
5
0
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67
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0.0
167
6
0.0
086
6
0
.02
15
6
0.0
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6
0
.02
12
B
0.0
095
3
0
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41
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F
0
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6
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F
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15
7
0.0
111
7
0
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78
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0.0
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4
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08
G
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95
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8
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144
8
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59
8
0.0
131
8
0
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46
C
0.0
123
5
0
.03
8 8
0
.01
22
H
0.0
376
8
0
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36
H
0.0
353
9
0.0
186
9
0
.04
64
9
0.0
167
9
0
.04
41
C+
0
.01
49
6
0.0
452
9
0
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48
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47
9
0.0
181
I
0.0
456
10
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1
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99
10
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1
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62
D
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177
7
0
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31
10
0.0
175
J
0.0
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29
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1
1 0
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15
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8
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61
11
0.0
239
K
0
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11
0.0
307
K
0
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64
12
0.0
400
1
2 0
.10
00
12
0.0
346
1
2 0
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10
F
0.0
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9
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04
12
0.0
311
L
0
.07
96
12
0.0
387
L
0
.09
89
13
0.0
517
1
3 0
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92
13
0.0
441
1
3 0
.11
59
G
0.0
452
1
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62
13
0.0
450
M
0
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13
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498
M
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14
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14
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1
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1
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79
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12
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1
5 0
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51
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1
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0.2
107
16
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1
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1
6 0
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57
13
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6 0
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51
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0.1
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1
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17
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18
0.1
950
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0.1
858
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42
19
0.2
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1
9 0
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95
19
0.1
879
1
9 0
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38
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0.2
463
1
6 0
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19
0.2
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S
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19
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400
S
0
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95
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2
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43
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2
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1
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1
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1
23
16
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W
0.6
520
W
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20
FU
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140
ANEXO N° 2
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN PARA CADA POZO DEL
CAMPO PARAHUACO
141
TABLA A-2.1. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-01
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
1978 83 88 93 98 03 08 0
200
400
600
800
Date
PRH001A:TS Oil Rate (Cal. Day) ( bbl/d ) Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d ) Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )
142
TABLA A-2.2. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-02
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
1979 84 89 94 99 04 09 0
200
400
600
800
1000
Date
PRH002A:UI Oil Rate (Cal. Day) ( bbl/d ) Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d ) Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )
143
TABLA A-2.3. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-04
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
1978 83 88 93 98 03 080
150
300
450
600
750
Date
PRH004A:BTOil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )
Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d )
Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )
144
TABLA A-2.4. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-05
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
1980 85 90 95 2000 05 100
200
400
600
800
1000
Date
PRH005D:TIOil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )
Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d )
Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )
145
TABLA A-2.5. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-07
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
1997 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100
200
400
600
800
1000
Date
PRH007A:TIOil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )
Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d )
Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )
146
TABLA A-2.6. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-08
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100
200
400
600
800
1000
Date
PRH008A:TIOil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )
Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d )
Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )
147
ANEXO N° 3
HISTORIALES DE PRESIONES B΄ UP
14
8
TA
BL
A A
- 3.
1. B
´UP
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EA
LIZ
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773
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9813
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0 59
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465
0.6
32.0
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16-9
746
9750
-97
66
1583
10
72
10.5
1.
7
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1.62
0.
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PR
H-0
9 14
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-08
Ts
144
128
11
32.5
97
12-9
722
23
45
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14
.5
3
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0.
11
PR
H-1
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33.5
94
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474
9482
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12
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29
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PR
H-1
1 30
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9754
16
99
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17
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172
9.27
1.
88
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H-1
2 30
-Sep
-08
Ti
480
317
34.0
31
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9700
-973
8
1582
12
65
150
20
22
7 5.
33
1.51
PR
H-1
3 24
-Oct
-08
Ui
696
341
51.0
32
95
12-9
524
95
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9534
19
03
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25
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FU
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Dia
na
Ord
óñez
.
149
ANEXO N° 4
HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO
150
TABLA A- 4.1. HISTORIALES DE W.O. REALIZADOS AL PRH - 01
W.O. # FECHA ZONA OBJETIVO 1 11/13/1978 TL + TS PUNZONAN T, ACIDIFICACION 2 09/27/1987 TI + TS BAJAN BES 3 06//24/1988 TI + TS ACIDIFICAN(RMA), REDISEÑAN BES 4 10/10/1991 TI + TS EVALUAN T, REDISEÑAN BES 5 08/06/1992 TI + TS REPARAN BES 6 11/15/1992 TI + TS CAMBIO BES 7 06/02/1993 TI + TS REPARAN BES 8 06/24/1994 TI + TS REPUNZONAN T 9 08/29/1994 TI + TS REPARAN BES 10 11/11/1995 TI + TS REPARAN BES, EVALUAN T 11 04/15/1996 TI + TS BAJAN CSG 5 1/2, CAMBIO A JET 12 04/04/2000 TI + TS CAMBIO COMPL. POR CAVIDAD MAL ESTADO 13 10/18/2000 TI + TS CAMBIO COMPL. POR CAVIDAD MAL ESTADO
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Campo Parahuacu
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
.
TABLA A-4.1.1. RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN
CADA B´UP PRH - 01
# W.O. PRUEBA Método Zona RESULTADOS PRUEBA DE
PRODUCCIÓN
BFPD BPPD BSW 1
BES TI + TS
2 ANTÉS BES TI + TS 932
100%
2 DESPUÉS BES TI + TS 1080
100% 3
BES TI + TS 1200 912 24%
4
BES TI + TS 979
100% 5
BES TI + TS 1008
100%
6
BES TI + TS 1008
100% 7
BES TI + TS 552
100%
8
BES TI + TS 652
100% 9
BES TI + TS 552
100%
10
BES TI + TS 672 457 32% 11
BES TI + TS 168
100%
12
TI + TS 120
100% 13
TI + TS 192
100%
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Campo Parahuacu
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
151
TABLA A- 4.2. HISTORIALES DE W.O. REALIZADOS AL POZO PRH – 02
W.O. # FECHA
ZONA OBJETIVO
1 11/27/197
8 UI FRACTURAN U
2 05/09/197
9 UI SQ T, ACIDIFICACION UI
3 10/18/197
9 UI BAJAN BES
4 01/10/198
0 BT AISLAN T, PUNZONAN Y FRACTURAN BT
5 10/02/198
4 UI EVALUAN T, U, BAJAN BES
6 03/27/198
6 UI ESTIMULAN U, REPARAN BES
7 09/13/198
7 UI ACIDIFICAN(RMA), BAJAN BES
8 12/29/198
7 UI EVALUAN BT Y UI,SQ BT, BAJAN BES
9 01/31/198
8 UI CAMBIO BHA POR FUGA DE FLUIDO,CAMBIO A JET
10 05/12/198
8 UI CAMBIO A BES
11 07/25/198
9 UI REPARAN BES
12 01/20/199
2 TI PUNZONAN TI, EVALUAN Y BAJAN BES
13 03/14/199
2 TI
COMUNICACIÓN TBG-CSG, REPARAN ÁRBOL, NO APORTA TI
14 02/27/199
7 UI CAMBIO A JET
15 03/08/200
7 UI CAMBIO BHA PAKER DEASASENTADO
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Campo Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
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153
TABLA A- 4.3. HISTORIALES DE W.O. REALIZADOS AL POZO PRH– 04
W.O. # FECHA ZONA OBJETIVO 1 07/30/1983 BT INSTALACION BES, PRUEBAN BT 2 07/02/1984 BT REPARAN BES 3 06/17/1985 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 4 09/28/1985 BT ACIDIFICAN(RMA), REPARAN BES 5 01/19/1986 BT TRAT. ANTI-INCRUSTACIONES,ACIDIFICAN(RMA), REPARAN BES 6 02/28/1986 BT EVALUAN BT, ESTIMULAN, BAJAN BES 7 06/23/1986 BT ACIDIFICAN(RMA+N2), BAJAN BES, EVALUAN 8 04/05/1987 BT SACAN BES, CIERRA POZO 9 08/31/1987 BT BAJAN BES 10 01/24/1988 BT ESTIMULAN(RMA), REPARAN BES 11 02/13/1990 BT REPARAN BES 12 07/19/1990 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 13 02/28/1991 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 14 08/29/1992 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 15 05/31/1993 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 16 09/25/1994 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 17 04/13/1995 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 18 11/10/1996 BT CAMBIO A JET 19 01/21/1997 BT CAMBIO BHA X EMPACADURA DESASENTADA, EVALUAN
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Campo Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
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TABLA A- 4.4. HISTORIALES DE W.O. REALIZADOS AL POZO PRH – 05
W.O. # FECHA ZONA OBJETIVO
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2 11/17/1983 TI ACIDIFICACION,BAJAN BES, REPUNZONAN 11106’-11124’
3 10/25/1985 TI CAMBIO DE BOMBA BES
4 09/12/1986 TI ACIDIFICACION, CAMBIO A JET
5 07/03/1988 TI CAMBIO A BES
6 26/12/1991 TI ESTIMULACION (Mud Acid), CAMBIO BES
7 30/09/1997 TI ROTURARA TUBING, CAMBIO BHA
8 01/06/2001 TI CAMBIO DE BOMBA BES
9 01/08/2007 TI REPUNZONAN TI, REDISEÑAN BES
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Campo Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
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ANEXO N° 5
HISTORIAL DE CAMBIO DE BOMBAS DE LOS POZOS
CON BOMEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO
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.
172
ANEXO N° 6
FOTOS DE LA ESTACIÓN PARAHUACU
173
FOTO A- 6.1. TANQUE DE LAVADO
FOTO A- 6.2. TANQUE DE SURGENCIA
174
FOTO A-6.3 SEPARADOR BIFÁSICO
FOTO A- 6.4 BOTA DE GAS
175
FOTO A-6.4. BOMBA BOOSTER – TRANSFERENCIA
FOTO A- 6.5. BOMBA POWER OIL (TRIPLEX)
176
FOTO A-6.6. VARIADORES DE VELOCIDAD DE LAS BOMBAS POWER OIL
FOTO A-6.7. TRANSFORMADOR QUE ALIMENTA EL SISTEMA POWER
OIL
177
ANEXO N° 7
DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS CON
BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU
178
FIGURA A-7.1. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU -
01
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
COMP. ORIGINAL: 18/NOV/68
W.O # 11 : 15 / ABR / 96
E.M.R. = 993´ W.O # 12 : 09 / ABR / 00
E.S. = 975´ W.O # 13 : 18 / NOV / 00
M.R. = 18´3 1/2" EUE, N-80, 1 Tubo Corto.
3 1/2" x 2 7/8" Cross Over
9 5/8" Casing.J-55, 36 lbs/pie, LT@C, 31 Jts.
Zapata superficial Cementada con 470 Sxs Clase "A"
7" Casing.N - 80, 26 lbs/pie, 336 Jts.
5 1/2" Casing. 17 lbs/pie, 227 Jts.
9498' - 9500' ( 2' ) S Q. Cementación entre Csg de 7" y 51/2"
Con 250 sacos tipo "G"
2 7/8" EUE, N-80, 307 Jts. 9634'
CAVIDAD GUIBERSON PL - I
2 7/8" EUE, N-80, 1 Tubo Corto9652'
2 7/8" EUE, Junta de seguridad
2 7/8" EUE, N-80, 1 Tubo Corto9685'
2 7/8" x 2 3/8" Cross Over
2 3/8" EUE, N-80, 1 Tubo Corto
9693' 5 1/2" x 2 3/8" Packer Arrow
ARENA NAPO " T " ( 8 DPP ) 2 3/8" EUE, N-80, 1 tubo 9728´ - 9740´ ( 12´ ) 9728'9753´ - 9773´ ( 20´ ) 2 3/8" NO-GO
2 3/8" EUE, N-80, 1 tubo 2 3/8" x 2 7/8" Cross Over
9762' ST. SUB.
9797´ - 9798´ ( 1´ ) SQ.
9868´ 5 1/2" Collar Flotador
9910´ 5 1/2" Zapata Guía Cementada con 100 sxs. Tipo " G "C O T D.
10011´ 7" Collar Flotador
7" Zapata Guía Cementada con 260 sxs tipo " G "
PT. 10173´
PARAHUACU - 01
1008´
9920´
10076´
W.O. # 13
179
FIGURA A-7.2.DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU –
02
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
COMPLETACION ORIGINAL: 21-MAY-78EMR = 867' W.O. N° 13: 14-MAR-92E S = 852' W.O. N° 14: 27-FEB-97MR = 15' W.O. N° 15: 08-MAR-07
CASING SUPERFICIAL10 3/4", K-55; 40,5 #/P; 66 TUBOS.
2112' ZAPATO GUÍA SUPERFICIALCEMENTADO CON: 850 SXS TIPO "A"
C-95, 26 #/P @ 9738', 3 TUBOSC-95, 23 #/P @ 9647.24', 67 TUBOSK-55, 26 #/P @ 7007.40', 47 TUBOSK-55, 23 #/P @ 5029.05', 96 TUBOSN-80, 26 #/P @ 1071.48', 29 TUBOS
3 1/2", EUE, N-80, 9.3 #/P, 274 TUBOS
8418' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, X OVER2 7/8" CAVIDAD GUIBERSON PL - I
8428'2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO
8457'
2 7/8" EUE, TUBO DE SEGURIDAD
8489' 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO
8492' 7"x 2 7/8" EUE, PACKER "ARROW"
8497' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER
2 3/8" EUE, N-80, 4 TUBOS
2 3/8"EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 1.87")
ARENA "BT" ( 4 DPP) 2 3/8" EUE, N-80, 17 TUBOS
8708' - 8720' (12') 9162' 2 3/8" x 2 7/8" X OVER
9165' 7"x 2 7/8" EUE, PACKER "ARROW"
9170' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER
ARENA "U" (4 DPP ) 2 3/8" EUE, N-80, 4 TUBOS
9390' - 9392' (2') SQZ CYP 9298'9431' - 9441' (10') 9448' - 9462' (14')
2 3/8" EUE ; N-80, 6 TUBOS
9489' 2 3/8" x 2 7/8" EUE, X OVER
9492' 7"x 2 7/8" EUE, PACKER "ARROW"
9497' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER
2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO
2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=1.87")ARENA "T" (4 DPP) 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO
9508' - 9510' (2') SQZ CYP 9564'9550' - 9552' (2') SQZ 2 3/8" EUE, TAPON CIEGO.
9595' - 9598' (3') SQZ W.O. N°89602' - 9605' (3') SQZ W.O. N°8 9676' C.O.T.D
9612' - 9654' (42')7" COLLAR FLOTADOR
9738' ZAPATO GUIA DE FONDOCEMENTADO CON: 500 SXS TIPO "G"
PARAHUACU-02
PT(L)=9740'PT(D)=9740'
W.O. N° 15
7" CASING DE PRODUCCION
8624'
9529'
9678'
2 3/8"EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 1.87")
180
FIGURA A-7.3.DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU –
04
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
181
FIGURA A-7.4.DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU –
05
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
3 1/2" x 2 7/8" , X-OVER
2 7/8", CAVIDAD GUIBERSON PL-I
2 7/8" , N-80, SAFETY JOINT2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO7" X 2 7/8" "FH" PACKER
2 7/8 X 2 3/8,X.OVER
2 3/8" EUE, N-80 122 TUBOS
2 3/8" NO-GO2 3/8" EUE, 1 TUBO2 3/8" ,NEPLO CAMPANA
W.0. No. 10
PARAHUACU - 05
ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1255 Sxs, TIPO "A".
16" CASING SUPERFICALJ-55, 40,5 #/P, 85 TUBOS.
COMP. ORIGINAL: 25-OCT-1979W-O. No. 08 : 06-ENE-2001 W-O. No. 09 : 08-ENE-2007W-O. No. 10 : 03-NOV-2008
ZAPATO GUIACEMENTADO CON 600 Sxs
COLLAR FLOTADOR PERFORADO
PT ( D ) = 11162'
3 ½", EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 228 TUBOS
ARENA "U" ( 2 DPP ) SQZ ( C.P.I.)10884' - 10904' ( 20' )10910' - 10923' ( 13' )
ARENA "T Inf." ( 9 DPP )11106' - 11124' ( 18' )
20'
11170'
11200'
E.M.R. 909'E.S. 893'
7" CASING INTERMEDIOC-95, 26 #/P, 67 TUBOSN-80, 23 #/P, 33 TUBOSC-95, 26 #/P, 94 TUBOS
10 3/4" CASING SUPERFICIAL.K-55, 40,5 #/P, 49 TUBOS.
ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1200 Sxs, TIPO "A".
11148'
11143'
11130'
5" RBP ( W.O No 03 )
5" x 2 3/8" RTTS ( W.O. No 03 )
TOPE DE PESCADO ( W.O No 03 )
ARENA "Ts." ( 2 DPP ) SQZ ( W.O No 01 )11074' - 11094' ( 20' )
ARENA "BT." ( 2 DPP ) SQZ ( W.O No 01 )10156' - 10168' ( 12' )
TOPE DE LINER DE 5" CEMENTADO CON 200 Sxs, TIPO "G".
5" LINER. J-55, 15 #/P, 113 TUBOS
7168,51'
7208'
7282'
2205'
PT ( L ) = 11155'
7169'
7174'
11046'
11083'
182
FIGURA A-7.5.DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU –
07
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
PARAHUACU-07
COMPLETACIÓN ORIGINAL: 19-SEP-97
REACONDICIONAMIENTO Nº 1: 16-ABR-04
EMR = 969' REACONDICIONAMIENTO Nº 2: 13-ENE-05
GL = 947' REACONDICIONAMIENTO Nº 3: 11-ABR-05
10 3/4" CASING SUPERFICIAL
K-55, 40.5 #/P, 71 TUBOS
3097' ZAPATA GUÍA SUPERFICIAL
CEMENTADA CON 1300 Sxs TIPO "A"
7" CASING DE PRODUCCION
C-95, 26 #/P, 227 TUBOS
3 1/2" EUE N-80, 272 TUBOS
8615' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, X-OVER
2 7/8" CAVIDAD GUIBERSON PL II
8632'2 7/8" EUE N-80, 1 TUBO
8665'
2 7/8" EUE N-80, TUBO DE SEGURIDAD
8697' 2 7/8" EUE N-80, 1 TUBO
8701' 7" x 2 7/8" EUE, PACKER ARROW
8706'
ARENA "Basal Tena"(5 DPP)
8776' - 8784' ( 8´ ) 2 7/8" EUE N-80, 28 TUBOS
ARENA "U inferior"(5 DPP)9484' - 9496' (12´)
9579'9583' 7" x 2 7/8" EUE, PACKER ARROW
9588' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, N-80, X-OVER
2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO
2 3/8" EUE, NO-GO
9620' 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO
9655' 2 3/8" EUE, NEPLO CAMPANA
ARENA "T superior" (5 DPP)9652'-9666' (14´)
ARENA "T inferior" ( 10 DPP)9674' - 9704' (30' ) 9709' - 9720' (11' )
9750' 7" CIBP (P.I)ARENA "Hollin Superior" (5 DPP)
9824' - 9838' ( 14' ) COLLAR FLOTADOR
9871' 9918' ZAPATO GUÍA DE FONDO CEMENTADO
PT(D) = 9930' CON 680 Sxs TIPO "G"
PT(L) = 9942'
W.O. Nº 3
1
183
FIGURA A-7.6.DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU –
08
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
184
ANEXO N° 8
RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA
BOMBAS GUIBERSON, KOBE Y OILMASTER
185
TABLA A-8.1. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA
BOMBAS GUIBERSON
DD Gargantas 0 0 R 0.36 0.22 AS 0.0028 0.0056 CC Gargantas 0 0 0 1
R 0.64 0.40 0.27 0.20 AS 0.0016 0.0043 0.0076 0.0115 BB Gargantas 0 0 1 2 R 0.54 0.37 0.27 0.20 AS 0.0032 0.0065 0.0105 0.0150 A Gargantas 0 1 2 3 R 0.53 0.39 0.29 0.23 AS 0.0048 0.0088 0.0133 0.0185 B Gargantas 0 1 2 3 4 5 6
R 0.92 0.66 0.50 0.40 0.30 0.25 0.21 AS 0.0009 0.0048 0.0094 0.0145 0.0219 0.0285 0.0357 C Gargantas 1 2 3 4 5 6 7 R 0.86 0.65 0.51 0.39 0.32 0.27 0.23 AS 0.0020 0.0066 0.0118 0.0191 0.0257 0.0330 0.0408 D Gargantas 3 4 5 6 7 8 9 R 0.74 0.56 0.46 0.39 0.33 0.27 0.22 AS 0.0064 0.0137 0.0203 0.0276 0.0354 0.0484 0.0628 E Gargantas 4 5 6 7 8 9 10 11
R 0.77 0.63 0.53 0.45 0.36 0.30 0.25 0.20 AS 0.0074 0.0140 0.0212 0.0290 0.0420 0.0564 0.0722 0.0954 F Gargantas 6 7 8 9 10 11 12
R 0.69 0.59 0.48 0.39 0.33 0.26 0.22 AS 0.0138 0.0217 0.0346 0.0490 0.0648 0.0880 0.1138 G Gargantas 8 9 10 11 12 13 14 R 0.68 0.56 0.47 0.38 0.31 0.26 0.21 AS 0.0208 0.0352 0.0510 0.0742 0.1000 0.1320 0.1712 H Gargantas 10 11 12 13 14 15 16 R 0.69 0.55 0.45 0.37 0.30 0.25 0.21 AS 0.0302 0.0534 0.0792 0.1112 0.1504 0.1945 0.2467 | Gargantas 11 12 13 14 15 16 17 R 0.72 0.59 0.48 0.40 0.33 0.27 0.23 AS 0.0339 0.0597 0.0917 0.1309 0.1750 0.2272 0.2895 J Gargantas 13 14 15 16 17 18 19 R 0.71 0.58 0.48 0.40 0.34 0.28 0.23 AS 0.0515 0.0908 0.1349 0.1871 0.2493 0.3256 0.4167 K Gargantas 15 16 17 18 19 20
R 0.61 0.51 0.42 0.35 0.29 0.24 AS 0.1015 0.1537 0.2160 0.2922 0.3833 0.4928 L Gargantas 16 17 18 19 20
R 0.63 0.52 0.44 0.36 0.30 AS 0.1164 0.1787 0.2549 0.3460 0.4555 M Gargantas 17 18 19 20
R 0.66 0.55 0.45 0.38 AS 0.1287 0.2050 0.2961 0.4055 N Gargantas 18 19 20
R 0.69 0.57 0.48 AS 0.1395 0.2306 0.3401 P Gargantas 19 20
R 0.71 0.59 AS 0.1575 0.2670
R
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez
186
TABLA A-8.2. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA
BOMBAS KOBE
Tobera A ̄ A B C D E 1 0.0036 0.0053 0.0076 0.0105 0.0143 2 0.0029 0.0046 0.0069 0.0098 0.0136 0.0184 3 0.0037 0.0060 0.0089 0.0127 0.0175 0.0231 4 0.0048 0.0077 0.0115 0.0164 0.0227 0.0308 5 0.0062 0.0100 0.0149 0.0211 0.0293 0.0397 6 0.0080 0.0129 0.0192 0.0273 0.0378 0.0513 7 0.0104 0.0167 0.0248 0.0353 0.0488 0.0663 8 0.0134 0.0216 0.0320 0.0456 0.0631 0.0856 9 0.0174 0.0278 0.0414 0.0589 0.0814 0.1106 10 0.0224 0.0360 0.0534 0.0760 0.1051 0.1428 11 0.0289 0.0464 0.0690 0.0981 0.1358 0.1840 12 0.0374 0.0599 0.0891 0.1268 0.1749 0.2382 13 0.0483 0.0774 0.1151 0.1633 0.2265 0.3076 14 0.0624 0.1001 0.1482 0.2115 0.2926 0.3974 15 0.0806 0.1287 0.1920 0.2731 0.3780 0.5133 16 0.1036 0.1668 0.2479 0.3528 0.4881 0.6629 17 0.1344 0.2155 0.3203 0.4557 0.6304 0.8562 18 0.1735 0.2784 0.4137 0.5885 0.8142 1,1058 19 0.2242 0.3595 0.5343 0.7600 1,0516 1,4282 20 0.2896 0.4643 0.6901 0.9817 1,3583 1,8444
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.
TABLA A-8.3. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA
BOMBAS NATIONAL (2)
Tobera X A B C D E
1 0.0040 0.0057 0.0080 0.0108 0.0144
2 0.0033 0.0050 0.0073 0.0101 0.0137 0.0183
3 0.0042 0.0065 0.0093 0.0129 0.0175 0.0233
4 0.0054 0.0082 0.0118 0.0164 0.0222 0.0296
5 0.0068 0.0104 0.0150 0.0208 0.0282 0.0377
6 0.0087 0.0133 0.0191 0.0265 0.0360 0.0481
7 0.0111 0.0169 0.0243 0.0338 0.0459 0.0612
8 0.0141 0.0215 0.0310 0.0431 0.0584 0.0779
9 0.0179 0.0274 0.0395 0.0548 0.0743 0.0992
10 0.0229 0.0350 0.0503 0.0698 0.0947 0.1264
11 0.0291 0.0444 0.0639 0.0888 0.1205 0.1608
12 0.0369 0.0564 0.0813 0.1130 0.1533 0.2046
13 0.0469 0.0718 0.1035 12.438 0.1951 0.2605
14 0.0597 0.0914 0.1317 0.1830 0.2484 0.3316
15 0.0761 0.1164 0.1677 0.2331 0.3163 0.4223
16 0.0969 0.1482 0.2136 0.2968 0.4028 0.5377
17 0.1234 0.1888 0.2720 0.3779 0.5128
18 0.1571 0.2403 0.3463 0.4812
19 0.2000 0.3060 0.4409
20 0.2546 0.3896
FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.
ELABORADO POR: Diana Ordóñez.