escuela politÉcnica nacional · 2019. 8. 2. · 2.1 parámetros requeridos para el análisis nodal...

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN LOS CAMPOS JIVINO Y

LIMONCOCHA DEL BLOQUE 15

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA EN PETRÓLEOS

OPCIÓN: TRABAJO TÉCNICO-EXPERIMENTAL

JESSICA MIREYA OROZCO ITACUAR [email protected]

DIRECTOR: MSC. ING. VINICIO RENÉ MELO GORDILLO [email protected]

Quito, Junio 2019

DECLARACIÓN

Yo, Jessica Mireya Orozco Itacuar, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

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.

JESSICA OROZCO ITACUAR

III

CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Jessica Mireya Orozco Itacuar, bajo mi supervisión.

MSC. ING. VINICIO MELO G. DIRECTOR DEL TRABAJO DE TITULACIÓN

IV

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por haberme dado las fuerzas necesarias en los momentos de dificultad y

sobre todo poner en mi camino a las personas adecuadas en el instante

apropiado, especialmente en la culminación de esta etapa que considero una de

las más importantes.

A esos seres maravillosos mis padres, María y Miguel por toda su compresión,

por sus consejos para poder cumplir este sueño, en especial a mi madre quién

sembró en mi sus virtudes y fortalezas, por su ejemplo de crianza y por ser el pilar

fundamental en toda mi etapa académica, por su amor incondicional.

A mis hermanas Geovana, Liliana y Katherine y mi hermano William por todos

esos momentos de risas, por preocuparse por mí y sobre todo por estar a mi lado

cuando más lo necesite.

A mi tía Pastora, por su cariño incondicional y siempre estar pendiente en la

culminación de mis estudios, por ayudarme en toda circunstancia de dificultad.

Al ingeniero Vinicio Melo director del proyecto por su incondicional apoyo y por

compartir todos conocimientos profesionales y consejos de vida que sin duda los

llevaré siempre presente a lo largo de mi vida profesional.

A la Escuela Politécnica Nacional, a la Facultad de Ingeniería en Geología y

Petróleos, a todos los docentes, por su paciencia y dedicación en la formación de

profesionales de excelencia.

Agradezco a la Agencia de Control y Regulación Hidrocarburífero, al área de

Producción y Yacimientos, en especial a los ingenieros: Edwin Puas, Pepe Játiva,

Lorena Gallardo y Mayra Chasi por brindarme su tiempo, colaboración y siempre

estar dispuestos a despejar mis inquietudes, los cuales fueron de gran

importancia en la elaboración de este proyecto.

A una personal especial, con quién compartí toda la carrera universitaria, gracias

por siempre ver el lado positivo de los problemas, por su ayuda incondicional

hasta al final.

A todos mis amigos que obtuve durante la universidad: Gabriela, Jairo, Kevin,

Natalia, Daysi, Bladimir, con quienes tuve la oportunidad de compartir momentos

extraordinarios en los que recordaré en mi memoria por siempre, gracias por

haberme acompañado en los momentos más importantes de mi vida.

Jessica Orozco

V

DEDICATORIA

Dedico este trabajo de titulación principalmente a Dios, por regalarme una familia maravillosa y por muchas bendiciones para poder culminar con éxito esta etapa

de mi vida.

A mis padres María y Miguel, por el apoyo incondicional que me ha brindado a pesar de las dificultades, en especial a mí madre por nunca soltarme de la mano

durante los momentos difíciles, este logro es el reflejo de todo su amor y sacrificio.

A mis hermanas y mi hermano, quienes encontré en ellos un ejemplo a seguir por todos sus consejos y motivación, en especial a mi hermana Liliana por ser mí

ángel de la guarda, por tener las palabras indicadas en los momentos más difíciles y nunca dejarme sola, además por darme la fuerza necesaria para poder cumplir esta meta y sobre todo por ese cariño y amor incondicional. A mi hermana Katherine por sus manifestaciones de afecto y sobre todo siempre estar dispuesta

ayudarme.

A mi tía Pastora por sus ánimos constantes, ayuda y motivación.

A todas aquellas personas que me apoyaron durante este proceso que de alguna u otra manera estuvieron conmigo en los momentos de dificultad y bríndame una

mano cuando más la necesite.

Jessica Orozco

VI

CONTENIDO

DECLARACIÓN ..................................................................................................... II

CERTIFICACIÓN .................................................................................................. III

AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... IV

CONTENIDO ......................................................................................................... VI

RESUMEN ......................................................................................................... XVII

PRESENTACIÓN .............................................................................................. XVIII

CAPÍTULO 1: MARCO TEÓRICO ......................................................................... 1

1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL BLOQUE 15 .............................................. 1

1.1.1 RESEÑA HISTÓRICA DEL BLOQUE 15 ............................................... 2

1.2 GENERALIDADES DEL CAMPO LIMONCOCHA Y JIVINO ........................ 4

1.2.1 CAMPO LIMONCOCHA ........................................................................ 4

1.2.1.1 Ubicación ........................................................................................ 4

1.2.1.2 Breve reseña histórica del campo ................................................... 4

1.2.1.3 Formaciones productoras ............................................................... 5

1.2.1.4 Petróleo Original en Sitio (POES) ................................................... 5

1.2.2 CAMPO JIVINO ..................................................................................... 6

1.2.2.1 Ubicación ........................................................................................ 6

1.2.2.2 Breve reseña histórica .................................................................... 7

1.2.2.3 Formaciones productoras ............................................................... 8

1.2.2.4 Petróleo original en sitio (POES) .................................................... 8

1.2.3 MECANISMO DE PRODUCCIÓN ......................................................... 9

1.2.3.1 Campo Limoncocha y Jivino ........................................................... 9

1.3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE .................................................. 10

1.3.1 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO .................................................. 10

1.3.2 COMPONENTES DEL SISTEMA BES ............................................... 10

1.3.2.1 Equipo de fondo ............................................................................ 11

1.3.2.1.1 Sensor .................................................................................... 11

1.3.2.1.2 Motor eléctrico ........................................................................ 11

1.3.2.1.3 MLE (Motor Lead Extension) .................................................. 12

1.3.2.1.4 Protector ................................................................................. 13

1.3.2.1.5 Intake/ separador de gas ........................................................ 14

1.3.2.1.6 Cable de potencia .................................................................. 15

1.3.2.1.5 Bomba centrífuga ................................................................... 15

1.3.2.2 Equipo de superficie .................................................................... 17

1.3.2.2.1 Cabezal del pozo ................................................................... 17

1.3.2.2.2 Caja de venteo o de unión ..................................................... 18

1.3.2.2.3 Variador de frecuencia ........................................................... 18

1.3.2.2.4 Tablero de control .................................................................. 19

1.3.2.2.5 Transformador ........................................................................ 19

VII

1.3.3 CURVAS CARACTERISTICAS DE LAS BOMBAS CENTRÍFUGAS ................................................................................... 20

1.3.4 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA BES ........................... 22

1.3.4.1 Ventajas. ....................................................................................... 22

1.3.4.2 Desventajas .................................................................................. 22

1.3.5 APLICACIÓN DEL SISTEMA BES ...................................................... 23

CAPÍTULO 2: METODOLOGÍA Y SELECCIÓN DE LOS POZOS ...................... 24

2.1 METODOLOGÍA ........................................................................................ 24

2.1.1 SELECCIÓN DE POZOS..................................................................... 24

2.1.2 ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS SELECCIONADOS .................... 25

2.1.3 ANÁLISIS TÉCNICOS DE RESULTADOS ......................................... 26

2.1.4 ELABORACIÓN DE UN ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO, CONSIDERANDO TRES ESCENARIOS QUE SON: OPTIMISTA, ACTUAL Y PESIMISTA .................................................. 26

2.2 SELECCIÓN DE LOS POZOS ................................................................... 26

2.2.1 CAMPO LIMONCOCHA ...................................................................... 26

2.2.2 CAMPO JIVINO .................................................................................. 29

2.3 ANÁLISIS NODAL ...................................................................................... 31

2.3.1 IPR ....................................................................................................... 31

2.3.1.1 Proceso de cálculo de la IPR compuesta ..................................... 32

2.3.1.1.1 Cálculo de presión de fondo fluyente a determinadas tasas totales de flujo. .............................................................. 34

2.3.1.1.2 Cálculo de la tasa total de flujo a determinadas presiones de fondo fluyente .................................................... 34

2.3.1.2 Ejemplo de cálculo, IPR compuesta para el pozo Limoncocha-K31. .......................................................................... 35

2.3.2 CURVA INTAKE .................................................................................. 37

2.3.2.1 Ejemplo de cálculo, curva intake del pozo Limoncocha-K31. ........ 38

2.3.3 ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS CON BES ................................... 39

2.3.3.1 Proceso de cálculo del análisis nodal............................................ 41

2.3.3.2 Ejemplo de cálculo del análisis nodal para el pozo Limoncocha-K31. .......................................................................... 45

CAPÍTULO 3: ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS SELECCIONADOS CON BES ...................................................................................... 48

3.1 APLICACIÓN DE LA TÉCNICA DE ANÁLISIS NODAL Y RESULTADOS EN LOS POZOS SELECCIONADOS CON BES .............. 48

3.1.1 ANÁLISIS NODAL DEL POZO LIMONCOCHA-K31 ........................... 48

3.1.2 ANÁLISIS NODAL DEL POZO LIMONCOCHA-B57 ........................... 52

3.1.3 ANÁLISIS NODAL DEL POZO JIVINO-E22 ....................................... 56

3.1.4 ANÁLISIS NODAL DEL POZO JIVINO-A19 ........................................ 60

3.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS. ................................................................... 64

CAPÍTULO 4: ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DEL PROYECTO ................ 66

4.1 ANÁLISIS TÉCNICO .................................................................................. 66 4.1.1 POSIBLES ESCENARIOS PARA INCREMENTAR LA

PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECIONADOS ........................... 66

VIII

4.2 ANÁLISIS ECONÓMICO ............................................................................ 67

4.3 INDICADORES FINANCIEROS ................................................................. 67

4.4 COSTOS OPERACIONALES .................................................................... 68

4.4.1 COSTOS ESTIMADOS POR CAMBIO DE BOMBA ........................... 69

4.4.2 COSTOS ESTIMADOS POR VARIACIÓN DE FRECUENCIAS ......... 69

4.4.3 INGRESOS ......................................................................................... 69

4.4.4 EGRESOS .......................................................................................... 70

4.4 CRITERIOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO ....................................... 70

4.5 ESTUDIO ECONÓMICO APLICADO AL ESTUDIO ................................... 70

4.5.1 ESCENARIO ACTUAL ........................................................................ 72

4.5.2 ESCENARIO OPTIMISTA ................................................................... 74

4.5.3 ESCENARIO PESIMISTA ................................................................... 76

4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS .................................................................... 78

CAPÍTULO 5: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES................................ 79

5.1 CONCLUSIONES ....................................................................................... 79

5.2 RECOMENDACIONES .............................................................................. 80

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................... 81

ANEXOS .............................................................................................................. 85

IX

LISTA DE TABLAS

No DESCRIPCIÓN PÁGINA

1.1 Coordenadas UTM de los vértices del Bloque 15 1 1.2 Antecedentes del Bloque 15 3 1.3 Descripción de la zona de Facilidades de producción Central

(FPC) 3

1.4 Antecedentes del campo Limoncocha 5 1.5 Descripción litológica del campo Limoncocha 5 1.6 POES y Producción Acumulada del campo LMN 6 1.7 Recuperación Estimada y ºAPI de cada arena del campo LMN 6 1.8 POES y Producción Acumulada del campo JVN 8 1.9 Recuperación Estimada y ºAPI de cada arena del campo JVN 8 1.10 Carácteristicas de petróleo de cada arena 9 1.11 Características que debe cumplir el empuje hidraúlico 10 1.12 Descripción de la curva del comportamiento de la BES 21 2.1 Parámetros requeridos para el análisis nodal 25 2.2 Producción de los pozos del campo Limoncocha 2018 27 2.3 Pozos seleccionados del campo Limoncocha 28 2.4 Producción de los pozos del campo Jivino 29 2.5 Pozos seleccionados del campo Jivino 30 2.6 Resultados de la presión de Intake de la Bomba (PIP) 39 2.7 Correlaciones utilizadas en Well Perform 42 2.8 Datos de Frecuencia Actual y Propuesta 46 2.9 Resultados de interpolación del estado Actual y Propuesta 47 3.1 Condiciones del pozo Limoncocha K-31 48 3.2 Resultados de la IPR Compuesta 49 3.3 Resultados de presiones de descarga y de admisión para las

tasas de flujo escogidas 49 3.4 Resultados del análisis nodal 50 3.5 Condiciones del pozo Limoncocha-B57 52 3.6 Resultados de la IPR Compuesta 53 3.7 Resultados de presiones de descarga y de admisión para las

tasas de flujo escogidas 53 3.8 Resultados del análisis nodal 54 3.9 Condiciones del pozo Jivino-E22 56 3.10 Resultados de la IPR Compuesta 57 3.11 Resultados de presiones de descarga y de admisión para las

tasas de flujo escogidas 57 3.12 Resultados del análisis nodal 58

X


3.13 Condiciones del pozo Jivino-A19 60 3.14 Resultados de la IPR Compuesta 61 3.15 Resultados de presiones de descarga y de admisión para las

tasas de flujo escogidas 61 3.16 Resultados del análisis nodal 62 3.17 Resultados del análisis nodal de los pozos Limoncocha y Jivino 64 3.18 Errores entre tasa de Flujo Real y Calculada 64 3.19 Errores entre Microsoft Excel y Pipesim 65 4.1 Escenario de Ganancia de Producción 67 4.2 Indicadores financieros 68 4.3 Costos estimados por cambio de bomba 69 4.4 Producción acumulada del los campos Limoncocha y Jivino 71 4.5 Declinacion mensual de los pozos de Jivino y Limoncocha 71 4.6 Resultados actuales de los indicadores finacieros del campo

Limoncocha 72 4.7 Resultados actuales de los indicadores financieros del campo

Jivino 73 4.8 Resultados para el escenario optimista de los indicadores

financieros del campo Limoncocha 74 4.9 Resultados para el escenario optimista de los indicadores

financieros del campo Jivino 75 4.10 Resultados para el escenario pesimista de los indicadores

financieros del campo Limoncocha 76 4.11 Resultados para el escenario pesimista de los indicadores

financieros del campo Jivino 77 4.12 Resultados de los indicadores financieros de los estados:

Actual, Optimista y Pesimista 78

8.1 IPR Compuesta (A) y Curva Intake (B) del pozo Limoncocha - K31 92

8.2 IPR compuesta (A) y Curva Intake (B) del pozo Limoncocha - B57 93

8.3 IPR compuesta (A) y Curva Intake (B) del pozo Jivino - A19 94 8.4 IPR compuesta (A) y Curva Intake (B) del pozo Jivino - E22 95 8.5 Bombeo Líquido gas Limoncocha - K31 primer punto 97 8.6 Bombeo Líquido gas Limoncocha - K31 segundo punto 98 8.7 Bombeo Líquido gas Limoncocha - K31 tercer punto 99 8.8 Bombeo Líquido gas Limoncocha - K31 cuarto punto 100 8.9 Bombeo LÍquido gas Limoncocha - K31 quinto punto 101 8.10 Bombeo Líquido gas Limoncocha - B57 primer punto 102 8.11 Bombeo Líquido gas Limoncocha - B57 segundo punto 103

XI


8.12 Bombeo Líquido gas Limoncocha - B57 tercer punto 104

8.13 Bombeo Líquido gas Limoncocha - B57 cuarto punto 105 8.14 Bombeo Líquido gas Limoncocha - B57 quinto punto 106 8.15 Bombeo Líquido gas Jivino - A19 primer punto 107 8.16 Bombeo Líquido gas Jivino - A19 segundo punto 108 8.17 Bombeo Líquido gas Jivino - A19 tercer punto 109 8.18 Bombeo Líquido gas Jivino - A19 cuarto punto 110 8.19 Bombeo Líquido gas Jivino - A19 quinto punto 111 8.20 Bombeo Líquido gas Jivino - E22 primer punto 112 8.21 Bombeo Líquido gas Jivino - E22 segundo punto 113 8.22 Bombeo Líquido gas Jivino - E22 tercer punto 114 8.23 Bombeo Líquido gas Jivino - E22 cuarto punto 115 8.24 Bombeo Líquido gas Jivino - E22 quinto punto 116

XII

LISTA DE FIGURAS


1.1 Ubicación del Bloque 15 2 1.2 Ubicación del campo Limoncocha 4 1.3 Ubicación del campo Jivino 7 1.4 Historial de producción del campo Jivino 7 1.5 Empuje hidraúlico lateral 9 1.6 Componentes del sistema BES 11 1.7 Sensor de fondo 11 1.8 Motor eléctrico y sus componentes 12 1.9 Curva de rendimiento de un motor 12 1.10 MLE (Motor Lead Extension) 13 1.11 Protector o Sello 13 1.12 Intake / Separador de gas 14 1.13 Separador Estático y Dinámico 15 1.14 Tipos de cables y sus los principales componentes 15 1.15 Componentes de la bomba centrífuga 16 1.16 Trayectoria del fluido de la bomba centrífuga 16 1.17 Etapa de flujo radial y etapa de flujo mixto 17 1.18 Cabezal del pozo 17 1.19 Caja de venteo y sus partes 18 1.20 Variador de Frecuencia 18 1.21 Tablero de control 19 1.22 Transformador 20 1.23 Curva de comportamiento de la BES 20 1.24 Curva tornado de la BES 21 2.1 Mapa de ubicación de pozos del campo Limoncocha 28 2.2 Mapa estructural del campo Limoncocha de la arena U

Inferior 29 2.3 Ubicación de los pozos seleccionados del campo Jivino 30 2.4 Mapa estructural del campo Jivino de la arena U Inferior 31 2.5 Curva IPR Compuesta 32 2.6 Altura de la BES 37 2.7 Curva IPR Compuesta, IPR Intake (Pwf VS qt) 39 2.8 Ubicación de los nodos en el sistema BES 40 2.9 Presión vs Tasas de flujo 41 2.10 Curvas Inflow, Outflow del ejemplo de cáculo 47

XIII


3.1 Curvas Inflow, Outflow del pozo Limoncocha - K31 50 3.2 Curva de Eficiencia de la Bomba D1150N @ 48 Hz 51 3.3 Curva de Eficiencia de la Bomba D1150N @ 50 Hz 51 3.4 Curvas Inflow, Outflow del pozo Limoncocha-B57 54 3.5 Curva de Eficiencia de la Bomba Flex 10 @ 58,5 Hz 55 3.6 Curva de Eficiencia de la Bomba Flex 10 @ 59,5 Hz 55 3.7 Curvas Inflow, Outflow del pozo Jivino - E22 58 3.8 Curva de Eficiencia de la Bomba WE-1500 @ 53,5 Hz 59 3.9 Curva de Eficiencia de la Bomba WE-1500 @ 54,5 Hz 59 3.10 Curvas Inflow, Outflow del pozo Jivino - A19 62 3.11 Curva de Eficiencia de la Bomba WE-1500 @ 54,2 Hz 63 3.12 Curva de Eficiencia de la Bomba WE-1500 @ 55,5 Hz 63 4.1 Periódo de Recuperación Actual campo Limoncocha 72 4.2 Periódo de Recuperación Actual campo Jivino 73 4.3 Periódo de Recuperación Optimista campo Limoncocha 74 4.4 Periódo de Recuperación Optimista campo Jivino 75 4.5 Periódo de Recuperación Pesimista campo Limoncocha 76 4.6 Periódo de Recuperación Pesimista campo Jivino 77 8.1 Completación pozo Limoncocha-K31 87 8.2 Completación pozo Limoncocha-B57 88 8.3 Completación pozo Jivino-E22 89 8.4 Completación pozo Jivino-A19 90

XIV

SIMBOLOGÍA

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES

A Amperios AC Corriente Alterna °API Gravedad específica en grados °API bapd Barriles de agua por día L3/ t BES Bomba electrosumergible bls Barriles. L3 bfpd Barriles de fluido por día L3/ t Bg Factor volumétrico del gas Bo Factor volumétrico del petróleo BSW Contenido de agua libre y sedimentos

bpd Barriles por día L3/ t bppd Barriles de petróleo por día L3/ t CPF Central Production Facilities

CO Compresibilidad del petróleo (M/Lt2)-1 EPF Edén-Yuturi Production Facilities fo Fracción de petróleo Fnck Flujo neto de caja

FR Factor de Recobro ft Pie L fw Fracción de agua

GIP Porcentaje de gas en la bomba H Cabeza por etapa

Hz Hertzios t-1 Hp Caballos de fuerza (Horsepower) L2 M/t3 ID Diámetro interno de una tubería L

IP o J Índice de productividad L4 t/M IPR Relación Índice de Productividad JVN Jivino k Permeabilidad L2

KVA Kilovoltios-Amperios L KW Kilovatios Km Kilómetros L

Lbm Libras masa M LMN Limoncocha

XV


MD Profundidad medida L

MDC Mauro Dávalos Cordero MLE Motor Lead Extensión md Milidarcys (0.001 Darcy) L2 OXY Occidental Petroleum Corporation OD Diámetro externo de la tubería L Pb Presión de burbuja, psi M/Lt2 PIP o P3 Presión de entrada a la bomba M/Lt2 POES Petróleo original en sitio L3 ppm Partes por millón Pr Presión de reservorio M/Lt2 PRI Período de recuperación de la inversión Psi Libras fuerza por pulgada cuadrada M/Lt2 Pwf Presión de fondo fluyente M/Lt2 PwfC , PWg Presiones de fondo a diferentes puntos M/Lt2 Pwh Presión en la cabeza del pozo M/Lt2 P2 Presión de descarga de la bomba M/Lt2 Pg Pulgada L qb Tasa de flujo a la presión de burbuja L3/t qo máx Tasa de flujo de petróleo máximo L3/t qt Tasa de flujo de total L3/t qt máx Tasa máxima total de flujo L3/t qw máx Tasa máxima de flujo de agua L3/t qsc Tasa de flujo a condiciones estándar L3/t RAP Relación Agua-Petróleo L3/ L3 RGL Relación Gas-Líquido

RGP Relación Gas-Petróleo REDA Russian Electrical Dynamo of Arutunoff RCB Relación Costo-Beneficio RPM Revoluciones por minuto Rs Razón Gas Disuelto – Petróleo scf Pies cúbicos estándar (Standard cubic feet) L3 St Etapas STB Barril estándar (Stock tank barrel) T Temperatura TDH Cabeza dinámica total TIR Tasa interna de retorno

XVI


T.L. Tipo de levantamiento TVD Profundidad vertical verdadera Tm Temperatura del motor T º Tr Temperatura de reservorio T º Twf Temperatura de fondo T º Twh Temperatura en la cabeza del pozo T º V Voltaje, unidad de potencia eléctrica U.I. Arenisca U inferior UTM Sistema de coordenadas Universal Transversal de

Mercator

VAN Valor actual neto W.O. Work Over WTI Intermediate West Texas Vf Factor de volumen Z Factor de desviación del gas γf Gravedad específica del fluido γg Gravedad específica del gas γosc Gravedad específica del petróleo a condiciones

estándar

γwsc Gravedad específica del agua a condiciones estándar

µg Viscosidad del gas M/Lt µo Viscosidad del petróleo subsaturado M/Lt µob Viscosidad del petróleo saturado M/Lt µod Viscosidad del petróleo muerto M/Lt µw Viscosidad del agua M/Lt ρfsc Densidad del fluido a condiciones estándar M/ L3 ρgsc Densidad del gas a condiciones estándar M/ L3 ρo Densidad del petróleo M/ L3 °F Grados Fahrenheit T º % Tanto porciento 2018 – A Información general del Bloque 15 2018 – B Plan de desarrollo del campo Limoncocha 2018 – C Plan de desarrollo del campo Jivino 2019 – A Producción del complejo Indillana del Bloque 15 2019 – B Tasas e historial de producción de los pozos

Limoncocha y Jivino

2019 – C Costos de trabajos de Work over del campo Indillana del Bloque 15

XVII

RESUMEN

La producción de petróleo de los campos Limoncocha y Jivino pertenecientes al Bloque 15 del oriente ecuatoriano, operado actualmente por Petroamazonas EP, ha declinado con el transcurso del tiempo. Por esta razón el presente proyecto de titulación tiene como objetivo; realizar una optimización mediante análisis nodal, con el fin de analizar la mejor alternativa, ya sea un redimensionamiento de bomba o un incremento de frecuencia, para así aumentar la producción de petróleo de cuatro pozos escogidos que se encuentren trabajando por bombeo electrosumergible. En el capítulo 1, se describen los aspectos generales de los campos Limoncocha Jivino y el Bloque 15, considerando su ubicación geográfica, reseña histórica, formaciones de interés, cantidad de reservas estimadas y mecanismos de producción de los mismos. Además se expone la descripción de los equipos de superficie y de fondo, del sistema levantamiento artificial por bombeo electrosumergible (BES). En el capítulo 2, se manifiesta la metodología a desarrollar, explicando la selección de los cuatro pozos, para el análisis nodal, basándose en toda información obtenida de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH). Luego se presenta los conceptos de; la curva IPR Compuesta, curva intake, análisis nodal basado en el método de Kermit Brown y los factores que afectan su análisis como la ubicación de los nodos, con sus respectivos ejemplos de cálculo. En el capítulo 3, se desarrolla y se aplica los cálculos de la técnica de análisis nodal para los cuatro pozos pertinentes, realizado en el software Microsoft Excel, lo cual dará como resultado gráficas que indican la intersección de las curvas Inflow y Outflow, considerando el estado actual y el propuesto con una variación de la frecuencia establecida, de cada uno de los pozos seleccionados. De esta manera, se comprueba que las bombas BES operan dentro del rango óptimo o si es necesario un redimensionamiento de las mismas. En el capítulo 4, se realiza el análisis técnico económico, en el cual se determina la viabilidad del proyecto, en base a los indicadores financieros, como el: VAN, TIR, PRI y C/B. Estos indicadores fueron calculados, mediante los resultados obtenidos del aumento de producción, junto con el precio del costo por extracción de cada barril y el costo establecido por el Ecuador, según los precios marcados por el WTI, el cual muestra diferentes escenarios económicos de cada uno de los campos para conocer su rentabilidad. En el capítulo 5, se presentan las conclusiones y recomendaciones, en base a los aspectos llevados a cabo en el proyecto. Los resultados obtenidos, fueron analizados en el software Microsoft Excel, para obtener las alternativas de optimización en la producción de los pozos con BES pertenecientes al campo Limoncocha y Jivino.

XVIII

PRESENTACIÓN

En 1986, la compañía OXY empieza los trabajos en el complejo Indillana o Bloque 15. Allí están ubicados los campos Limoncocha y Jivino, operados actualmente por Petroamazonas (EP), teniendo hasta ahora una producción satisfactoria, pero con alto corte de agua. Debido al paso del tiempo, la producción de estos ha ido declinando y por tal motivo, se ha visto la necesidad de implantar un sistema de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible (BES), el más utilizado en el oriente ecuatoriano, debido a sus ventajas operativas y eficiencia. La presente investigación es propuesta, con el objetivo de conocer el verdadero potencial de cada uno de los cuatro pozos escogidos de los campos Limoncocha y Jivino que producen por bombeo electrosumergible y sacar ventaja de ello. Frente a ello, se plantearán propuestas de optimización como son: redimensionamiento de la bomba o variación de frecuencia. Para realizar este análisis, se creó un programa en el software Microsoft Excel que calcula la curva Inflow, basándose en el método de la IPR Compuesta, posterior a esto, se obtendrá la curva Outflow mediante el método de Kermit Brown. La intersección de estas dos curvas, muestra como resultado el estado actual del pozo. A su vez, se realizó un estado propuesto, mediante el aumento de frecuencia, para obtener un incremento de producción, dependiendo de los resultados obtenidos, se analizó que las bombas respectivas de los cuatro pozos están trabajando dentro del rango óptimo, lo cual indicó que, no es necesario realizar un redimensionamiento o cambio de bomba sino un incremento de frecuencia. Con los resultados obtenidos del análisis nodal de cada uno de los pozos, se procedió a realizar un estudio técnico-económico, el cual mostró la factibilidad y viabilidad del proyecto, dependiendo de factores como el costo por barril extraído y el precio del barril de petróleo ecuatoriano, considerando diferentes escenarios de precio de venta del barril.

1

CAPÍTULO 1

MARCO TEÓRICO

1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL BLOQUE 15

El Bloque 15 conocido como Indillana, se encuentra ubicado al noroeste de la cuenca oriente del corredor Sacha-Shushufindi, entre las provincias de Sucumbíos y Orellana, con un área aproximada de 200.000 hectáreas. Actualmente, es operado por Petroamazonas EP (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2018-A). El Bloque 15 está delimitado de la siguiente manera:

· Norte: Bloque 57 (Shushufindi Libertador) operado por Petroamazonas (EP) y Bloque 62 (Tarapoa) operado por Andes Petroleum Ecuador.

· Sur: Bloque 64 (Palanda-Yuca Sur) operado por Consorcio Palanda Yuca-

Sur y Bloque14 (Nante) operado por Petroamazonas (EP).

· Este: Bloque 12 (Eden-Yuturi) operado por Petroamazonas (EP).

· Oeste: Bloque 60 (Sacha) operado Río Napo y Bloque 46 (MDC) operado por Sipetrol S.A.

En la tabla 1.1 se muestra las coordenadas UTM de los vértices, mientras que en la figura 1.1 la ubicación del Bloque 15. TABLA 1.1

COORDENADAS UTM DE LOS VÉRTICES DEL BLOQUE 15

PUNTO COORDENADAS

PUNTO COORDENADAS

ESTE NORTE ESTE NORTE

P-15-1 300.225,86 9.972.218,69 P-15-9 355.000,00 9.941.748,18

P-15-2 310.225,86 9.972.218,69 P-15-10 353.688,70 9.940.436,82

P-15-3 310.225,86 9.965.436,88 P-15-11 320.225,86 9.940.436,82

P-15-4 320.225,86 9.965.436,88 P-15-12 320.225,86 9.943.392,50

P-15-5 320.225,86 9.972.436,88 P-15-13 310.225,86 9.943.392,50

P-15-7 331.225,86 9.970.436,82 P-15-15 300.225,86 9.950.436,82

P-15-8 355.000,00 9.970.436,82

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2018-A Elaborado por: Orozco, J., 2019.

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Fuente: Agencia de Control Hidrocarburífero, 2018-A Elaborado por: Orozco, J., 2019

1.1.1 RESEÑA HISTÓRICA DEL BLOQUE 15

El Bloque 15, operado actualmente por Petroamazonas EP, en las últimas décadas, ha atravesado por distintos escenarios, influenciando de manera económica al estado ecuatoriano. En la tabla 1.2 se observa una breve descripción de los antecedentes históricos del Bloque 15.

FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL BLOQUE 15

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TABLA 1.2

ANTECEDENTES DEL BLOQUE 15

AÑO DESCRIPCIÓN

1985

La transnacional Occidental Petroleum Corporation (OXY), inicia sus operaciones a través de un contrato de prestación de servicios con Petroecuador, la compañía comienza sus trabajos de perforación exploratoria con el pozo Palmeras 1, el cual resultó seco.

1986 Se perforó el pozo Indillana-Itaya 1, con el que se descubre el llamado Complejo Indillana.

1993 Perforan el pozo Edén 1 en el flanco noroeste del campo Yuturi, con la aprobación de la Dirección Nacional de Hidrocarburos como pozo exploratorio, además el pozo Edén 1 pasa a ser un campo compartido con Petroecuador.

1996 Se modifica el contrato para el acceso de la transnacional OXY, al Bloque 15, incluyendo a los pueblos Secoya y Siona que son los territorios legales.

1999 El contrato de prestación de servicios se convierte en un contrato de participación.

2000 Se vuelve a perforar exploratoriamente y se descubre el complejo Yanaquincha.

Fuente: Baby, Rivadeneira, & Barragán 2014, Petroproducción 2007. Elaborado por: Orozco, J., 2019

El Bloque 15 está conformado por dos extensas zonas operativas que son:

· La zona de Facilidades de Producción Central (FPC), abarca los siguientes complejos que se especifican a continuación en la tabla 1.3.

TABLA 1.3

DESCRIPCIÓN DE LA ZONA DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CENTRAL (FPC)

COMPLEJO CAMPOS OBJETIVOS DE PERFORACIÓN

INDILLANA Indillana, Itaya, Laguna, Concordia, Napo, Jivino.

Areniscas "U" inferior y "T" principal

LIMONCOCHA Conformado por el campo que lleva su mismo nombre.

YANAQUINCHA Yanaquincha Oeste: Paka Yanaquincha Este: Aguajal y Chorrera

Fuente: Agencia de Control Hidrocarburífero, 2018-A Elaborado por: Orozco, J., 2019

· La zona de facilidades de producción de Edén-Yuturi (FPE) está conformado por un único campo, Edén Yuturi. Los objetivos de perforación son las areniscas “M1” principal, “U” Inferior y “T” principal (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera, 2018-A).

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1.2 GENERALIDADES DEL CAMPO LIMONCOCHA Y JIVINO

1.2.1 CAMPO LIMONCOCHA

1.2.1.1 Ubicación

El campo Limoncocha está conformado por 24 pozos activos, localizado a 10 km del campo Shushufindi como se observa en la figura 1.2. Sus limitaciones son:

· Norte: El campo Shushufindí

· Sur: El campo Yanaquincha

· Este: El campo Indillana complex

· Oeste: El campo Pacay FIGURA 1.2 UBICACIÓN DEL CAMPO LIMONCOCHA

Fuente: Agencia de Control y Regulación Hidrocarburífero , 2018-B

1.2.1.2 Breve Reseña Histórica del Campo

En la tabla 1.4 se describe una breve reseña histórica del campo Limoncocha.

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TABLA 1.4

ANTECEDENTES DEL CAMPO LIMONCOCHA

AÑO DESCRIPCIÓN

1985 La transnacional OXY, perforó el pozo Limoncocha-2, descubriendo depósitos de petróleo con una gravedad API entre 18º y 27º, en las areniscas Napo “U inferior”, “T principal” y “T superior.

2003 Se perforaron 10 pozos más en el mismo campo.

2004

Se perforaron 5 pozos nuevos en la parte norte del campo, lo que produjo una declinación bastante confiable de la estructura al norte, noroeste y una mejor comprensión de los cambios en el contacto agua petróleo dentro del yacimiento “T superior”.

2005

Se reemplazan los pozos Limoncocha 5 y 9 ya que presentaron problemas con la tubería de revestimiento, para esto, se realizaron perforaciones “side track”, quedando como Limoncocha-ST05 y ST09. Se redujo la incertidumbre asociada con el petróleo original en el sitio (POES) así como las estimaciones de reservas remanentes en este Campo.

Fuente: Agencia de Control y Regulación Hidrocarburífero , 2018-B Elaborado por: Orozco, J., 2019

1.2.1.3 Formaciones productoras

El campo Limoncocha produce de la formación Napo. Sus características litológicas de cada formación, se describen en la tabla 1.5. TABLA 1.5

DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DEL CAMPO LIMONCOCHA

ARENA DESCRIPCIÓN ILUSTRACIÓN

"U" INFERIOR Está constituida por arenisca con intercalaciones de lutita.

“U” MEDIA Está constituida por arenisca glauconítica con intercalaciones de lutita.

“T” SUPERIOR Este nivel estratigráfico está constituido de areniscas glauconíticas con intercalaciones de lutita y caliza.

“T” PRINCIPAL Este intervalo está constituido principalmente de arenisca intercaladas con niveles de lutita.


1.2.1.4 Petróleo Original en Sitio (POES)

Es el volumen total de petróleo estimado, que se encuentra originalmente en los yacimientos (Gamarra & Guerra, 2015), para el cálculo se empleó el método volumétrico. La información geológica, geofísica, petrofísica y de ingeniería de cada yacimiento han sido base para el cálculo del POES y producción acumulada del campo Limoncocha, como se detalla en la tabla 1.6.

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TABLA 1.6

POES Y PRODUCCIÓN ACUMULADA DEL CAMPO LMN

YACIMIENTO POES (bls) PRODUCCIÓN ACUMULADA (bls) FR (%)

U Media 31.431.657 7.760 0,02 U inferior 158.828.099 42.060.547 26,48 T Superior 38.355.303 1.480.245 3,86 T Principal 170.681.628 29.012.091 17,00

TOTAL 399.296.687 72.560.643 18,17


En base a los estudios realizados en el campo Limoncocha, en la tabla 1.7 se muestra la recuperación estimada de petróleo de cada una de las arenas productoras del campo, además su respectivo º API. TABLA 1.7

RECUPERACIÓN ESTIMADA Y º API DE CADA ARENA DEL CAMPO LMN

YACIMIENTO POES (bls) RECUPERACIÓN ESTIMADA (bls) FR % º API U Media 31.431.657 7.760 0,02 18,9

U inferior 158.828.099 49.786.288 31,35 18,8 T Superior 38.355.303 1.891.320 4,93 28,9 T Principal 170.681.628 30.492.927 17,87 28,1

TOTAL 399.296.687 82.176.295 20,58 23,6 Fuente: Agencia de Control y Regulación Hidrocarburífero , 2018-B Elaborado por: Orozco, J., 2019

Para la estimación de las reservas se necesita información de producción del año anterior, resultados de modelos de simulación de pozos actuales y los que serán perforados en el futuro. Se aplica el método más confiable, para pozos con amplios historiales de producción, que es la declinación de sus curvas. Sin embargo, para pozos que recién van a ser perforados o en el caso de no poseer mucha información, se utiliza el método analógico (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2018-B).

1.2.2 CAMPO JIVINO

1.2.2.1 Ubicación

El campo Jivino, cuenta con 6 pozos activos y está ubicado en la parte central del Bloque 15, en la provincia de Orellana. A continuación se muestra su limitación y la localización en la figura 1.3:

· Norte: El campo Tuich

· Sur: El campo Concordia

· Este: Los campos Laguna y Napo

· Noroeste: El campo Limoncocha

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FIGURA 1.3 UBICACIÓN DEL CAMPO JIVINO

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2018-C

1.2.2.2 Breve Reseña Histórica

El descubrimiento de este campo es en septiembre de 1990, mediante la perforación del pozo vertical Jivino A-1, que alcanzó una profundidad de 10,096 ft en MD. Las arenas en las que se dispararon fueron en la arenisca “U inferior”, “T principal” y "Hollín principal (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2018-C). En la figura 1.4, se puede apreciar el historial de producción del campo Jivino, desde el año 1993 que inicia su producción de petróleo hasta el año 2018, dando a conocer sus puntos más altos durante este período de tiempo. FIGURA 1.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO JIVINO

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2018-C.

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1.2.2.3 Formaciones Productoras

El campo Jivino produce principalmente, de las formaciones Napo y Hollín. En este campo, el yacimiento “T superior” es una trampa de tipo estratigráfico, mientras que los reservorios “U inferior”, “T principal” y “Hollín superior e inferior”, son trampas de tipo estructural. Las características litológicas de las formaciones del campo se describen en la tabla 1.8. TABLA 1.8

DESCRIPCIÓN DE LA LITOLOGÍA DEL CAMPO JIVINO

ARENA DESCRIPCIÓN ILUSTRACIÓN

"U" INFERIOR Está constituido por arenisca con intercalaciones de lutita.

“T” SUPERIOR Este nivel estratigráfico está constituido de areniscas glauconítica con intercalaciones de lutita y caliza.

“T” PRINCIPAL Este intervalo está constituido principalmente de arenisca intercalada con niveles de lutita.

HOLLÍN

SUPERIOR

Este intervalo es de origen marino y presenta una geometría compleja. Compuesto por niveles limosos con intercalaciones de areniscas cuarzosas.

HOLLÍN

INFERIOR

Este nivel tiene origen fluvial homogéneo. Constituido por una matriz de caolinita e intercalaciones de arenisca.

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2018-C Elaborado por: Orozco, J., 2019.

1.2.2.4 Petróleo original en sitio (POES)

Para el cálculo del POES, se toma en cuenta los mismos métodos considerados para el campo Limoncocha, en la tabla 1.9 se puede apreciar el POES y producción acumulada del campo Jivino. TABLA 1.9

POES Y PRODUCCIÓN ACUMULADA DEL CAMPO JVN

ARENA POES (bls) PRODUCCIÓN ACUMULADA (bls) F.R % U inferior 59.638.601 7.148.559 11,99 T superior 22.722.560 1.045.910 4,60 T principal 57.063.642 7.426.621 13,01

Hollín Superior 13.710.874 2.532.411 18,47 Hollín Principal 28.793.333 3.251.576 11,29

TOTAL 181.929.011 21.405.077 11,77 Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2018-C Elaborado por: Orozco, J., 2019 En base a los estudios realizados en el campo Jivino, en la tabla 1.10 se muestra la recuperación estimada de petróleo de cada una de las arenas productoras del campo, además su respectivo º API.

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TABLA 1.10

RECUPERACIÓN ESTIMADA Y ºAPI DE CADA ARENA DEL CAMPO JVN

ARENA POES (bls) RECUPERACIÓN FINAL

ESTIMADA (bls) F. R % º API

U inferior 59.638.601 9.236.076 15,49 18,5

T superior 22.722.560 1.309.512 5,76 24,7

T principal 57.063.642 7.439.151 13,04 24,8

Hollín Superior 13.710.874 3.437.940 25,07 24,1

Hollín Principal 28.793.333 3.336.390 11,59 24,8

TOTAL 181.929.011 24.759.069 13,61 22,6

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2018-C Elaborado por: Orozco, J., 2019

1.2.3 MECANISMO DE PRODUCCIÓN

1.2.3.1 Campo Limoncocha y Jivino

En un principio los cuatro pozos escogidos del campo Limoncocha y Jivino que producen de la arena “U Inferior”, tenían el mecanismo de producción por empuje hidráulico lateral esto se basa a sus registros eléctricos. Debido al paso del tiempo este mecanismo fue perdiendo energía, por esta razón actualmente los pozos necesitan de una bomba electrosumergible. Esto se presenta cuando la presión generada por el acuífero colabora como factor de desplazamiento de petróleo, es decir que el agua avanza por los lados o costados del yacimiento, generando una migración de petróleo hacia la superficie. Este tipo de empuje es eficiente dependiendo del tamaño del acuífero y la permeabilidad del yacimiento (Maroto & Vinlasaca, 2012). En la Figura 1.5 se puede observar un ejemplo de empuje Hidráulico lateral. FIGURA 1.5

EMPUJE HIDRAÚLICO LATERAL

Fuente: Maroto & Vinlasaca, 2012 Es importante conocer que, este tipo de mecanismo de producción debe cumplir las siguientes características que se detalla en la tabla 1.11.

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TABLA 1.11

CARACTERÍSTICAS QUE DEBE CUMPLIR EL EMPUJE HIDRÁULICO

CARACTERÍSTICAS TENDENCIA

Presión del reservorio Permanece alta.

RGP de superficie Permanece bajo.

Producción de agua Inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables.

Comportamiento del pozo Fluye hasta que la producción de agua es excesiva.

Recuperación esperada 10 al 70% del POES.

Fuente: SN, 2013 Elaborado por: Orozco, J., 2019

1.3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

La alta demanda de petróleo ha generado agotamiento de las reservas, limitando su flujo natural, por lo tanto, es necesario el sistema de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES), mecanismo más utilizado para la producción de petróleo de los pozos de la Amazonía ecuatoriana, además de mejorar su rentabilidad, rendimiento y efectividad.

En 1910 Armáis Arutunoff, crea un bosquejo del sistema BES en Rusia, el primer salto evolutivo comenzó en 1911 por la compañía “Russian Electrical Dynamo of Arutunoff” (REDA) que desarrolló un motor eléctrico que operaba dentro de en un pozo de petróleo, siendo este el primer motor desarrollado. La primera instalación de la bomba electrosumergible fue realizada en el campo el Dorado en Kansas en 1926, el cual satisface los aspectos de este nuevo sistema de levantamiento artificial. Actualmente se fabrican una variedad de tamaños para ofrecer un amplio rango de voltajes disponibles, que se adaptan a las diferentes condiciones de operación en los pozos productores de hidrocarburo (Moreno Bravo, 2019).

1.3.1 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

Este consiste en levantar el fluido desde el reservorio hasta la superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba que suministra energía a los fluidos dentro de una tubería a través de una conversión de energía cinética a potencial. La energía cinética es transferida por el movimiento rotativo de la bomba y el potencial requerido es entregado por el motor eléctrico que se encuentra ubicado dentro del pozo a través de un cable, este permite que el fluido ascienda a través de las etapas de los impulsores y llegue a la superficie con suficiente energía hasta la estación recolectora (Cachumba Suquillo, 2017).

1.3.2 COMPONENTES DEL SISTEMA BES

La instalación de un sistema de BES se divide en dos grupos: equipo de fondo y equipo de superficie como se puede observar en la figura 1.6.

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FIGURA 1.6 COMPONENTES DEL SISTEMA BES

Fuente: Constante, 2016

1.3.2.1 Equipo de Fondo

El equipo de fondo, se suspende de la tubería de producción y cumple la función de levantar el fluido que se encuentra en el pozo, consiste principalmente de:

1.3.2.1.1 Sensor

El sensor se ubica en la parte inferior del motor, tiene como función principal transmitir señales a la superficie a través de un cable de potencia, este dispositivo electrónico proporciona lecturas de presión de succión y descarga de la bomba, temperaturas de fluido y del motor, vibración, pérdida de corriente. Todos estos parámetros están dirigidos a incrementar la vida útil y mejorar el empeño del sistema BES (Toussaint, 2008). En la figura 1.7 se muestra el sensor de fondo. FIGURA 1.7 SENSOR DE FONDO

Fuente: Catálogo Novoment

1.3.2.1.2 Motor eléctrico

El motor eléctrico de tipo inductivo, trifásico con jaula de ardilla de dos polos, es utilizado para proporcionar energía a la bomba que permite rotar y acelerar los fluidos que están siendo bombeados hacia superficie, se enfría mediante la circulación de fluidos a su alrededor. La potencia y el rendimiento se ajustan por

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cambio de voltaje, también tolera una alta torsión durante el arranque hasta que conseguir la velocidad de operación (Toussaint, 2008). En la figura 1.8 se puede apreciar los componentes básicos del motor. FIGURA 1.8 MOTOR ELÉCTRICO Y SUS COMPONENTES

Fuente: Catálogo Novoment En la figura 1.9 se puede observar la curva del rendimiento del motor que depende de tres factores fundamentales los cuales son: el caudal de producción, el diámetro del casing y el rango de flujo (Baker Hughes, 2007). FIGURA 1.9 CURVA DE RENDIMIENTO DE UN MOTOR

Fuente: Manual Baker Hughes Centrilift

1.3.2.1.3 MLE (Motor Lead Extension)

La extensión del cable del motor también llamado “Motor Lead Extensión” tiene el propósito de ser instalado en toda la longitud del equipo BES de fondo debido a que éste es más delgado que un cable de potencia. Siendo recubierto con una armadura de monel, posee una conexión o Pothead que va conectado al motor en

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uno de sus extremos y por ende el otro extremo se junta al cable de potencia (Constante, 2016). Como se muestra en la figura 1.10.

FIGURA 1.10 MLE (Motor Lead Extension)

Fuente: Catalogo Baker Hughes Centrilift

1.3.2.1.4 Protector

El protector se encuentra localizado entre el motor y la succión de la bomba y tiene como función principal evitar la migración del fluido del pozo hacia el motor. Sus funciones adicionales son: acoplar al motor a la bomba, transmitir el torque a través del eje, proveer capacidad de almacenamiento para la expansión y contracción del aceite del motor debido a los cambios de temperatura, igualar las presiones entre el motor y el pozo. Como se observa en la figura 1.11. (Calvopiña y Palma, 2012).

FIGURA 1.11 PROTECTOR O SELLO

Fuente: Manual Baker Hughes Centrilift Los tipos de sellos pueden ser de tipo: laberínticos, estos separan los fluidos motor-pozo de acuerdo a la gravedad específica, mientras que el sello tipo bolsa separa los fluidos físicamente, exterior (pozo), interior (aceite del motor) (Constante, 2016).

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1.3.2.1.5 Intake/ Separador de Gas

El separador de gas se encuentra ubicada entre la bomba y el protector del motor eléctrico, tiene como función principal separar el gas libre proveniente del pozo y enviarlo al espacio anular, como se muestra en la figura 1.12. Adicional el separador cuenta con funciones secundarias que son: prevenir el entrampamiento de gas en la bomba, su instalación está enfocada en pozos de alta relación gas petróleo (RGP), usan fuerzas centrífugas para separar el líquido del gas antes que ingrese a la bomba (Constante, 2016). FIGURA 1.12 INTAKE / SEPARADOR DE GAS

Fuente: Catálogo BES, Schlumberger Se emplea dos maneras para separar el gas libre: estático y dinámico.

· Separador Estático Los fluidos entran por una multitud de pasajes que cambian la dirección de flujo, favoreciendo la separación gravitacional, separando el gas libre para que escape hacia el espacio anular, no posee partes móviles que ejerzan trabajo sobre el fluido, como se aprecia en la figura 1.13 (Schlumberger, 2013).

· Separador Dinámico Los fluidos entran por la base del separador a una cámara rotativa donde son centrifugados. Los fluidos más pesados se desplazan hacia la parte externa y el gas libre migra hacia el centro de la cámara. El líquido es dirigido hacia la succión de la bomba y el gas se desvía hacia el espacio anular, como se observa en la figura 1.13 (Schlumberger, 2013).

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FIGURA 1.13 SEPARADOR ESTÁTICO Y DINÁMICO

Fuente: Manual BES, Schlumberger

1.3.2.1.6 Cable de Potencia

La función del cable de potencia es de proporcionar energía eléctrica desde la superficie hacia el motor en el fondo del pozo (Constante, 2016). En la figura 1.14 se observa los distintos tipos de cables y sus componentes.

FIGURA 1.14 TIPOS DE CABLES Y SUS LOS PRINCIPALES COMPONENTES


1.3.2.1.5 Bomba Centrífuga

El corazón del sistema BES es una bomba centrífuga que tiene como función básica mover a los fluidos del pozo, produciendo un aumento de presión suficientemente apropiado para hacer que el fluido llegue a la superficie, por medio de multietapas cada etapa consta de un difusor estacionario y un impulsor rotatorio. La velocidad, la presión y la energía requerida, determina el número de etapas centrífugas, como se observa en la figura 1.15 (Constante, 2016).

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FIGURA 1.15 COMPONENTES DE LA BOMBA CENTRÍFUGA

Fuente: Schlumberger, 2013 En la figura 1.16 se puede observar que la trayectoria del fluido es en forma espiral. El fluido ingresa por el centro del impulsor y sale de forma tangencial del difusor. El impulsor transmite energía cinética al fluido y el difusor lo transforma en energía potencial (Espinoza, 2016). FIGURA 1.16 TRAYECTORIA DEL FLUIDO DE LA BOMBA CENTRÍFUGA


Las BES se clasifica en dos categorías de acuerdo al diseño de sus impulsores que son:

· Flujo radial Son bombas de bajo caudal, bajo contenido de gas y baja cantidad de sólidos. El impulsor descarga la mayor parte del fluido en una dirección radial o perpendicular con respecto al eje, debido a que estos impulsores tienen los ángulos cercanos a los (Constante, 2016), como se muestra en la figura 1.17.

· Flujo Mixto El impulsor le imparte una dirección al fluido que contiene una componente axial considerable, a la vez que mantiene una sola dirección radial, en este caso la dirección de los ángulos de álabes son cercanas a los 45° y son encontrados generalmente en bombas para altas tazas de flujo, con un mayor contenido de gas y fluidos que contienen sólidos suspendidos (Constante, 2016), como se observa en la figura 1.17.

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FIGURA 1.17 ETAPA DE FLUJO RADIAL Y ETAPA DE FLUJO MIXTO

Fuente: Schlumberger, 2013

1.3.2.2 Equipo de Superficie

Son aquellos componentes que suministran energía eléctrica al motor electrosumergible y permiten supervisar, proteger y monitorear su funcionamiento. Los principales componentes que constituye el equipo de superficie son:

1.3.2.2.1 Cabezal del Pozo

El cabezal del pozo se instala en superficie, sirve para soportar el peso de la sarta de tubería dentro del pozo, monitorea y controlar altas presiones que se presentan. Existen diversos tipos de cabezales dependiendo de las necesidades y requerimientos de cada pozo como altas presiones, bombeos químicos, profundidad, etc. (Constante, 2016), mediante la figura 1.18 se puede observar el cabezal del pozo. Los componentes principales del cabezal del pozo son: válvula viajera, válvula maestra, válvula lateral, estrangulador (Espinoza, 2016). FIGURA 1.18 CABEZAL DEL POZO

Fuente: Schlumberger, 2013

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1.3.2.2.2 Caja de Venteo o de Unión

La caja venteo se localiza entre el cabezal del pozo y el tablero de control, en esta parte se conecta el cable de energía del equipo de superficie con el cable de conexión del motor. Tiene como función principal de ventear los gases provenientes del pozo que hayan migrado a través del cable de potencia, impidiendo que llegue al tablero de control, como se observa en la figura 1.19 (Maroto & Vinlasaca, 2012). FIGURA 1.19 CAJA DE VENTEO Y SUS PARTES

Fuente: Maroto & Vinlasaca, 2012

1.3.2.2.3 Variador de Frecuencia

Dispositivo electrónico diseñado para variar la frecuencia de operación del sistema de bombeo. El cambio de frecuencia afecta varios parámetros tales como velocidad de la bomba y tasa de flujo producida (Maroto & Vinlasaca, 2012). Como se aprecia en la figura 1.20.

FIGURA 1.20 VARIADOR DE FRECUENCIA


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1.3.2.2.4 Tablero de Control

El tablero de control o también llamado Switchboard es un dispositivo alimentado por el sistema eléctrico que utiliza un controlador computarizado para proteger y monitorear al equipo de fondo, está conectado a transformadores que convierte el voltaje y la corriente de línea en los requeridos por el equipo de fondo al momento del arranque del motor (Mármol & Rodríguez, 2015). El tablero de control se observa en la figura 1.21. FIGURA 1.21 TABLERO DE CONTROL

Fuente: Schlumberger, 2013 Existen dos tipos de tableros: los tableros electro-mecánicos cuentan con una protección de alta y baja corriente, mientras que los tableros de estado sólido cuentan con un controlador de motor más robusto permitiendo una mayor protección del sistema BES (Armijos & Paccha, 2013).

1.3.2.2.5 Transformador

Un transformador (figura 1.22), es un dispositivo, cuya función principal es convertir el voltaje de la línea primaria a un voltaje menor, el voltaje transformado es usado por el variador de frecuencia. Al usarse por el mismo, el voltaje de salida será el voltaje corregido que es requerido por el motor; en cambio sí se usa un variador de frecuencia, el voltaje de salida será el requerido por el variador dispositivo y necesitara un transformador secundario, se utiliza para transformar el voltaje de salida del variador a un voltaje que pueda ser usado por el motor. El voltaje requerido por el motor es usualmente mayor al utilizado por el variador (Maroto & Vinlasaca, 2012).

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FIGURA 1.22 TRANSFORMADOR

Fuente: Manual Baker Hughes Centrilift

1.3.3 CURVAS CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS CENTRÍFUGAS

Para un buen funcionamiento de la bomba BES es necesario conocer las características y rangos óptimos, los cuales se hallan en las curvas de comportamiento de la misma. Cada fabricante posee los catálogos que permiten obtener los parámetros requeridos, tales como: número de etapas de la bomba, potencia del motor, caudal entregado por la bomba (Mármol & Rodríguez, 2015). En la Figura 1.23, se observa las curvas de comportamiento de la bomba, todas estas se trazan en función del caudal y a una velocidad de giro constante o frecuencia constante, estas son: la curva de eficiencia, la altura dinámica y la potencia al freno, mientras que en la tabla 1.12, muestra la descripción de cada una de las curvas. FIGURA 1.23 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BES

Fuente: Halliburton, 2015

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TABLA 1.12

DESCRIPCIÓN DE LA CURVA DEL COMPORTAMIENTO

CURVA CARACTERÍSTICA

Curva de Altura dinámica

(Head)

Indica la altura del fluido que puede levantar cada etapa de la bomba, en función de la tasa de producción (BPD) que maneja.

Curva de Potencia al Freno (Break horsepower)

Indica la potencia requerida en HP para levantar un fluido (BPD), en función de la tasa de producción.

Curva de Eficiencia de la Bomba (Efficiency)

Indica la variación de la eficiencia de la bomba electrosumergible, hasta a un valor máximo de barriles por día es decir su punto máximo de eficiencia. Tiene tres zonas: zona de empuje descendente (Downthrust), zona de rango operativo (bomba opera con alto rendimiento) y zona de empuje ascendente (Upthrust).

Rango de Operación Óptimo

(Operación Range)

Permite visualizar el rango de operación en el cual la bomba opera con mayor eficiencia, evitando así el desgaste de las etapas.

Fuente: Villareal Diaz, 2018 Elaborado por: Orozco, J., 2019

Una variable fundamental de la BES es la frecuencia, la cual permite cambiar sus condiciones es decir variar las revoluciones por minuto de la bomba para así obtener un mayor o menor caudal y esto se lo representa en las gráficas llamadas “Curvas Tornado” como en la figura 1.24. FIGURA 1.24 CURVA TORNADO DE LA BES

Fuente: Halliburton, 2015

22

1.3.4 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA BES

1.3.4.1 Ventajas.

· La ventaja fundamental de las bombas electrosumergible es su flexibilidad y versatilidad del sistema como:

§ Se usan a baja presión de fondo. § Operan en forma confiable en pozos desviados. § Operan bajo condiciones extremas tales como: altas temperaturas,

corrosión, abrasión y con producción de escala usando materiales especiales.

· Permite operar elevados caudales de flujo y altos cortes de agua.

· No posee equipos móviles en superficie.

· Este método causa el menor impacto ambiental.

· Puede ser automatizado para supervisión y control.

· Los costos son bajos para levantamiento de grandes volúmenes.

1.3.4.2 Desventajas

· La principal desventaja de las bombas electrosumergibles están relacionadas con condiciones de temperatura como, por ejemplo:

§ La temperatura límite del cable debe ser conocida y revisada. § La potencia disponible debe suministrar los HP requeridos. § Uso de tableros de control a velocidad constante limita la flexibilidad

de variar las tasas de flujo para ajustar la producción. § Alto contenido de gas libre puede limitar la capacidad del sistema. § Alto contenido de sólidos puede ocasionar un rápido deterioro en los

componentes y crear deficiencias prematuras.

· El costo inicial del sistema es relativamente alto.

· La fuente de electricidad debe ser estable y confiable.

· Alto GOR, puede afectar el funcionamiento del equipo.

· Para restaurar cualquier elemento del equipo de fondo, se necesita extraer toda la completación del pozo (workover).

· La producción de la arena de formación afecta severamente el tiempo de vida de los equipos especiales.

23

1.3.5 APLICACIÓN DEL SISTEMA BES

El objetivo de la BES es trabajar como parte de un sistema integral tanto en fondo como en superficie, debido a que está íntimamente relacionada y correlacionada. Para esto es necesario tener una buena comunicación del personal de todas las áreas, encargado de seleccionar la bomba que cumpla los requerimientos de producción deseada o variar la frecuencia para poder optimizar y alargar el tiempo de vida útil del sistema BES (Hirschfeldt & Bertomeu, 2016). El sistema de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible, es práctico para elevar volúmenes de fluido desde grandes profundidades, en diversas condiciones que se encuentre el pozo. Tiene un mejor funcionamiento en yacimientos con altos porcentajes de agua y baja relación gas-petróleo; también ha conseguido eficientes resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad y en pozos de gas, con fluidos abrasivos, de altas temperaturas, de diámetro reducido (Carranza Lucas, 2010).

24

CAPÍTULO 2

METODOLOGÍA Y SELECCIÓN DE LOS POZOS

Para la elaboración de este trabajo se ha procedido a utilizar una metodología centrada en el método cuantitativo que requiere de la recolección de datos para poder establecer una descripción general del sistema de producción. Datos que aportan a conocer el comportamiento de los pozos mediante la generación de curvas de índice de producción, posterior a esto, se realizó un análisis nodal usando los diferentes parámetros que muestran las condiciones actuales del pozo. En base a estos resultados se modificó las frecuencias de las bombas electrosumergibles de los pozos seleccionados y se estudió mediante un análisis técnico económico la factibilidad del aumento de la frecuencia.

2.1 METODOLOGÍA

En el siguiente trabajo se utilizó la siguiente metodología que incluye:

1. Selección de los pozos.

2. Análisis nodal de los pozos.

3. Análisis técnico de los resultados.

4. Elaboración de un estudio técnico económico, considerando un escenario optimista, un escenario actual y un escenario pesimista.

2.1.1 SELECCIÓN DE POZOS

Para poder seleccionar los dos pozos del campo Limoncocha y los dos pozos del campo Jivino, en este estudio, se ha tomado en consideración las siguientes características : · Pozos que se encuentren produciendo con sistema de bombeo

electrosumergible del campo Jivino y Limoncocha del Bloque 15.

· La Información disponible de los pozos que conforman el Bloque 15.

· Para este trabajo de titulación se escogió la arena U inferior tanto para el campo Limoncocha y Jivino, debido a la disponibilidad de información.

25

2.1.2 ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS SELECCIONADOS

Para comenzar el procedimiento del análisis de producción se necesita conocer ciertos aspectos: · Fundamentos básicos de la curva IPR de producción y del análisis nodal con

sistema BES.

· Datos fundamentales para la construcción de las curvas Inflow y Outflow con sistema BES, detallados en la tabla 2.1:

TABLA 2.1

PARÁMETROS REQUERIDOS PARA EL ANÁLISIS NODAL

DATOS DESCRIPCIÓN

POZO

· Tamaño-peso (casing y tubing).

· Profundidad del pozo y de las perforaciones (MD y TVD).

· Survey (Pozo desviado o direccional).

PRODUCCIÓN ACTUAL DEL POZO

· Presión de cabeza (Pwh).

· Presión del reservorio (Pr).

· Presión de burbuja (Pb).

· Presión de fondo fluyente (Pwf).

· Presión intake de la bomba (PIP).

· Tasa de producción (q).

· Temperatura de cabeza (Twh).

· Temperatura de reservorio (Tr).

· Corte de agua (BSW).

· Relación gas-petróleo (RGP).

· Relación agua-petróleo (RAP).

CONDICIONES DE FLUIDO DEL POZO

· Gravedad específica del agua (SGw).

· Gavedad API del petróleo.

· Gravedad específica del gas (SGg).

· Viscosidad del petróleo (m).

· Datos PVT.

FUENTE DE ENERGÍA

· Voltaje (KW)

· Frecuencia (Hz)

· Amperaje (A)

Elaborado por: Orozco, J., 2019 La Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) se encarga de manejar la información de los Bloques, puesto que todas las compañías deben reportar los trabajos y operaciones realizadas en su totalidad. En este caso, la persona encargada del Bloque 15, dispone de la información de los cuatro pozos seleccionados de los campos Jivino y Limoncocha, esta información consta de pruebas de presión o build up, de la completación del pozo, de los historiales de producción, de los historiales de workovers y de las curvas de rendimiento de las bombas instaladas. Es de gran importancia mencionar que la información de

26

ciertos pozos es escasa y difícil de encontrar, por tanto, en base a un diagrama estructural del campo se correlacionan los datos faltantes con pozos vecinos que producen de la misma arena. Con la finalidad de realizar una correcta evaluación de las condiciones actuales operativas del sistema BES, se recopiló la información actualizada de los cuatro pozos seleccionados apartir del mes de Diciembre del año 2018, que permitirá mejorar la producción y el funcionamiento de las bombas, la información a esta fecha se obtuvo de acuerdo con la recomendación de la ARCH, con la finalidad que los resultados obtenidos sean aplicados a partir del año 2019.

2.1.3 ANÁLISIS TÉCNICOS DE RESULTADOS

Mediante las tablas obtenidas de los cálculos realizados en el software Microsoft Excel se generó la curva Inflow o de oferta. Posteriormente se procedió a usar el programa Well Perform para obtener las presiones de descarga, que son parte del cálculo del análisis nodal basado en la correlación de Kermit E. Brown (Bombeo por líquido y gas), dando como resultado la curva Outflow o de demanda, estas dos curvas serán graficadas en el software Matlab, la intersección de las mismas dió como resultado la tasa de producción actual. La curva Outflow propuesta se calcula mediante el aumento de la frecuencia, respetando rangos operativos y el número recomendados de etapas permisible para un correcto funcionamiento.

2.1.4 ELABORACIÓN DE UN ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO, CONSIDERANDO TRES ESCENARIOS QUE SON: OPTIMISTA, ACTUAL Y PESIMISTA

En la industria petrolera el factor económico es fundamental, por esta razón se analizó la factibilidad del aumento de frecuencia de las bombas, mediante los indicadores financieros como: TIR, VAN, B/C y PRI, considerando tres escenearios que son optimista, actual y pesimista. Una vez finalizado el análisis nodal y el estudio de los indicadores financieros de los tres escenarios mencionados anteriormente, que indicarón la viabilidad del trabajo a realizar, se propondrán distintos escenarios para cada pozo, que son: Actual, optimista y pesimista.

2.2 SELECCIÓN DE LOS POZOS

2.2.1 CAMPO LIMONCOCHA

Para la selección de los pozos del campo Limoncocha se considerarón, aspectos que se describen en la tabla 2.2.

27

TABLA 2.2

PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO LIMONCOCHA 2018

POZO LMN

ARENA FECHA PRODUCCIÓN

BFPD BOPD BWPD BSW% GAS RGP API T. L.

B-002AR1 UI 24/12/2018 910 55 855 94 14 255 19,8 BES

B-057 UI 25/12/2018 632 164 467 74,03 13 8.8 18,5 BES

C-003 TS 29/12/2018 290 27 263 90,7 5 185 21,5 BES

C-003 TP 29/12/2018 782 80 702 89,8 14 175 27,5 BES

D-013 UI 27/12/2018 2356 118 2238 95 20 169 18,5 BES

G-007 UI 28/12/2018 3251 130 3121 96 47 362 18 BES

G-044 UI 29/12/2018 2920 175 2745 94 28 160 18 BES

G-051H UI 26/12/2018 4140 166 3974 96 60 361 18,6 BES

G-052 UI 27/12/2018 362 69 293 81 0 87 18 BES

G-53HS1 UI 27/12/2018 4080 163 3917 96 36 221 18,3 BES

H-020R1 UI 26/12/2018 625 112 513 82 6 54 19 BES

H-034 TP 27/12/2018 159 25 34 84,3 3 120 26,7 BES

H-034 UI 27/12/2018 301 3 298 99 0 0 17,6 BES

H-037 UI 28/12/2018 1500 60 1440 96 15 250 19,2 BES

H-042 TP 22/12/2018 1540 139 1401 91 38 273 26,5 BES

H-062 UI 24/12/2018 1456 175 1281 88 30 171 19,7 BES

K-025 UI 21/12/2018 1450 261 1189 82 1 4 17,5 BES

K-031 UI 28/12/2018 947 190 757 79.98 8.8 42.33 16,9 BES

K-041 UI 22/12/2018 1172 23 1149 98 28 1217 25,7 BES

K-045 UI 28/12/2018 665 118 537 82 4 34 18 BES

K-048 UI 29/12/2018 5590 279 5311 95 148 530 27,4 BES

L-028 UI 23/12/2018 3362 168 3194 95 31 185 17,6 BES

L-029 UI 24/12/2018 1550 77 1473 95 5 65 17,7 BES

L-030 UI 26/12/2018 822 82 740 90 1 12 18,9 BES

L-055 UI 27/12/2018 1078 97 981 91 1 10 18,9 BES

L-056 UI 26/12/2018 348 122 226 65 1 8 19 BES

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-B Elaborado por: Orozco, J., 2019 De acuerdo a la información proporcionada por la ARCH, en la figura 2.1 se muestra la ubicación de los pozos seleccionados que son: Limoncocha K-031 y Limoncocha B-057, debido a que cumplen las siguientes condiciones: la

28

información se encuentra disponible y accesible, se encuentran produciendo por BES y no se ha realizado ningún trabajo de reacondicionamiento en un período largo de tiempo, estas características son adecuadas para su optimización. En la tabla 2.3 se pueden observar los pozos seleccionados. FIGURA 2.1 MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS DEL CAMPO LIMONCOCHA

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2018-B

TABLA 2.3

POZOS SELECCIONADOS DEL CAMPO LIMONCOCHA

POZO LMN


BFPD BOPD BWPD BSW% GAS RGP API T. L.

K-031 UI 28/12/2018 947 190 757 79.98 8.8 42.33 16,9 BES

B-057 UI 25/12/2018 632 164 467 74,03 13 8.8 18,5 BES

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-B Elaborado por: Orozco, J., 2019

En la figura 2.2 muestra el mapa estructural de la arena U inferior del campo Limoncocha.

29

FIGURA 2.2 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO LIMONCOCHA DE LA ARENA U INFERIOR


2.2.2 CAMPO JIVINO

Para la selección de pozos del campo Jivino se considerarón aspectos, que se describen en la tabla 2.4. TABLA 2.4

PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO JIVINO

POZO JVN


BFPD BOPD BWPD BSW% GAS RGP API T. L

A-001 UI 14/12/2018 3844 77 3767 98 43 558 18,5 BES

A-007 HS 27/12/2018 7931 317 7614 96 9 28 21,3 BES

A-012RE TS 27/12/2018 1486 30 1456 98 65 2167 23,7 BES

A-016 TS 14/12/2018 1674 33 1641 98 48 1455 24,7 BES

A-019 UI 25/12/2018 1406 112 1293 92,03 22,05 276,79 16,2 BES

A-022 UI 27/12/2018 1019 244 774 75,96 18,65 77,55 17,5 BES

Elaborado por: Orozco, J., 2019 Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-B

30

Las mismas condiciones consideradas en el campo Limoncocha se tomaron en cuenta para la selección en el campo Jivino. En la figura 2.3 se observa la ubicación de los pozos seleccionados, Jivino–A19 y Jivino-A22.

FIGURA 2.3 UBICACIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS DEL CAMPO JIVINO

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2018-C En la tabla 2.5 se puede observar los pozos seleccionados.

TABLA 2.5

POZOS SELECCIONADOS DEL CAMPO JIVINO

POZO JVN


BFPD BOPD BWPD BSW% GAS RGP API T. L

A-022 UI 27/12/2018 1019 244 774 75,96 18,65 77,55 17,5 BES

A-019 UI 25/12/2018 1406 112 1293 92,03 22,05 276,79 16,2 BES

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera, 2018-C Elaborado por: Orozco, J., 2019 En la figura 2.4 se muestra el mapa estructural de la arena U inferior del campo Jivino.

31

FIGURA 2.4 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO JIVINO DE LA ARENA U INFERIOR


2.3 ANÁLISIS NODAL

En este trabajo de titulación se escogió el nodo solución en el fondo del pozo. De manera que, el sistema se divide en dos componentes: como primer componente yacimiento – cara de la formación, con este se crea la curva Inflow mediante la IPR compuesta y como segundo componente es desde el fondo del pozo – superficie en la que se realizó el análisis nodal mediante el método de Kermit Brown para obtener la curva Outflow.

2.3.1 IPR

La Inflow Performance Relationship (IPR), sirve para planificar el desarrollo y la producción de un yacimiento, se utiliza para determinar el método de producción óptimo, mediante la creación de una curva que se representa gráficamente en dos ejes coordenados que son: el eje “y” las presiones de fondo fluyente (Pwf) y en el eje “x” la tasa de producción del líquido del yacimiento (qt) que puede aportar al pozo. Existen diferentes métodos para el cálculo de la IPR como son: Vogel, Darcy, Fetkovich, Standing, Jones, Frochheimer, Compuesto (Petrobras), etc.

32

El modelo a utilizar es el cálculo de la curva IPR Compuesta ya que el mismo es el adecuado para pozos de petróleo y agua, una vez obtenida la información real hay que tomar un punto de prueba (Pwfprueba y qprueba) y dependiendo de ello se usará las ecuaciones adecuadas.

2.3.1.1 Proceso de cálculo de la IPR compuesta

Pertobras desarrolló un método para poder determinar la curva IPR en pozos de petróleo que producen agua, llamada IPR compuesta. Este método, está basado en la combinación del índice de productividad constante para el flujo de agua y de la ecuación de Vogel para flujo de petróleo. Para esta curva se considera los flujos fraccionales de agua y petróleo de la prueba de producción respectiva (Brown, 1984). Para determinar la curva IPR se usan ecuaciones que son obtenidas a base de: · El cálculo de la presión de fondo fluyente a determinados tasas totales de flujo.

· El cálculo de la tasa total de flujo a determinadas presiones de fondo fluyente.

En la figura 2.5 se aprecia los intervalos existentes necesarios de la curva IPR compuesta.

FIGURA 2.5 CURVA IPR COMPUESTA

Fuente: Brown Kermit, 1984

33

1. Cálculo del índice de productividad (J)

1.1. Cuando Pwf > Pb

(2.1)

1.2. Cuando Pwf < Pb

(2.2)

(2.3)

2. Cálculo de la tasa de flujo en el punto de burbuja y la tasa de flujo máxima de

petróleo.

(2.4)

(2.5)

3. Cálculo de parámetros para la curva IPR compuesta.

(2.6)

(2.7)

(2.8)

(2.9)

(2.10)

4. Cálculo de la tasa total de fluido máximo.

á

á

(2.11)

34

Una vez determinados estos cálculos se procede a la construcción de la curva IPR, para generarla hay dos procesos que son:

2.3.1.1.1 Cálculo de presión de fondo fluyente a determinadas tasas totales de flujo.

Para determinar las presiones de fondo fluyente, la tasa de flujo total se divide en tres intervalos que se detallan a continuación:

1. En el intervalo de , se calcula la presión de fondo fluyente

(2.12)

2. En el intervalo de , se calcula la presión de fondo fluyente

(2.13)

3. En el intervalo de , se calcula la presión de fondo

fluyente.

á

á

(2.14)

2.3.1.1.2 Cálculo de la tasa total de flujo a determinadas presiones de fondo fluyente

Para determinar las tasas de flujo totales, las presiones de fondo fluyente se dividen en tres intervalos que se detallan a continuación:

1. En el intervalo de se calcula la tasa de flujo total.

(2.15)

2. En el intervalo de , se calcula distintos parámetros para obtener la tasa de flujo total.

(2.16)

(2.17)

(2.18)

35

á

(2.19)

Si

(2.20)

Si

(2.21)

3. En el intervalo de , se calcula la tasa de flujo total

(2.22)

2.3.1.2 Ejemplo de cálculo, IPR Compuesta para el pozo Limoncocha-K31.

Datos PR = 3333 psi qt prueba = 947 bfpd

Pb = 844 psi fw = 0,7998

Pwf prueba = 1006,916 psi fo = 0,2002

1. Cálculo del índice de productividad (J), mediante la ecuación 2.1.

1.1. Cuando Pwf > Pb

2. Cálculo del caudal en el punto de burbuja y caudal máximo de petróleo, mediante las ecuaciones 2.4 y 2.5

3. Cálculo de parámetros para la curva IPR compuesta, mediante las

ecuaciones 2.6 hasta 2.10.

36

4. Cálculo de la tasa total de fluido máximo, mediante la ecuación 2.11.

á

5. Para la construcción de la curva IPR en este trabajo de titulación, se

procede a escoger:

· Cálculo de la tasa total de flujo a determinadas presiones de fondo fluyente.

1. En el intervalo de , se calcula la tasa de flujo total,

mediante la ecuación 2.15.

2. En el intervalo de , se calcula distintos para parámetros,

mediante las ecuaciones 2.16 hasta 2.20.

37

3. En el intervalo de , se calcula la tasa de flujo total, mediante la ecuación 2.22.

En la figura 2.7 se puede visualizar la curva de la IPR compuesta y la tabla completa de todos los puntos, se muestra en el Anexo Nº2, tabla 8.1 (A)

2.3.2 CURVA INTAKE

Para generar la curva INTAKE se debe realizar el siguiente procedimiento, descrito a continuación:

1. Cálculo de la gravedad específica del petróleo.

(2.23)

2. Cálculo de la gravedad específica de la mezcla.

(2.24)

3. Cálculo de la altura de la bomba y el gradiente de presión.

FIGURA 2.6 ALTURA DE LA BES

Elaborado por: Orozco, J., 2019

(2.25)

Altura de la bomba (h)

Profundidad de asentamiento de la bomba (P.B.)

Tope de la arena (T.A.)

Base de la arena (B.A.)

38

T.A.= Tope de la arena P.B.= Profundidad de asentamiento de la bomba B.A.= Base de la arena

(2.26)

4. Cálculo de la presión intake.

(2.27)

5. Graficar la PIP vs el caudal total.

2.3.1.3 Ejemplo de cálculo, curva Intake del pozo Limoncocha-K31.

Datos

AP I = 16,9 Tope de la arena = 9461,33 ft (TVD)

BSW = 79,98 Base de la arena = 9484,89 ft (TVD)

Profundidad de asentamiento de la bomba = 8247,11ft (TVD)

1. Cálculo de la gravedad específica del petróleo, mediante la ecuación 2.23.

2. Cálculo de la gravedad específica de la mezcla, mediante la ecuación 2.24.

3. Cálculo de la altura de la bomba y el gradiente de presión, con la ecuación

2.25 y 2.26.

4. Con los resultados obtenidos anteriormente, se calcula la presión de

entrada en la bomba (PIP), utilizando la ecuación 2.27. En el Anexo Nº2, tabla 8.1 (B) se muestra la tabla de resultados y en la figura 2.7 se encuentra la presión de entrada de la bomba.

En la tabla 2.6 se muestra resultados de seis puntos escogidos para el actual ejemplo de cálculo.

39

TABLA 2.6

RESULTADOS DE LA PRESIÓN INTAKE DE LA BOMBA (PIP)

Pwf [psi] Q (bl) PIP [psi] 3333 0 2807 3000 136 2474 800 1031 274 525 1137 0

Elaborado por: Orozco, J., 2019 La PIP es cero cuando la Pwf = DP = 525 psi, por lo tanto, se debe analizar la tasa de flujo total para 525 psi, en el intervalo que corresponda. En la figura 2.7 se puede visualizar las dos curvas de la IPR Compuesta e Intake. FIGURA 2.7 CURVA IPR COMPUESTA, INATKE (PWF VS Qt)


2.3.3 ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS CON BES

Con el pasar de los años el análisis nodal ha sido aplicado para determinar el comportamiento, tanto actual, como futuro de un pozo productor de petróleo. La interpretación del sistema se realiza a partir de la interacción de cada uno de sus componentes, como son los circuitos eléctricos, complejas redes de ductos y sistemas de bombeo centrífugo, utilizando este método se obtiene por lo general una mejoría en la eficiencia de flujo o bien un incremento en la producción. Con este procedimiento se detectan las restricciones existentes para el flujo de un pozo productor de hidrocarburos y de esta manera se cuantifica las pérdidas de dichas restricciones sobre la producción total del sistema (Hirschfeldt M. , 2009).

0,0

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

2500,0

3000,0

3500,0

0,0 200,0 400,0 600,0 800,0 1000,0 1200,0 1400,0

Pre

sió

n d

e F

on

do

Flu

ye

nte

. P

wf

(Psi

)

Caudal de Flujo, Qt (BFPD)

IPR (Pwf) PIP (Pwf) IPR (Qt) PIP (Qt)

40

Para el procedimiento del análisis nodal se requiere establecer un nodo, el cual va dividir al sistema de la manera más apropiada para su respectivo análisis como se puede apreciar en la figura 2.8. Este análisis servirá, tanto para pozos con sistemas artificiales de producción, como fluyentes o intermitentes. El mismo evalúa un sistema divido en tres componentes:

· Flujo a través de medios porosos

· Flujo a través de una tubería vertical o de producción.

· Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga. FIGURA 2.8 UBICACIÓN DE LOS NODOS EN EL SISTEMA BES

Fuente: Hirschfeldt M. , 2009 Se debe obtener la caída de presión en cada componente, lo que con lleva a tener una predicción en el comportamiento del sistema de producción, esto se lo realiza mediante la elección de un nodo que variará las tasas de producción y mediante un método de cálculo adecuado se obtendrá dicha caída de presión que aumentará o disminuirá a la presión inicial del nodo de partida (Hirschfeldt M. , 2009). La caída de presión, tanto en la entrada como en la salida del nodo, variará con el caudal. Por esta razón, se grafica presión (P) vs la tasa de flujo (q), las mismas que se intersecarán obteniendo como resultado que el flujo a la entrada del nodo igual al flujo de salida del mismo, como también que una sola presión existe en el nodo (Hirschfeldt M. , 2009). Como se observa en la figura 2.9.

41

FIGURA 2.9 PRESIÓN VS TASA DE FLUJO

Fuente: Hirschfeldt M., 2009

2.3.3.1 Proceso de cálculo del Análisis Nodal

Para optimizar el sistema de levantamiento artificial mediante bombeo electrosumergible se usa en el método de Kermit Brown, que es imprescindible para la aplicación del análisis nodal. Para la construcción de la curva Outflow se debe tomar en consideración el análisis de la BES:

· Procedimiento para determinar las curvas outflow en el bombeo de

una fase (líquido)

Debido a la ligera compresibilidad de los líquidos, el volumen de la tasa de producción puede considerarse constante e igual a la tasa superficial.

1. Seleccionar una bomba adecuada de acuerdo con el casing con el que se

encuentra completado el pozo y con la capacidad de producción de la formación productora o si se encuentra instalada una bomba revisar las condiones en las que esta trabajando actualmente.

2. Calcular la densidad específica del fluido ( , a condiciones estándar (lb/stbl).

(2.28)

3. Calcular la gravedad específica del fluido γ (V), se considera el RGL=0 por

lo tanto V=qsc, debido a que no existe gas.

(2.29)

4. Asumir varias tasas de producción y para cada una de estas tasas, hacer lo siguiente:

42

a. Leer la altura dinámica por etapa de la curva de comportamiento de la bomba (h) y calcular el parámetro:

(2.30)

b. Determinar la presión requerida de descarga de la bomba (P2) con una correlación adecuada de gradiente de presión, mediante el software Well Perform.

El software Well Perform utiliza diferentes correlaciones las cuales será presentadas en la tabla 2.7. TABLA 2.7

CORRELACIONES UTILIZADAS EN WELL PERFORM

PARÁMETROS SIMBOLOGÍA UNIDADES CORRELACIÓN

Viscosidad petróleo muerto μod Cp

Beggs & Robinson Viscosidad petróleo saturado μob Viscosidad petróleo subsaturado μo

Vásquez & Beggs Compresibilidad del petróleo co psi-1 Viscosidad gas μg

Cp Lee

Viscosidad agua μw Beggs & Brill Presión de burbuja Pb (psi)

Standing Relación gas en solución del petróleo

RGP (scf/stb)

Densidad del petróleo ρo (lbm/ft3) FVF del petróleo Bo (bbl/STB) Factor z Dranchuk & Purvis Presión de descarga P2 (psi) Hagedorn & Brown

Fuente: Well Perform, 2019 Elaborado por: Orozco, J., 2019

c. Asumir varios números de etapas (St), y para cada número de etapas asumido calcular la presión de succión (P3), con la siguiente ecuación.

(2.31)

5. Graficar las tasas de producción y las respectivas presiones de succión para cada número de etapas asumido, en el mismo gráfico de la curva IPR, utilizando la misma escala.

6. Leer y anotar los puntos de intersección de las curvas intake de la bomba con la curva del IPR.

7. Este paso se ejecuta cuando se vaya a realiza un cambio de bomba. Para cada tasa, leer la potencia por etapa de la curva de comportamiento de la bomba y luego calcular el requerimiento total de potencia.

(2.32)

43

8. Graficar las tasas y los correspondientes número de etapas y requerimiento de potencia. Superponer el rango de eficiencia de la bomba en el mismo gráfico.

9. Seleccionar la tasa adecuada de producción.

Sea que se bombe solo líquido o líquido más gas, la tasa seleccionada debe cumplir los siguientes criterios:

a. El rango de tasas posibles entre las presiones de succión y de descarga debe permanecer dentro del rango de eficiencia de la bomba.

b. La tasa seleccionada debe ser económicamente factible.

Según se incrementa el número de etapas y consecuentemente la tasa de producción, el efecto de la fricción en la sarta de tubería de producción es mayor, incrementando de este modo la presión de descarga. Como resultado de esto, la ganancia en la tasa de producción por etapa continúa para luego disminuir hasta que se hace insignificante.

· Procedimiento para determinar las curvas outflow en el Bombeo de dos fases (líquido y gas)

Por la alta compresibilidad del gas, el volumen de la tasa del fluido producido (V) variará a medida que la presión de admisión cambia.

1. Seleccionar una bomba adecuada.

2. Calcular la densidad del gas y del flujo a condiciones estándares ( ) y la constante A, con las siguientes ecuaciones.

(2.33)

(2.34)

(2.35)

3. Escoger varias tasas de producción en bf/día de los datos obtenidos en la curva Inflow y, para cada una de ellas, hacer lo siguiente:

a. Determinar la presión de descarga requerida (P2 = P3,0), mediante el

software Well Perform.

b. Asumir un y luego calcular y .

(2.36)

44

(2.37)

c. Determinar a .

(2.38)

d. Calcular :

(2.39)

e. Leer en de las curvas tornado de la bomba seleccionada.

f. Calcular el número requerido de etapas para obtener la presión de

entrada con la ecuación:

(2.40)

g. Repetir los pasos (c) hasta el (f) para las diferentes presiones como P3,

P2, P3,3……P3,i, hasta alcanzar una presión de succión conveniente. Tabular las presiones de succión en función del número de etapas.

4. Realizar el proceso de interpolación que permitirá conseguir la presión de

admisión idónea, para cada tasa escogida de la curva IPR y un mismo número de etapas.

5. Sobre la curva IPR se procede a graficar la presión de admisión obtenida

mediante la interpolación en función de las tasas de producción escogidas de la IPR para su posterior análisis.

6. Leer las tasas en la intersección de las curvas inflow con la outflow obtenida

de la gráfica.

7. Este paso se ejecuta cuando se vaya a realizar un cambio de bomba. Para cada tasa, calcular los requerimientos de potencia (HP), con las tasas de producción leídas en el paso 6.

(2.41)

8. Graficar la tasa en función el número de etapas y los requerimientos de

potencia (HP), para tener un rango de eficiencia de la bomba.

9. Analizar si el caudal propuesto se encuentra en el nivel eficiencia adecuada.

45

2.3.3.2 Ejemplo de cálculo del Análisis Nodal para el pozo Limoncocha-K31.

DATOS

RGP = 42,33 scf/stbo = 0,954 fw = 0,7998

RLG = 8,8 qg/qt = 0,812 fo = 0,2002

GIP = 30 % = 1,045 Tflujo = 215 F

Frecuencia = 48 Hz Etapa = 362 Bomba = D1150N

1. Para la construcción de la curva Outflow se escogió el proceso de bombeo

líquido y gas, ya que tiene un GOR ¹ 0.

a. Calcular la densidad del gas y del fluido a condiciones estándares y la constante A, con las siguientes ecuaciones 2.33 y 2.35

b. Se asume un delta de presión

2. Continuando con el proceso de cálculo, con la tasa de flujo de prueba total de 947 bfpd y con ayuda del Software Well Perform, se obtiene una presión de descarga de 4407,5 psi, con las ecuaciones 2.36 y 2.37

a. Calculo de y

= 4307,5 psi

3. Determinar @ , con las ecuaciones 2.38, mientras que los parámetros del factor volumétrico del petróleo y gas ( , fueron calculados con factor de compresibilidad del gas (Zg) computarizado.

4. Calcular , con la ecuación 2.39

46

5. Con el valor de se procede a leer h en las curvas tornado de la bomba: h = 21,7

a. Calcular el número requerido de etapas para obtener la presión de

entrada , mediante la ecuación 2.40.

b. Repetir los pasos desde el 2 hasta el 5.a para las diferentes presiones

como P3,1, P3,2, P3,3……P3,i, hasta alcanzar un apresión de succión conveniente, de acuerdo al número de etapas. Como se puede observar en el Anexo Nº 3, tabla 8.6.

10. En la tabla 2.8 se encuentra los parámetros necesarios para la interpolación tanto para estado actual y propuesto de la bomba D1150N con 362 etapas, y los resultados de la presión de succión idónea se encuentran en la tabla 2.9, para el número de etapas establecido.

TABLA 2.8

DATOS DE FRECUENCIA ACTUAL Y PROPUESTA

ESTADO ACTUAL @ 48 Hz (Bomba D1150N)

PROPUESTA @ 50z (Bomba D1150N)

P 3,1 [psi] St [stage] P 3,1 [psi] St [stage] 1007,5 358 707,5 361

x 362 X 362 907,5 369 607,5 370


a. Interpolación para el estado actual

TABLA 2.9

RESULTADOS DE INTERPOLACIÓN PARA EL ESTADO ACTUAL Y PROPUESTA

qsc [BFPD] P2 [psi]

P3 para un número de etapas [psi] ACTUAL 48 Hz-362 Etapas

Bomba D1150N PROPUESTA 50Hz-362 Etapas

Bomba D1150N 947 4407,5 971 694


11. Realizar el mismo proceso para las diferentes presiones de descarga obtenidas con las tasas de flujo escogidas en la IPR compuesta.

12. Sobre la curva IPR se gráfica la presión de admisión obtenida mediante la interpolación en función de las tasas de producción escojidas de la IPR Compuesta, como se observa en la figura 2.10

47

Figura 2.10 CURVA INFLOW Y OUTFLOW DEL EJEMPLO DE CÁLCULO


ACTUAL 48 Hz Etapas 362

PROPUESTA 50 Hz Etapas 362

0,0

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

2500,0

3000,0

3500,0

0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0 800,0 900,0 1000,0 1100,0 1200,0 1300,0 1400,0

Pre

sió

n d

e F

on

do

Flu

yen

te.

Pw

f (P

si)

Caudal de Flujo, Qt (BFPD)

IPR-PIP(Pwf) IPR (Pwf) IPR (Qt)

ACTUAL 48 Hz Etapas 362 PROPUESTA 50 Hz Etapas 362 PIP (Qt)

48

CAPÍTULO 3

ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS SELECCIONADOS CON BES

El estudio en los pozos de los campos Jivino y Limoncocha, se basó en el análisis IPR, nodal y curvas tornado de las bombas. En base a este proceso, se concluyó si la propuesta del aumento de frecuencias es rentable y se mantenga en los rangos óptimos del funcionamiento de las bombas instaladas en cada uno de pozos que están produciendo con un alto BSW y un bajo RGP o si fuera necesario un redimensionamiento de la BES en cada uno de los pozos. Para ello, se estudió cada pozo individualmente realizando el análisis nodal con un programa realizado en el Software Microsoft Excel y se corroborró con el Software Pipesim.

3.1. APLICACIÓN DE LA TÉCNICA DE ANÁLISIS NODAL Y RESULTADOS EN LOS POZOS SELECCIONADOS CON BES

3.1.1 ANÁLISIS NODAL DEL POZO LIMONCOCHA-K31

El pozo Limoncocha - K31, es un pozo direccional con una profundidad de 10.737 ft en MD y un ángulo de desviación máximo de 28.65° @ 7268.44 ft en MD (3.35°/100 ft @ 9994.81 ft MD). Inicia sus operaciones de perforación en junio del 2009 y su completación fue terminada el 22 de agosto del mismo año. Actualmente se encuentra produciendo de la arena “U Inferior”. Hasta el 21 de agosto de 2018 se han realizado un total de siete intervenciones o workover, en donde el último workover tuvo como objetivo la limpieza del equipo BES. En la tabla 3.1 se detalla las condiciones con las que trabaja el equipo actualmente. TABLA 3.1

CONDICIONES DEL POZO LIMONCOCHA K-31

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-B Elaborado por: Orozco, J., 2019.

qt Prueba [stbl/d] 947 Tope de la arena en TVD, [ft] 9461,21 RGP [scf/STB] 42,33 Base de la arena en TVD, [ft] 9484,89 RGL 8,8 Espesor neto en TVD, [ft] 23,6 GIP % 70 Permeabilidad k [md] 400 API 16,9 Profundidad de la bomba [ft] 8247,11 BSW 79,98 Salinidad [ppm] 62000 γg 0,8121 OD Casing [pg] 7 γo 0,954 ID Casing [pg] 6,276 γW 1.045 OD Tubing [pg] 3 ½ Pr [psi] 3333 ID Tubing [pg] 2,9992 Pwf PRUEBA [psi] 1006,33 2 Bombas D1150N Pwh [psi] 100 Serie 400 Pb [psi] 322 Frecuencia [Hz] 48 PIP [psi] 481 Etapas totales 362 Twh [°F] 160 Amperaje [A] 35 Tr [°F] 215 Voltaje [KW] 1694

49

En base a la información que contiene la tabla 3.1, se analizó el potencial que tiene el reservorio a través del cálculo de la curva IPR compuesta y esta muestra que la tasa máxima de fluido es de 1246,64 bfpd. Actualmente el pozo produce 947 bfpd, es decir, que el pozo trabaja a un 75,96 % de su tasa máxima de flujo. En la tabla 3.2 se encuentran los resultados, mientras que en el Anexo Nº2, tabla 8.1 se detalla la tasa de flujo total con su respectiva presión de fondo fluyente que fueron obtenidas con este método. TABLA 3.2

RESULTADOS DE LA IPR COMPUESTA

VARIABLES RESULTADOS Índice de producción (J)= 0,4069 bl/d/psi Tasa en el Punto de Burbuja (qb) = 1012,89 bfpd

Tasa máxima de petróleo (qomax) = 1203,711 bppd

Tasa máxima de fluido (qtmax) = 1246,64 bfpd

Elaborado por: Orozco, J., 2019. Luego de haber generado la curva IPR Compuesta, se escogió cinco tasas de flujo diferentes, estos datos fueron ingresados en el software Well Perform y se obtuvo las presiones de descarga de la BES. Con estas presiones, se realizó el análisis con el método de bombeo de liquido y gas, para generar la curva Outflow y de esta manera analizar la intersección entre las dos curvas. Los valores resultantes tanto de presión de descarga y de las tasas de flujo escogidas se encuentran en la tabla 3.3. TABLA 3.3

RESULTADOS DE PRESIONES DE DESCARGA Y ADMISIÓN PARA LAS TASAS DE FLUJO ESCOGIDOS

qt [bfpd] Presión de

descarga (P2) [psi]

Presión de admisión (P3) para un número de etapas [psi]

ACTUAL 48 Hz PROPUESTA 50 Hz 362 Etapas

762 4410.3 516.9 163.11 881 4407.7 719.6 430.08 947 4407.5 970.51 689.70

1083 4409.1 1465.9 1205.60 1194 4410.9 1830.0 1590.66

Elaborado por: Orozco, J., 2019.

En base a los resultados obtenidos de la tablas 3.3 y las tablas desde la 8.5 hasta 8.9 que se encuentran en el Anexo Nº3, se generó en el sofware Matlab la curva IPR (Inflow) y la curva de las presiones de admisión para el número de etapas establecidas (Outflow) y de esta manera se analiza la intersección de estas dos curvas, tanto para la frecuencia del estado actual de 48 Hz, como la frecuencia propuesta de 50 Hz. Como se puede observar, en la figura 3.1 que tiene como eje ordenado la presión de fondo fluyente y en el eje de las abscisas la tasa de flujo total.

50

FIGURA 3.1 CURVAS INFLOW, OUTFLOW DEL POZO LIMONCOCHA-K31

Fuente: Software Matlab Elaborado por: Orozco, J., 2019. En la tabla 3.4 se muestra el resultado del estado actual y propuesto, datos que fueron leídos en las intersecciones de la figura 3.1, mediante el aumento de frecuencia en la bomba D1150N con 362 etapas, obtenida en el cálculo del análisis nodal de bombeo líquido y gas para obtener la producción desde el fondo del pozo hasta superficie.

TABLA 3.4

RESULTADOS DEL ANÁLISIS NODAL

PARÁMETROS ACTUAL PROPUESTO

FRECUENCIA RESULTADOS FRECUENCIA RESULTADOS CAUDAL (bfpd)

48 Hz 947

50 Hz 1000

Pwf (Psi) 1000 880 Elaborado por: Orozco, J., 2019.

Actualmente la bomba trabaja a 48 Hz con una eficiencia del 60% que es muy cercana a la eficiencia máxima, la cual es del 62%, y con una TDH de 8700 ft. Estos valores se los leen en la figura 3.2. Con estas condiciones, el pozo produce 947 bfpd, las cuales, 757 barriles son de agua y 190 barriles son de petróleo. El pozo produce al 75,96% de su tasa máxima de flujo.

Al incrementar la frecuencia a 50 Hz, se observa que hay un aumento en la producción de 53 bfpd que tendrá 42 barriles de agua y 11 barriles de petróleo. Para esta nueva condición de frecuencia, se lee en la figura 3.3 que la BES trabajaría a una eficiencia de 59% con un TDH de 9200 ft y una presión de fondo fluyente de 880 psi, por lo tanto, con este aumento su producción incrementaría a 1000 bfpd, manteniéndose dentro del rango de operación de la BES. El pozo produciría al 80,21% de su tasa máxima de flujo.

51

FIGURA 3.2 CURVA DE EFICIENCIA DE LA BOMBA D1150N @ 48 Hz

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-A Elaborado por: Orozco, J., 2019 FIGURA 3.3 CURVA DE EFICIENCIA DE LA BOMBA D1150N @ 50 Hz

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-B Elaborado por: Orozco, J., 2019

52

3.1.2 ANÁLISIS NODAL DEL POZO LIMONCOCHA-B57

El Pozo Limoncocha-B57, es un pozo direccional con una profundidad de 10.555 ft en MD y un ángulo de desviación máximo de 29,81° @ 8.396.00 ft en MD (2,56°/100 ft @ 4.058.81 ft MD). Inicia sus operaciones de perforación en noviembre del 2013 y fue terminada en 30 de noviembre del mismo año. Actualmente se encuentra produciendo de la arena “U Inferior”. Hasta el 17 de septiembre del 2013 se han realizado una intervención o workover. En la tabla 3.5 se detalla las condiciones con las que trabaja el equipo actualmente. TABLA 3.5

CONDICIONES DEL POZO LIMONCOCHA-B57

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-B Elaborado por: Orozco, J., 2019. En base a la información que contiene la tabla 3.5, se analizó el potencial que tiene el reservorio a través del cálculo de la curva IPR compuesta y esta muestra que la tasa máxima de fluido es de 1020,173 bfpd. Actualmente el pozo produce 632 bfpd, es decir, que el pozo trabaja a un 61,95 % de su tasa máxima de flujo. En la tabla 3.6 se encuentran los resultados, mientras que en el Anexo Nº2, tabla 8.2 se detalla la tasa de flujo total con su respectiva presión de fondo fluyente que fueron obtenidas con este método.

qt PRUEBA [stbl/d] 632 Tope de la arena en TVD, [ft] 9499,07

RGP [scf/STB] 85,37 Base de la arena en TVD, [ft] 9519,53

RGL 22,15 Espesor neto en TVD, [ft] 20,46

GIP % 70 Permeabilidad k [md] 400

API 18,5 Profundidad de la bomba [ft] 8650,13

BSW 74,05 Salinidad [ppm] 60800

γg 0,821 OD Casing [pg] 7

γo 0,9433 ID Casing [pg] 6,276

γW 1,045 OD Tubing [pg] 3 ½

Pr [psi] 3145 ID Tubing [pg] 2,9992

Pwf Prueba [psi] 1315,65 2 Bombas Flex 10

Pwh [psi] 58 Serie 400

Pb [psi] 844 Frecuencia [Hz] 58,5

PIP [psi] 949 Etapas totales 323

Twh [°F] 127 Amperaje [A] 36

Tr [°F] 215 Voltaje [KW] 1476

53

TABLA 3.6


VARIABLES RESULTADOS

Índice de producción (J)= 0,34 bl/d/psi

Tasa en el Punto de Burbuja (qb) = 882,68 bfpd

Tasa máxima de petróleo (qomax) = 995,92 bppd

Tasa máxima de fluido (qtmax) = 1020,17 bfpd

Elaborado por: Orozco, J., 2019. Luego de haber generado la curva IPR Compuesta, se escogio cinco tasas de flujo diferentes, estos datos fueron ingresados en el software Well Perform y se obtuvo las presiones de descarga de la BES. Con estas presiones, se realizó el análisis con el método de bombeo de líquido y gas, para generar la curva Outflow y de esta manera analizar la intersección entre las dos curvas. Los valores resultantes, tanto de presión de descarga y de las tasas de flujo escogidas se encuentran en la tabla 3.7. TABLA 3.7

RESULTADOS DE PRESIONES DE DESCARGA Y DE ADMISIÓN PARA LAS TASAS DE FLUJO ESCOGIDAS

qt [bfpd] Presión de

descarga (P2) [psi]


ACTUAL 58,5 Hz PROPUESTA 59,5 Hz

323 Etapas

217 4345,3 869,1 588,38

435 4291 1234,2 954,43

632 4268,4 1351,0 1071,64

815 4269,4 1630,7 1351,99

1001 4267,3 1907,0 1628,62

Elaborado por: Orozco, J., 2019. En base a los resultados obtenidos de la tablas 3.7 y las tablas desde la 8.10 hasta 8.14 que se encuentran en el Anexo Nº3, se generó en el sofware Matlab la curva IPR (Inflow) y la curva de las presiones de admisión para el número de etapas establecidas (Outflow) y de esta manera se analiza la intersección de estas dos curvas, tanto para la frecuencia del estado actual de 58,5 Hz, como la frecuencia propuesta de 59,5 Hz. Como se puede observar en la figura 3.4 que tiene como eje ordenado la presión de fondo fluyente y en el eje de las abscisas la tasa de flujo total.

54

FIGURA 3.4 CURVAS INFLOW, OUTFLOW DEL POZO LIMONCOCHA-B57

Fuente: Software Matlab Elaborado por: Orozco, J., 2019

En la tabla 3.8 se muestra el resultado del estado actual y propuesto, datos que fuero leídos en las intersecciones de la figura 3.4, mediante el aumento de frecuencia en la bomba Flex 10 con 323 etapas, obtenida en el cálculo del análisis nodal de bombeo líquido y gas para obtener la producción desde el fondo del pozo hasta superficie.

TABLA 3.8




58,5 Hz 627

59,5 Hz 687

Pwf (Psi) 1345 1150


Actualmente la bomba trabaja a 58,5 Hz con una eficiencia del 60% que es muy cercana a la eficiencia máxima, la cual es del 65%, y con un TDH de 7100 ft. Estos valores se los leen en la figura 3.5. Con estas condiciones el pozo produce 627 BFPD, los cuales 464 barriles son de agua y 163 barriles son de petróleo. El pozo produce al 61,95% de su estado máximo.

Al incrementar la frecuencia a 59,5 Hz, se observa que hay un aumento en la producción de 60 bfpd en el cual se tendrá 44 barriles de agua y 16 barriles de petróleo. Para esta nueva condición de frecuencia, se lee en la figura 3.6 que la BES trabajaría a una eficiencia de 62 % con un TDH de 7350 ft y una presión de fondo fluyente de 1150 Psi. Por lo tanto, con este aumento su producción subiría a 687 bfpd y se encuentra dentro del rango de operación de la BES. El pozo produciría al 67,34% de su tasa máxima de flujo

55

FIGURA 3.5 CURVA DE EFICIENCIA DE LA BOMBA FLEX-10 @ 58,5 Hz

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-A Elaborado por: Orozco, J., 2019 FIGURA 3.6 CURVA DE EFICIENCIA DE LA BOMBA FLEX-10 @ 59,5 Hz

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-A Elaborado por: Orozco, J., 2019

56

3.1.3 ANÁLISIS NODAL DEL POZO JIVINO-E22

El Pozo Jivino-E22, es un pozo direccional con una profundidad de 11.485 ft en MD y un ángulo de desviación máximo de 37,52° @ 3934 ft en MD (3,11°/100 ft @ 10.428 ft MD). Inicia sus operaciones de perforación en noviembre del 2015 y su completación fue terminada en 25 de junio del mismo año. Actualmente se encuentra produciendo de la arena “U Inferior”. Hasta el 30 de junio de 2016 se han realizado una intervención o workover, en donde el workover tuvo como objetivo limpieza del equipo BES. En la tabla 3.7 se detalla las condiciones con las que trabaja el equipo actualmente.

TABLA 3.9

CONDICIONES DEL POZO JIVINO-E22

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-B Elaborado por: Orozco, J., 2019. En base a la información que contiene la tabla 3.9, se analizó el potencial que tiene el reservorio, a través, del cálculo de la curva IPR compuesta y esta muestra que la tasa de fluido máxima es de 1170,3537 bfpd. Actualmente el pozo produce 1019 bfpd, es decir, que el pozo trabaja a un 87,06 % de su tasa máxima de flujo. En la tabla 3.10 se encuentran los resultados, mientras que en el Anexo Nº2, tabla 8.3 se detalla la tabla de tasa de flujo total con su presión de fondo fluyente que fueron obtenidas con este método.


RGP [scf/STB] 77,55 Base de la arena en TVD, [ft] 9316,75






γo 0,9490 ID Casing [pg] 6,276



Pwf PRUEBA [psi] 682,523 2 Bombas WE -1500



PIP [psi] 312,66 Etapas totales 172



57

TABLA 3.10


VARIABLES RESULTADOS Índice de producción (J)= 0,37 bl/d/psi Tasa en el Punto de Burbuja (qb) = 953,12 bfpd Tasa máxima de petróleo (qomax) = 1130,45 bppd Tasa máxima de fluido (qtmax) = 1170,35 bfpd

Elaborado por: Orozco, J., 2019. Luego de haber generado la curva IPR Compuesta, se escogió cinco tasas de flujo diferentes, estos datos fueron ingresados en el software Well Perform y se obtuvo las presiones de descarga de la BES. Con estas presiones, se realizó el analisis con el método de bombeo de líquido y gas, para generar la curva Outflow y de esta manera analizar la intersección entre las dos curvas, los valores resultantes, tanto de presión de descarga y de las tasas de flujo escogidas que se encuentran en la tabla 3.11.

TABLA 3.11

RESULTADOS DE PRESIONES DE DESCARGA Y DE ADMISIÓN PARA LAS TASAS DE FLUJO ESCOGIDAS

qt [BFPD] Presión de

descarga (P2) [psi]



172 Etapas

318 4714,3 563,3 454,20

763 4684,2 643,1 460,57

1019 4682,7 670,9 491,87

1077 4682,8 788,4 566,92

1146 4683,3 936,1 715,49


En base a los resultados obtenidos de la tablas 3.11 y las tablas desde la 8.20 hasta 8.24 que se encuentran en el Anexo Nº3, se generó en el sofware Matlab la curva IPR (Inflow) y la curva de las presiones de admisión para el número de etapas establecidas (Outflow) y de esta manera se analiza la intersección de estas dos curvas, tanto para la frecuencia del estado actual de 53,5 Hz, como la frecuencia propuesta de 54,5 Hz. Como se puede observar en la figura 3.7 que tiene como eje ordenado la presión de fondo fluyente y en el eje de las abscisas la tasa de flujo total.

58

FIGURA 3.7 CURVAS INFLOW, OUTFLOW DEL POZO JIVINO-E22

Fuente: Software Matlab Elaborado por: Orozco, J., 2019.

En la tabla 3.12 se muestra el resultado del estado actual y propuesto, datos que fueron leídos en las intersecciones de la figura 3.7, mediante el aumento de frecuencia en la bomba WE-1500 con 172 etapas, obtenida mediante el cálculo del análisis nodal de bombeo líquido y gas, para obtener la producción desde el fondo del pozo hasta superficie. TABLA 3.12




53,5 Hz 1021

54,5 Hz 1065

Pwf (Psi) 680 556 Elaborado por: Orozco, J., 2019. Actualmente la bomba trabaja a 53,5 Hz con una eficiencia del 53 % que es cercana a la eficiencia máxima la cual es del 57,5%, y con un TDH de 9750 ft. Estos valores se los lee en la figura 3.8. Con estas condiciones el pozo produce 1021 BFPD los cuales 776 Barriles son de agua y 245 barriles son de petróleo. El pozo produce al 87,06% de su estado máximo. Al incrementar la frecuencia a 54,5 Hz, se observa que hay un aumento en la producción de 44 bfpd en el cual se tendrá 33 barriles de agua y 11 barriles de petróleo. Para esta nueva condición de frecuencia se lee en la figura 3.9 que la BES trabajaría a una eficiencia de 54 % con un TDH de 10100 ft y una presión de fondo fluyente de 556 Psi. Por lo tanto, con este aumento su producción incrementaria a 1065 bfpd y se encuentra dentro del rango de operación de la BES. El pozo produciría a 91% de su tasa máxima de flujo.

59

FIGURA 3.8 CURVA DE EFICIENCIA DE LA BOMBA WE-1500 @ 53,5 Hz

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-A Elaborado por: Orozco, J., 2019. FIGURA 3.9 CURVA DE EFICIENCIA DE LA BOMBA WE-1500 @ 54,5 Hz


60

3.1.4 ANÁLISIS NODAL DEL POZO JIVINO-A19

El Pozo Jivino-A19, es un pozo direccional con una profundidad de 10.464 ft en MD y un ángulo de desviación máximo de 23,58° @ 6778 ft en MD (2,2°/100 ft @ 1071 ft MD). Inicia sus operaciones de perforación en junio del 2009 y su completación fue terminada en 14 de junio del mismo año. Actualmente se encuentra produciendo de la arena “U Inferior”. Hasta el 29 de abril de 2018 se han realizado un total de 5 intervenciones o workover, en donde el último workover tuvo como objetivo limpieza del equipo BES. En la tabla 3.10 se detalla las condiciones con las que trabaja el equipo actualmente. TABLA 3.13

CONDICIONES DEL POZO JIVINO-A19

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-B Elaborado por: Orozco, J., 2019.

En base a la información que contiene la tabla 3.10, se analizó el potencial que tiene el reservorio a través del cálculo de la curva IPR compuesta y esta muestra que la tasa de fluido máxima es de 3211,22 bfpd. Actualmente el pozo produce 1019 bfpd, es decir que el pozo trabaja a un 43,78% de su tasa máxima de flujo. En la tabla 3.11 se encuentran los resultados, mientras que en el Anexo Nº2, tabla 8.4 se detalla la tabla de tasa de flujo total con su presión de fondo fluyente que fueron obtenidas con este método.


RGP [scf/STB] 276,79 Base de la arena en TVD, [ft] 9829






Γo 0,9560 ID Casing [pg] 6,276



Pwf PRUEBA [psi] 1881,33 2 Bombas WE-1500



PIP [psi] 1536,99 Etapas totales 136



61

TABLA 3.14


VARIABLES RESULTADOS

Índice de producción (J)= 0,99 bl/d/psi

Tasa en el Punto de Burbuja (qb) = 2418,21 bfpd

Tasa máxima de petróleo (qomax) = 2891,72 bfpd

Tasa máxima de fluido (qtmax) = 3114,27 bppd

Elaborado por: Orozco, J., 2019. Luego de haber generado la curva IPR compuesta, se escogió cinco tasas de flujos diferentes, estos datos fueron ingresados en el software Well Perform y se obtuvo las presiones de descarga de la BES. Con estas presiones, se realizó el analisis con el método de bombeo de liquido y gas, para genrar la curva Outflow y de esta manera analizar la intersección, los valores resultantes tanto de presión de descarga y de las tasas de flujo escogidas que se encuentran en la tabla 3.15 TABLA 3.15

RESULTADOS DE PRESIONES DE DESCARGA Y DE ADMISIÓN PARA TASAS DE FLUJO ESCOGIDAS

qt [BFPD] Presión de

descarga (P2) [psi]



136 Etapas

654,11 4189,1 1250,4 1051,36

981,16 4177,5 1416,7 1242,39

1406 4172,7 1849,7 1615,91

1798,79 4175,1 2232,9 2027,72

2770,94 4200,7 3022,5 2875,42


En base a los resutados obtenidos de la tabla 3.15 y las tablas 8.15 hasta la 8.19, que se encuentra en el Anexo Nº3, se generó en el sofware Matlab la curva IPR (Inflow) y la curva de las presiones de admisión para el número de etapas establecidas (Outflow) y de esta manera se analiza la intersección de estas dos curvas, tanto para la frecuencia del estado actual de 54,2 Hz, como la frecuencia propuesta de 55,5 Hz. Como se puede observar en la figura 3.10 que tiene como eje ordenado la presión de fondo fluyente y en el eje de las abscisas la tasa de flujo total.

62

FIGURA 3.10 CURVAS INFLOW, OUTFLOW DEL POZO JIVINO-A19

Fuente: Software Matlab Elaborado por: Orozco, J., 2019. En la tabla 3.16 se muestra el resultado del estado actual y propuesto, datos que fueron leídos en las intersecciones de la figura 3.10, mediante el aumento de frecuencia en la bomba WE-1500 con 136 etapas, obtenida mediante el cálculo del análisis nodal de bombeo líquido y gas para obtener la producción desde el fondo del pozo hasta superficie. TABLA 3.16



FRECUENCIA RESULTADOS FRECUENCIA RESULTADOS CAUDAL (BFPD)

54,2 Hz 1411

55,5 Hz 1478

Pwf (Psi) 1860 1770 Elaborado por: Orozco, J., 2019. Actualmente la bomba trabaja a 54,2 Hz con una eficiencia del 55% que es muy cercana a la eficiencia máxima, la cual es del 56% y con un TDH de 5750 ft. Estos valores se leen en la figura 3.11. Con estas condiciones el pozo produce 1411 bfpd, los cuales 1299 barriles son de agua y 112 barriles son de petróleo. El pozo produce al 43,78% de su estado máximo. Al incrementar la frecuencia a 54,5 Hz, se observa que hay un aumento en la producción de 67 bfpd en el cual se tendrá 62 barriles de agua y 5 barriles de petróleo. Para esta nueva condición de frecuencia, se lee en la figura 3.12 que la BES trabajaría a una eficiencia de 54% con un TDH de 4900 ft y una presión de fondo fluyente de 1770 Psi. Por lo tanto, con este aumento su producción subiría a 1478 bfpd y se encuentra dentro del rango de operación de la BES. El pozo produciría a 47,45 % de su tasa máxima de flujo.

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FIGURA 3.11 CURVA DE EFICIENCIA DE LA BOMBA WE-1500 @ 54,2 Hz

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-A Elaborado por: Orozco, J., 2019. FIGURA 3.12 CURVA DE EFICIENCIA DE LA BOMBA WE-1500 @ 55,5 Hz


64

3.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Con el análisis nodal realizado en los cuatro pozos pertenecientes a los campos Limoncocha y Jivino del Bloque 15, se obtuvo tasas de flujo y presiones de fondo fluyente, actuales y propuestas, mediante la variación de frecuencia. En la tabla 3.17, se resume de todos los resultados de presiones de fondo fluyente y sus tasas de flujo obtenidas anteriormente. TABLA 3.17

RESULTADOS DEL ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS LIMONCOCHA Y JIVINO

CONDICIÓN ACTUAL PROPUESTO INCREMENTO Bfpd Pozo Qt Pwf Qt Pwf

LMN – K31 947 1000 1000 880 53

LMN – B57 627 1345 687 1150 60

JVN – E22 1021 680 1065 570 44

JVN – A19 1411 1860 1478 1770 67


Al incrementar la frecuencia de operación de la BES, existe un incremento considerable de tasas de flujo y una disminución en sus presiones de fondo fluyente en cada uno de los pozos estudiados. Cada uno de sus análisis, se encuentran en las secciones desde la 3.1.1 hasta la 3.1.4, los cuales verifican que las bombas utilizadas se encuentran operando dentro de sus rangos operativos, al igual que su estado propuesto de incremento de frecuencia, esto es importante para que las bombas no tengan un desgaste significativo y por ende, se alargue la vida de la misma. El programa realizado en el software Microsoft Excel se basa en el método de Kermit Brown, el cual sirve para diseñar y optimizar el sistema de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible. En los resultados obtenidos se verificó el porcentaje de error, los cuales son menores al 1% entre las tasas de flujo reales y las calculadas, como se detalla en la tabla 3.18. TABLA 3.18

ERRORES ENTRE TASA DE FLUJO REAL Y CALCULADA

Pozo Qt Real Qt Calculado Error (%)

LMN – K31 947 952 0.5279

LMN – B57 632 627 0.7911

JVN – E22 1019 1021 0.196

JVN – A19 1406 1411 0.355


El Pipesim es un software que permite tanto analizar como diagnosticar el comportamiento el flujo trifásico, es decir, de petróleo, agua y gas, integrando todos los parámetros tanto del sistema de producción como del pozo, para diferentes tipos de levantamiento artificial, desde el yacimiento hasta la entrega

65

del fluido. Los resultados obtenidos en el programa realizado en software Microsoft Excel basado en el método de Kermit Brown de cada uno de los pozos pertenecientes al Bloque 15, fueron corroborados con el software Pipesim, que permitió efectuar el análisis nodal de fondo a cabeza por bombeo electrosumergible, dando un error menor al 1%. En la tabla 3.19 se puede observar el margen error de los cuatros pozos estudiados.

TABLA 3.19

ERRORES ENTRE PROGRAMA MICROSOFT EXCEL Y PIPESIM

Pozo qt (programa Ecxel) qt (programa Pipesim) Error (%)

LMN – K31 947 943 0,424

LMN – B57 627 635 0,987

JVN – E22 1021 1019 0,196

JVN – A19 1411 1403 0,57


66

CAPÍTULO 4

ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DEL PROYECTO

4.1 ANÁLISIS TÉCNICO

El objetivo de este estudio es optimizar el sistema de bombeo electrosumergible en los campos Jivino y Limoncocha, con una serie de procesos y cálculos que permitan incrementar la producción de petróleo de modo que sea económicamente rentable. Una vez analizada la variación de frecuencia de los cuatro pozos escogidos, se ejecutó el análisis técnico en relación al aumento de fluido a producirse, con el propósito de obtener el mayor beneficio económico que puede aportar el yacimiento y de esta manera analizar la rentabilidad del aumento de frecuencia, sin afectar la vida productiva del pozo. Las medidas que se han considerado para optimizar y aumentar la producción son: incrementar la frecuencia de operación del equipo BES y un posible cambio de bomba.

4.1.1 POSIBLES ESCENARIOS PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE

LOS POZOS SELECIONADOS

Una vez finalizado el análisis nodal desarrollado en el software Microsoft Excel de los dos pozos del campo Jivino y de los dos pozos del campo Limoncocha, se generarón las curvas Inflow, Outflow. Los resultados obtenidos muestran que cada una de las bombas electrosumergibles de los cuatro pozos están dentro del rango de operación, es decir la BES no trabajan ni en Downthrust o en Upthrust. Por esta razón, solo se procedió a realizar un incremento de frecuencia que permite un aumento notable en la producción de petróleo. En la tabla 4.1, se detalla los escenarios de los incrementos de producción de petróleo de los pozos del campo Jivino y Limoncocha. La producción para cerrar el año 2018, de los dos pozos pertenecientes al campo Limoncocha, se estima en 352 bppd. Con el aumento de frecuencia, se obtiene un incremento de 26 bppd, dando como resultado un total de 378 bppd. Mientras que los pozos del campo Jivino se estima una producción de 358 bppd, con un aumento de frecuencia se obtuvo un incremento de 16 bppd, dando como resultado 374 bppd.

67

TABLA 4.1

ESCENARIO DE GANANCIA DE PRODUCCIÓN A

CT

UA

L

POZOS LMN-K31 LMN-B57 Total LMN JVN-E22 JVN-A19 Total JVN

Frecuencia, (Hz) 48 58.5 - 53.5 54.2 -

%BSW 80 74 - 76 92 - Bfpd 947 627 1574 1021 1411 2432 Bapd 757 464 1222 776 1299 2074 Bppd 190 163 352 245 112 358

PR

OP

UE

ST

O POZOS LMN-K31 LMN-B57 Total LMN JVN-E22 JVN-A19 Total JVN

Frecuencia, (Hz) 50 59.5 - 54.5 55.5 -

%BSW 80 74 - 76 92 - Bfpd 1000 687 1687 1065 1478 2543 Bapd 800 509 1309 809 1360 2169 Bppd 200 178 378 256 118 374

Incremento 11 16 26 11 5 16

Fuente: ARCH, 2019 Elaborado por: Orozco, J., 2019 Para el proceso del aumento de frecuencia se debe realizar de 1 Hz en 1 Hz, para ello, es necesario monitorear frecuentemente las tasas de flujo y factores eléctricos. La ventaja del incremento de frecuencia es que no implica intervención en los equipos de fondo, es decir, no representa gastos significativos.

4.2 ANÁLISIS ECONÓMICO

Para conocer la viabilidad que tiene un proyecto se debe realizar un análisis económico, que permite identificar los costos de inversión y beneficios a obtener, mediante diferentes parámetros que permiten medir y valorar el escenario actual de la producción del petróleo y los escenarios propuestos, es decir, se pretende establecer si las alternativas sugeridas conllevan a tener rentabilidad a futuro.

Con los datos obtenidos del incremento de producción realizado por el análisis técnico, se estudia los ingresos y egresos, mediante el cálculo de indicadores financieros que permiten identificar el estado del proyecto, además de su factibilidad en el transcurso del tiempo.

4.3 INDICADORES FINANCIEROS

En la tabla 4.2 muestra los indicadores financieros que permitirán medir la rentabilidad y el tiempo de recuperación de la inversión:

· El valor actual neto (VAN) debe ser mayor a la tasa de actualización.

· La tasa interna de retorno (TIR) debe ser mayor a la tasa de actualización.

· La relación Beneficio-Costo debe ser mayor que 1. · Período de recuperación de la inversión (PRI)

68

TABLA 4.2

INDICADORES FINANCIEROS

INDICADOR DEFINICIÓN ECUACIÓN

Valor Actual Neto (VAN)

Es la diferencia entre todos los ingresos y egresos del período actual. Este consiste en restar el valor de la inversión inicial, de tal modo que el valor obtenido es el valor actual neto del proyecto. · VAN < 0, Proyecto rechazado · VAN > 0, Proyecto aceptado · VAN = 0, Proyecto recupera su inversión

Donde:

Fo = Inversión Inicial Fn= Flujo neto de caja del año k k= Período en evaluación i= Tasa de interés o descuento

Tasa Interna de Retorno (TIR)

Es aquella que hace que el valor actual neto sea igual a cero, permite la aceptación o rechazo de un proyecto de inversión, y determina el supuesto de una oportunidad para volver a invertir. El TIR se compara con una tasa mínima o tasa de corte, el costo de oportunidad de la inversión. (R = Tasa de actualización). · Si TIR > R el proyecto es rentable. · Si TIR = R el proyecto no tendrá.

ganancias ni pérdidas · Si TIR < R el proyecto no es rentable.

Donde:

Fo = Inversión inicial Fn= Flujo neto de caja del año k K= Período en evaluación

Relación costo/beneficio

(RCB)

Muestra de forma notoria la rentabilidad de un proyecto, considera los ingresos generados, los gastos y la inversión todos estos calculados en el periodo de inversión. Para lo cual se emplea la siguiente ecuación: · RCB >1, los ingresos mayores a los

egresos. El proyecto es rentable. · RCB <1, los ingresos menores a egresos. El

proyecto es rechazable. · RCB = 0, los egresos iguales a los egresos.

El proyecto es indiferente.

Los Ingresos y costos deben estar

actualizados.

Período de recuperación de

la inversión (PRI)

Es el tiempo necesario para recuperar la inversión inicial neta, mediante los flujos netos de caja, lo óptimo para una empresa que invierte un determinado capital para un proyecto es la recuperación de su desembolso en un período máximo de tiempo.

Fuente: Hernandéz, 2011 Elaborado por: Orozco, J., 2019

4.4 COSTOS OPERACIONALES

Los costos para realizar el incremento de frecuencia y el cambio de bomba son diferentes, ya que depende del tiempo de duración en su ejecución. Para tener una referencia se toma los costos de operación que las diferentes empresas prestadoras de servicios reportan a la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), con esto se realizó un estimado del costo operacional para el aumento de frecuencia o si es necesario el cambio de bomba.

69

4.4.1 COSTOS ESTIMADOS POR CAMBIO DE BOMBA

En la tabla 4.3 se detalla el valor de los costos que se debe invertir para realizar una intervención en el pozo por cambio de bomba. TABLA 4.3

COSTOS ESTIMADOS POR CAMBIO DE BOMBA

ACTIVIDAD DE SERVICIOS OPERACIONALES Costo (USD)

Movimiento de la Torre 8,000.00

Trabajo de la Torre 30,000.00

Supervisión y Transporte 7,500.00

Químicos 30,000.00

Unidad de Slick Line 2,100.00

Equipo BES 200,000.00

Instalación de Conectores 4,000.00

Servicio Spooler 9,500.00

Supervisión e Instalación equipo BES 13,200.00

Diésel Rig 650.00

Vacuum 360.00

Contingencias (+/-20%) 61,062.00

TOTAL 366,372.00

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera, 2019-E Elaborado por: Orozco, J., 2019

4.4.2 COSTOS ESTIMADOS POR VARIACIÓN DE FRECUENCIAS

Mediante los análisis realizados en el Capítulo 3 de Análisis Nodal se observó que no es necesario realizar un cambio de bomba, ya que las bombas que actualmente están instaladas, funcionan correctamente dentro de los rangos operacionales, por tal razón, la mejor opción es la variación de frecuencias, lo cual no presenta un gasto económico representativo. Para esto, se debe considerar los gastos de incremento del consumo de energía, el consumo de gasolina dependiendo del generador instalado y los gastos en la gestión administrativa referentes a consultoría, que ascienden a 2.000 USD. (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera, 2019-E).

4.4.3 INGRESOS

Los ingresos que se generan es la venta del crudo mediante la extracción del mismo, esto se obtendrá a través de los barriles que se produzcan mensualmente, multiplicado por el precio del barril que le corresponde al petróleo ecuatoriano.

El valor del barril de crudo ecuatoriano tiene un menor valor comparado con el precio de crudo WTI (West Texas Intermediate), ya que la gravedad API es menor que la WTI. Por ende, la empresa Petroamazonas (EP), establece la corrección que fija el precio en nuestro país, actualmente el precio WTI se encuentra en $64,06 dólares americanos según el Banco Central del Ecuador, de acuerdo a las características de alto contenido de azufre y gravedad API del petróleo

70

ecuatoriano se cotiza en un menor precio ya que sus características son inferiores. El precio actual marcado por Petroamazonas (EP), para los pozos pertenecientes al Bloque 15 se encuentra en $ 50,05 Dólares Americanos. (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019-E). Los campos no tienen una producción constante, van a existir aumentos y disminuciones de producción cada mes, al igual que el precio WTI va a variar. (Mármol & Rodríguez, 2015)

4.4.4 EGRESOS

Estos son valores que resultan de la suma de los costos de inversión. Para este estudio los costos que implican, son: la ingeniería a aplicarse para el incremento de frecuencia, más el costo operativo de producción por cada barril extraído del Bloque 15 que es de $7,11, según la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera (ARCH). Además todos los costos utilizados para la evaluación económica fueron suministrados por la ARCH.

4.4 CRITERIOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO

· Se considera una tasa de actualización anual del 12% y una mensual del 1%, de acuerdo con el departamento financiero de Petroamazonas EP.

· Se estima un porcentaje de contingencia de +/- 20%.

· La declinación mensual de la producción en el campo Limoncocha tiene un valor del 3,26%, considerando un periódo mensual de 30 días.

· La declinación mensual de la producción en el campo Jivino tiene un valor del 3,21%, considerando un periódo mensual de 30 días.

· Se estima un costo operativo de producción por barril de petróleo de $7.11, para los campos Limoncocha y Jivino.

4.5 ESTUDIO ECONÓMICO APLICADO AL ESTUDIO

Desde los criterios mencionados anteriormente, se procedió a calcular los indicadores financieros, para mostrar una visión más clara y conocer la viabilidad del proyecto. Para esto es necesario realizar tres escenarios que muestren si el trabajo a realizarse es viable, en el caso que exista un aumento o disminución en el precio actual considerado, por este motivo se analiza escenarios que son: actual, optimista y pesimista. Considerando el precio establecido para el petróleo ecuatoriano, con un margen de +/- $ 10.

La producción acumulada actual, tanto del campo Limoncocha como del campo Jivino se describen en la tabla 4.4.

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TABLA 4.4

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LOS CAMPOS LIMONCOCHA Y JIVINO

CAMPO LIMONCOCHA CAMPO JIVINO

FECHA bppm FECHA bppm

Julio 20726 Julio 3703

Agosto 17370 Agosto 3238

Septiembre 19732 Septiembre 3262

Octubre 17971 Octubre 3550

Noviembre 15981 Noviembre 6728

Diciembre 13375 Diciembre 1945

Con aumento de frecuencia 780 Con aumento de frecuencia 480

Elaborado por: Orozco, J., 2019 El siguiente análisis económico servira para analizar, si el incremneto de frecuencia es factible, por tal motivo su análisis corresponderá al aumento de producción de los dos pozos del campo Limoncocha que fue de 26 bppd, para un mes será de 780 bppm. Mientras que para el campo Jivino con el aumento de frecuancia su producción aumentará en 16 bppd y para un mes será de 480 bppm. Sera necesario analizar la declinación mensual de cada uno de los pozos, para así estimar la producción completa del campo. La producción en cada uno de los cuatro pozos no es constante, por ese motivo la declinación se obtiene a partir de informes de producción de meses anteriores, con estos datos se calcula la declinacion exponencial, con la ecuación 4.1, debido a que esta curva se ajusta mejor con la declinación de los pozos.

(4.1)

= Tasa de flujo a determinado tiempo (bfpd) = Tasa de flujo inicial (bfpd)

t = Número de meses = Ritmo de declinación mensual

La declinación de cada uno de los pozos se muestra en la tabla 4.5. TABLA 4.5

DECLINACIÓN MENSUAL DE LOS POZOS DE JIVINO Y LIMONCOCHA

POZO DECLINACIÓN MENSUAL

Limoncocha K-31 6,19%

Limoncocha B-57 1.31 %

Jinino E-22 1.36 %

Jivino A-19 5.06 %


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4.5.1 ESCENARIO ACTUAL

Para el escenario actual, se establece el precio del petróleo ecuatoriano en $50,05 dólares americanos los cuales fueron definidos por el estado ecuatoriano debido a que al precio WTI se le realiza la corrección pertinente del grado API. En la tabla 4.6 se detalla los resultados de los indicadores financieros para el campo Limoncocha, mientras que la figura 4.1 muestra el período de recuperación del mismo. TABLA 4.6

RESULTADOS ACTUALES DE LOS INDICADORES FINACIEROS DEL CAMPO LIMONCOCHA

MES PERIODO PRODUCCION

ACUMULADA INGRESOS EGRESOS

FLUJO DE CAJA

ACTUALIZADO

FLUJO DE CAJA

ACUMULADO

Enero 0 - $0.00 $9,545.80 -$9,545.80 -$9,545.80

Febrero 1 754.57 $39,039.00 $5,365.01 $33,673.99 $24,128.19

Marzo 2 729.97 $37,766.33 $5,190.11 $32,576.22 $56,704.41

Abril 3 706.18 $36,535.15 $5,020.91 $31,514.24 $88,218.65

Mayo 4 683.15 $35,344.10 $4,857.23 $30,486.87 $118,705.52

Junio 5 660.88 $34,191.88 $4,698.88 $29,493.00 $148,198.52

Julio 6 639.34 $33,077.23 $4,545.70 $28,531.53 $176,730.05

Agosto 7 618.50 $31,998.91 $4,397.51 $27,601.40 $204,331.45

Septiembre 8 598.33 $30,955.75 $4,254.15 $26,701.59 $231,033.05

Octubre 9 578.83 $29,946.59 $4,115.47 $25,831.12 $256,864.17

Noviembre 10 559.96 $28,970.33 $3,981.30 $24,989.03 $281,853.20

Diciembre 11 541.70 $28,025.90 $3,851.51 $24,174.39 $306,027.58 TIR 350%

VAN $768,291.13 C/B 7.276598256 PRI 0.40

Elaborado por: Orozco, J., 2019 FIGURA 4.1 PERIÓDO DE RECUPERACIÓN ACTUAL DEL CAMPO LIMONCOCHA


-$10.000,00

$40.000,00

$90.000,00

$140.000,00

$190.000,00

$240.000,00

$290.000,00

$340.000,00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1

73

En la tabla 4.7 se detalla los resultados de los indicadores financieros para el campo Jivino, mientras que la figura 4.2 muestra el período de recuperación del mismo. TABLA 4.7

RESULTADOS ACTUALES DE LOS INDICADORES FINANCIEROS DEL CAMPO JIVINO



FLUJO DE CAJA

ACTUALIZADO

FLUJO DE CAJA

ACUMULADO

Enero 0 - $0.00 $7,412.80 -$7,412.80 -$7,412.80

Febrero 1 464.59 $24,024.00 $3,303.25 $20,720.75 $13,307.95

Marzo 2 449.68 $23,252.83 $3,197.21 $20,055.61 $33,363.57

Abril 3 435.24 $22,506.41 $3,094.58 $19,411.83 $52,775.40

Mayo 4 421.27 $21,783.96 $2,995.25 $18,788.71 $71,564.11

Junio 5 407.75 $21,084.69 $2,899.10 $18,185.59 $89,749.70

Julio 6 394.66 $20,407.87 $2,806.04 $17,601.83 $107,351.53

Agosto 7 381.99 $19,752.78 $2,715.97 $17,036.82 $124,388.35

Septiembre 8 369.73 $19,118.72 $2,628.78 $16,489.93 $140,878.28

Octubre 9 357.86 $18,505.01 $2,544.40 $15,960.61 $156,838.89

Noviembre 10 346.37 $17,911.00 $2,462.72 $15,448.27 $172,287.16

Diciembre 11 335.26 $17,336.05 $2,383.67 $14,952.38 $187,239.54

TIR 276%

VAN $463,239.05

C/B 7.272839295

PRI 0.56


FIGURA 4.2 PERIÓDO DE RECUPERACIÓN ACTUAL DEL CAMPO JIVINO


-$10.000,00

$40.000,00

$90.000,00

$140.000,00

$190.000,00

$240.000,00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1

74

4.5.2 ESCENARIO OPTIMISTA

Para el escenario optimista, se considera un aumento de $ 10 dólares americanos al precio del barril de petróleo es decir $60,05 dólares. Esto contempla un aumento en el precio WTI. En la tabla 4.8 se detalla los resultados de los indicadores financieros para el campo Limoncocha, mientras que la figura 4.3 muestra el período de recuperación del mismo.

TABLA 4.8

RESULTADOS PARA EL ESCENARIO OPTIMISTA, DE LOS INDICADORES FINANCIEROS DEL CAMPO LIMONCOCHA



FLUJO DE CAJA

ACTUALIZADO

FLUJO DE CAJA

ACUMULADO

Enero 0 - $0.00 $9,545.80 -$9,545.80 -$9,545.80

Febrero 1 754.57 $46,839.00 $5,365.01 $41,473.99 $31,928.19

Marzo 2 729.97 $45,312.05 $5,190.11 $40,121.94 $72,050.13

Abril 3 706.18 $43,834.88 $5,020.91 $38,813.97 $110,864.10

Mayo 4 683.15 $42,405.86 $4,857.23 $37,548.63 $148,412.73

Junio 5 660.88 $41,023.43 $4,698.88 $36,324.55 $184,737.27

Julio 6 639.34 $39,686.06 $4,545.70 $35,140.36 $219,877.64

Agosto 7 618.50 $38,392.30 $4,397.51 $33,994.79 $253,872.43

Septiembre 8 598.33 $37,140.71 $4,254.15 $32,886.56 $286,758.99

Octubre 9 578.83 $35,929.92 $4,115.47 $31,814.46 $318,573.44

Noviembre 10 559.96 $34,758.61 $3,981.30 $30,777.31 $349,350.75

Diciembre 11 541.70 $33,625.48 $3,851.51 $29,773.97 $379,124.72

TIR 431%

VAN $960,931.75

C/B 8.730464042

PRI 0.30


FIGURA 4.3 PERIÓDO DE RECUPERACIÓN OPTIMISTA DEL CAMPO LIMONCOCHA


-$10.000,00

$40.000,00

$90.000,00

$140.000,00

$190.000,00

$240.000,00

$290.000,00

$340.000,00

$390.000,00

$440.000,00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1

75


RESULTADOS PARA EL ESCENARIO OPTIMISTA, DE LOS INDICADORES FINANCIEROS DEL CAMPO JIVINO



FLUJO DE CAJA

ACTUALIZADO

FLUJO DE CAJA

ACUMULADO

Enero 0 - $0.00 $7,412.80 -$7,412.80 -$7,412.80

Febrero 1 464.59 $28,824.00 $3,303.25 $25,520.75 $18,107.95

Marzo 2 449.68 $27,898.75 $3,197.21 $24,701.53 $42,809.49

Abril 3 435.24 $27,003.20 $3,094.58 $23,908.62 $66,718.10

Mayo 4 421.27 $26,136.40 $2,995.25 $23,141.15 $89,859.25

Junio 5 407.75 $25,297.42 $2,899.10 $22,398.32 $112,257.57

Julio 6 394.66 $24,485.37 $2,806.04 $21,679.33 $133,936.90

Agosto 7 381.99 $23,699.39 $2,715.97 $20,983.43 $154,920.33

Septiembre 8 369.73 $22,938.64 $2,628.78 $20,309.86 $175,230.18

Octubre 9 357.86 $22,202.31 $2,544.40 $19,657.91 $194,888.09

Noviembre 10 346.37 $21,489.62 $2,462.72 $19,026.89 $213,914.99

Diciembre 11 335.26 $20,799.80 $2,383.67 $18,416.13 $232,331.12 TIR 341% VAN $581,949.34 C/B 8.725954039 PRI 0.41


FIGURA 4.4 PERIÓDO DE RECUPERACIÓN OPTIMISTA DEL CAMPO JIVINO


-$10.000,00

$40.000,00

$90.000,00

$140.000,00

$190.000,00

$240.000,00

$290.000,00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1

76

4.5.3 ESCENARIO PESIMISTA

Para el escenario pesimista, se considera una disminución de $ 10 dólares americanos al precio del barril de petróleo es decir $40,05 dólares. Esto contempla una disminución en el precio WTI. En la tabla 4.10 se detalla los resultados de los indicadores financieros para el campo Limoncocha, mientras que la figura 4.5 muestra el período de recuperación del mismo. TABLA 4.10

RESULTADOS PARA EL ESCENARIO PESIMISTA, DE LOS INDICADORES FINANCIEROS DEL CAMPO LIMONCOCHA



FLUJO DE CAJA

ACTUALIZADO

FLUJO DE CAJA

ACUMULADO

Enero 0 - $0.00 $9,545.80 -$9,545.80 -$9,545.80

Febrero 1 754.57 $31,239.00 $5,365.01 $25,873.99 $16,328.19

Marzo 2 729.97 $30,220.61 $5,190.11 $25,030.50 $41,358.69

Abril 3 706.18 $29,235.42 $5,020.91 $24,214.51 $65,573.20

Mayo 4 683.15 $28,282.34 $4,857.23 $23,425.11 $88,998.31

Junio 5 660.88 $27,360.34 $4,698.88 $22,661.45 $111,659.77

Julio 6 639.34 $26,468.39 $4,545.70 $21,922.69 $133,582.46

Agosto 7 618.50 $25,605.52 $4,397.51 $21,208.01 $154,790.47

Septiembre 8 598.33 $24,770.78 $4,254.15 $20,516.63 $175,307.10

Octubre 9 578.83 $23,963.25 $4,115.47 $19,847.79 $195,154.89

Noviembre 10 559.96 $23,182.05 $3,981.30 $19,200.75 $214,355.64

Diciembre 11 541.70 $22,426.32 $3,851.51 $18,574.81 $232,930.45 TIR 268% VAN 575,650.50

C/B 5.822732471 PRI 0.58


FIGURA 4.5 PERIÓDO DE RECUPERACIÓN PESIMISTA DEL CAMPO LIMONCOCHA


-$10.000,00

$40.000,00

$90.000,00

$140.000,00

$190.000,00

$240.000,00

$290.000,00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1

77


RESULTADOS PARA EL ESCENARIO PESIMISTA, DE LOS INDICADORES FINANCIEROS DEL CAMPO JIVINO



FLUJO DE CAJA

ACTUALIZADO

FLUJO DE CAJA

ACUMULADO

Enero 0 - $0.00 $7,412.80 -$7,412.80 -$7,412.80

Febrero 1 464.59 $19,224.00 $3,303.25 $15,920.75 $8,507.95

Marzo 2 449.68 $18,606.91 $3,197.21 $15,409.69 $23,917.65

Abril 3 435.24 $18,009.63 $3,094.58 $14,915.04 $38,832.69

Mayo 4 421.27 $17,431.52 $2,995.25 $14,436.27 $53,268.96

Junio 5 407.75 $16,871.97 $2,899.10 $13,972.87 $67,241.83

Julio 6 394.66 $16,330.38 $2,806.04 $13,524.34 $80,766.16

Agosto 7 381.99 $15,806.17 $2,715.97 $13,090.21 $93,856.37

Septiembre 8 369.73 $15,298.79 $2,628.78 $12,670.01 $106,526.38

Octubre 9 357.86 $14,807.70 $2,544.40 $12,263.30 $118,789.68

Noviembre 10 346.37 $14,332.38 $2,462.72 $11,869.65 $130,659.33

Diciembre 11 335.26 $13,872.31 $2,383.67 $11,488.64 $142,147.97

TIR 212%

VAN $344,528.77

C/B 5.81972455

PRI 0.87


FIGURA 4.6 PERIÓDO DE RECUPERACIÓN PESIMISTA DEL CAMPO LIMONCOCHA


-$10.000,00

$10.000,00

$30.000,00

$50.000,00

$70.000,00

$90.000,00

$110.000,00

$130.000,00

$150.000,00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1

78

4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS

En los tres escenarios: actual, optimista y pesimista, el proyecto cumple con criterios satisfactorios, tanto para el campo Limoncocha como para el campo Jivino, ya que los indicadores económicos son positivos. Como se muestra en la tabla 4.12, estos valores indican que la recuperación de la inversión va a ser en menos de un mes. TABLA 4.12

RESULTADOS DE LOS INDICADORES FINANCIEROS DE LOS ESTADOS: ACTUAL, OPTIMISTA Y PESIMISTA

ESCENARIO ACTUAL

INDICADOR CAMPO LIMONCOCHA CAMPO JIVINO

TIR 350% 276% VAN $ 768,291.13 $ 463,239.05 C/B 7.276598256 7.272839295 PRI 0.40 0.56

ESCENARIO OPTIMISTA


TIR 431% 341% VAN $ 960,931.75 $ 581,949.34 C/B 8.730464042 8.725954039 PRI 0.30 0.41

ESCENARIO PESIMISTA


TIR 268% 212% VAN $ 575,650.50 $ 344,528.77 C/B 5.822732471 5.81972455 PRI 0.58 0.87


No fue necesario realizar un cambio de bomba, ya que en el Capítulo 3 de Análisis Nodal se analizó que las bombas trabajan dentro del rango óptimo, por ende, el costo de inversión va a ser por el incremento de frecuencia en la BES, que no requiere de tanta inversión, por lo tanto, la recuperación de la inversión va ser inmediata es decir en el primer mes.

79

CAPÍTULO 5

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

1. Mediante la propuesta del aumento de frecuencia para los dos pozos escogidos del campo Limoncocha, generarán un incremento de producción de 26 bppd, lo que indica un total de 780 bppm. Mientras que para los dos pozos escogidos del campo Jivino, generarán un incremento de producción de16 bppd, indicando un total de 480 bppm.

2. En el campo Limoncocha y Jivino en los tres escenarios sugeridos, cumplen con los criterios necesarios, para que el proyecto sea viable y satisfactorio, debido a que los resultados de los indicadores financieros son positivos.

3. Las presiones de reservorio en tres pozos están por encima del punto de

burbuja, lo que indica que estos reservorios son subsaturados, mientras que en un pozo presenta una presión de reservorio por debajo del punto de burbuja lo que muestra que es saturado. Las presiones de fondo fluyente de los cuatro pozos, son altas debido al mecanismo de empuje hidráulico lateral.

4. Mediante el análisis nodal realizado, se concluye que las bombas de los

cuatro pozos están trabajando dentro de los rangos óptimos, por lo que no es necesario realizar un redimensionamiento o cambio de bomba, por esta razón, solo se realizó escenarios de incremento de frecuencia, con lo cual se obtuvo buenos resultados debido a que siguen dentro del rango operacional de cada una de las bombas de los cuatro pozos.

5. En base a los resultados de aumento de producción, se procedió a realizar

el estudio económico en los dos campos pertenecientes del Bloque 15. Como no es necesario realizar un cambio de bomba, los escenarios de cambio de frecuencia son viables y rentables, debido a que no requiere de mayor inversión, teniendo como resultado que la inversión necesaria se recuperará en menos de un mes.

6. El programa realizado en el software Microsoft Excel basado en el método de Kermit Brown, dio excelentes resultados, ya que se ajustó al caudal de producción real en los cuatro pozos escogidos teniendo un error menor al 1%, de acuerdo a las condiciones reales de producción

7. Se tomo el método de la IPR compuesta, desarrollado por PETROBRAS, ya

que contempla flujo bifásico, es decir agua y petróleo, siendo la mejor opción para estos cuatro pozos, debido a que tienen un alto corte de agua.

80

5.2 RECOMENDACIONES

1. Es necesario tener la disponibilidad de todos los datos tanto del reservorio, producciones actuales, completaciones, PVT, parámetros de la bomba BES, para así realizar sin dificultades los programas necesarios requeridos para todo el estudio.

2. Es imprescindible corroborar la veracidad de las respuestas obtenidas al

momento de finalizar el programa en Excel, con un programa comercial como el SUMPUMP o PIPESIM, para tener errores mínimos.

3. Es necesario tener información de pruebas Build Up o de restauración de

presión actualizadas, para evitar realizar correlaciones con pozos vecinos, debido a que esto puede ocasionar un margen de error en los diferentes programas.

4. Se debe poseer costos desglosados de cada operación que se realice en el

pozo, para así tener mayor facilidad en el desarrollo del análisis técnico económico.

81

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84

GLOSARIO

TÉRMINO DEFINICIÓN

Arenisca: Roca sedimentaria formada por pequeños granos de arena compactados cuya dureza depende del tamaño de los granos que la componen.

Campo: Área geográfica en la que un número de pozos de petróleo y gas producen de una misma reserva probada, puede referirse únicamente a un área superficial o a formaciones subterráneas.

Caolinita: Un tipo de un mineral de arcilla del grupo de caolín, que se forma a través de la meteorización de feldespato y de los minerales del grupo de las micas. La caolinita no tiende a contraerse o a dilatarse con los cambios producidos en el contenido de agua.

Complejo: Se refiere a la serie de campos o plantas que comparten instalaciones superficiales comunes.

Cuarzo: Es un mineral compuesto de sílice y el más común de la corteza terrestre. Se destaca por su dureza y resistencia a la meteorización en la superficie terrestre.

Ducto: Es una tubería que se emplea para el transporte de fluidos, puede ser agua, petróleo y gas u otra sustancia.

Estratigrafía: Parte de la geología que estudia el origen, composición, distribución y sucesión de estratos rocosos.

Hidráulico: Se refiere a mecanismos cuyos movimientos son accionados por fuentes de agua o fluidos.

Litología: Es la parte de la geología que trata sobre las rocas. Estudia sus características y los diferentes tipos de rocas existentes.

Limo: Es un sedimento clástico, transportado por los ríos y por el viento que se deposita en el lecho de los cursos de agua o sobre los terrenos que han sido inundados.

Lutita: Roca sedimentaria detrítica de grano fino, formada por la consolidación de partículas de arcilla y limo en estratos delgados relativamente impermeables. Se considera la roca sedimentaria más abundante.

Monel: Es un material más duro que el cobre y extremadamente resistente a la corrosión.

Reserva: El volumen de hidrocarburo en el subsuelo, calculado a una fecha dada a condiciones atmosféricas, que se estima será producido técnica y económicamente, bajo el régimen fiscal aplicable, con cualquiera de los métodos y sistemas de extracción aplicables a la fecha de evaluación.

Sidetrack: Consiste en abandonar el hoyo original y perforar uno desviado a través de una ventana superficial en el revestidor.

Work Over: Se refiere al mantenimiento y reparación del pozo en el cual se usan técnicas como wireline, tubería.

85

ANEXOS

86

ANEXO Nº1

COMPLETACIONES DE LOS POZOS DEL CAMPO LIMONCOCHA

Y JIVINO

87

FIGURA8.1 COMPLETACIÓN POZO LIMONCOCHA-K31


88

FIGURA 8.2 COMPLETACIÓN POZO LIMONCOCHA-B57


89

FIGURA 8.3 COMPLETACIÓN POZO JIVINO-E22


90

FIGURA 8.4 COMPLETACIÓN POZO JIVINO-A19


91

ANEXO Nº2

IPR COMPUESTA Y CURVA INTAKE DE LOS CAMPOS

LIMONCOCHA Y JIVINO

92

TABLA 8.1

IPR COMPUESTA (A) Y CURVA INTAKE (B) DEL POZO LIMONCOCHA-K31


PWF q

3333 0 3000 136 2800 217 2600 298 2400 380 2200 461 2000 543 1800 624 1600 706 1400 787 1461 762 1200 868 1169 881 1006 947 806 1029 669 1083 500 1146 469 1157 360 1194 160 1228 0 1255

PIP q

2807 0 2474 136 2274 217 2074 298 1874 380 1674 461 1474 543 1274 624

1074 706 874 787 935 762 674 868 643 881 480 947 280 1029 143 1083 0 1137

(A)

(B)

93

TABLA 8.2

IPR COMPUESTA (A) Y CURVA INTAKE (B) DEL POZO LIMONCOCHA – B57


PWF q

3145 0

3095 17

2895 86

2516 217

2316 286

2116 355

1887 435

1687 504

1315 632

1115 701

1461 582

915 770

1169 683

1006 739

786 815

669 855

500 913

469 923

360 957

157 1001

0 1020

q PIP

0 2778

17 2728

86 2528

217 2149

286 1949

355 1749

435 1520

504 1320

632 948.

701 748

582 1094

770 548

683 802

739 639

815 419

855 302

913 133

923 102

955 0

(A)

(B)

94

TABLA 8.3

IPR COMPUESTA (A) Y CURVA INTAKE (B) DEL POZO JIVINO – A19


PWF q

3300 0

3250 50

3050 248

2850 446

2640 654

2440 852

2310 981

2110 1179

1910 1378

1881 1406

1681 1605

1485 1799

1285 1997

1085 2194

885 2393

685 2590

496 2770

296 2927

0 3114

q PIP

0 2955

50 2905

248 2705

446 2505

654 2295

852 2095

981 1965

1179 1765

1378 1565

1406 1536

1605 1336

1799 1140

1997 940

2194 740

2393 540

2590 340

2770 151

2896.4 0

(B)

(A)

95

TABLA 8.4

IPR COMPUESTA (A) Y CURVA INTAKE (B) DEL POZO JIVINO – E22


PWF q 3428 0 3328 37 3228 74 3128 112 3028 149 2928 186 2828 223 2728 260 2628 297 2572 318 2472 355 2372 393 2272 430 2172 467 2072 504 1972 541 1872 578 1772 616 1572 690 1472 727 1375 763 1275 800 1175 837 1075 875 975 911 875 949 775 986 681 1019 508 1077 408 1107

308 1129 189 1146 89 1160 39 1167 0 1172

q PIP

0 3058 37 2958 74 2858

112 2758 149 2658 186 2558 223 2458

260 2358 297 2258 318 2202 355 2102 393 2002 430 1902 467 1802 504 1702 541 1602 578 1502 616 1402 653 1302 690 1202 727 1102 763 1005 800 905 837 805 875 705 911 605 949 505 986 405 1019 311 1077 138 1107 38

1116.4 0

(B)

(A)

96

ANEXO Nº3

TABLAS DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS NODAL DE LOS DOS

POZOS DEL CAMPO LIMCOCHA Y LOS DOS POZOS DEL CAMPO

JIVINO

97

TABLA 8.5

BOMBEO LIQUIDO GAS LIMONCOCHA - K31 PRIMER PUNTO

P(psi) 4407,5 psia Actual @ 48 Hz

(Bomba D1150N)

Propuesta @50 Hz

(Bomba D1150N) Q(stbl/d) 947 BFPD

P3,1

[psi]

[psi]

Rs

[scf/BF]

Bo

[bbl/BF]

Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]

[bbl/d]

h

[ft/etapa]

St

[stage]

h

[ft/etapa]

St

[stage]

4407,5 4407,5 87,4 1,115 0,0007 1,021 967 - - - -

4307,5 4357,5 87,4 1,115 0,0007 1,021 967 21,7 11 23,5 10

4207,5 4257,5 87,4 1,115 0,0007 1,021 967 21,7 21 23,5 20

4107,5 4157,5 87,4 1,115 0,0007 1,021 967 21,7 32 23,5 29

4007,5 4057,5 87,4 1,115 0,0007 1,021 967 21,7 42 23,5 39

3907,5 3957,5 87,4 1,115 0,0007 1,021 967 21,7 53 23,5 49

3807,5 3857,5 87,4 1,115 0,0007 1,021 967 21,7 63 23,5 59

3707,5 3757,5 87,4 1,115 0,0007 1,021 967 21,7 74 23,5 68

3607,5 3657,5 87,4 1,115 0,0007 1,021 967 21,7 85 23,5 78

3507,5 3557,5 87,4 1,115 0,0008 1,021 967 21,7 95 23,5 88

3407,5 3457,5 87,4 1,115 0,0008 1,021 967 21,7 106 23,5 98

3307,5 3357,5 87,4 1,115 0,0008 1,021 967 21,7 116 23,5 107

3207,5 3257,5 87,4 1,115 0,0008 1,021 967 21,7 127 23,5 117

3107,5 3157,5 87,4 1,115 0,0008 1,021 967 21,7 138 23,5 127

3007,5 3057,5 87,4 1,115 0,0008 1,021 967 21,7 148 23,5 137

2907,5 2957,5 87,4 1,115 0,0008 1,021 967 21,7 159 23,5 147

2807,5 2857,5 87,4 1,115 0,0009 1,021 967 21,7 169 23,5 156

2707,5 2757,5 87,4 1,115 0,0009 1,021 967 21,7 180 23,5 166

2607,5 2657,5 87,4 1,115 0,0009 1,021 967 21,7 190 23,5 176

2507,5 2557,5 87,4 1,115 0,0010 1,021 966 21,7 201 23,5 186

2407,5 2457,5 87,4 1,115 0,0010 1,020 966 21,7 212 23,5 195

2307,5 2357,5 87,4 1,115 0,0010 1,020 966 21,7 222 23,5 205

2207,5 2257,5 87,4 1,115 0,0011 1,020 966 21,7 233 23,5 215

2107,5 2157,5 87,4 1,115 0,0011 1,020 966 21,7 243 23,5 225

2007,5 2057,5 87,4 1,115 0,0012 1,020 966 21,7 254 23,5 234

1907,5 1957,5 87,4 1,115 0,0012 1,020 966 21,7 264 23,5 244

1807,5 1857,5 87,4 1,115 0,0013 1,020 966 21,7 275 23,5 254

1707,5 1757,5 87,4 1,115 0,0014 1,019 965 21,8 286 23,6 264

1607,5 1657,5 87,4 1,115 0,0015 1,019 965 21,8 296 23,6 273

1507,5 1557,5 87,4 1,115 0,0016 1,019 965 21,8 307 23,6 283

1407,5 1457,5 87,4 1,115 0,0018 1,018 964 21,9 317 23,4 293

1307,5 1357,5 87,4 1,115 0,0019 1,018 964 21,9 327 23,4 303

1207,5 1257,5 87,4 1,115 0,0021 1,018 964 21,9 338 23,4 312

1107,5 1157,5 87,4 1,115 0,0023 1,017 963 22 348 23,4 322

1007,5 1057,5 87,4 1,115 0,0026 1,016 962 22,1 359 23,4 332

907,5 957,5 87,4 1,115 0,0029 1,015 962 22,2 369 23,3 342

807,5 857,5 87,4 1,115 0,0033 1,014 961 22,3 379 23,8 351

707,5 757,5 76,8 1,110 0,0038 1,015 961 22,3 389 23,8 361

607,5 657,5 64,7 1,105 0,0045 1,015 962 22,1 400 23,9 370


98

TABLA 8.6

BOMBEO LIQUIDO GAS LIMONCOCHA - K31 SEGUNDO PUNTO


(Bomba D1150N) Propuesta @50 Hz


P3,1

[psi]

[psi]

Rs

[scf/BF]

Bo

[bbl/BF]

Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]

[bbl/d]

h

[ft/etapa]

St

[stage]

h

[ft/etapa]

St

[stage]

4410,3 - - - - - - - - - -

4310,3 4360,3 87,45 1,115 0,0007 1,021 778 25,3 9 26,8 9

4210,3 4260,3 87,45 1,115 0,0007 1,021 778 24,65 18 26,8 17

4110,3 4160,3 87,45 1,115 0,0007 1,021 778 24,65 28 26,8 26

4010,3 4060,3 87,45 1,115 0,0007 1,021 778 24,65 37 26,8 34

3910,3 3960,3 87,45 1,115 0,0007 1,021 778 24,65 46 26,8 43

3810,3 3860,3 87,45 1,115 0,0007 1,021 778 24,65 56 26,8 51

3710,3 3760,3 87,45 1,115 0,0007 1,021 778 24,65 65 26,8 60

3610,3 3660,3 87,45 1,115 0,0007 1,021 778 24,65 74 26,8 69

3510,3 3560,3 87,45 1,115 0,0008 1,021 778 24,65 84 26,8 77

3410,3 3460,3 87,45 1,115 0,0008 1,021 778 24,65 93 26,8 86

3310,3 3360,3 87,45 1,115 0,0008 1,021 778 24,65 102 26,8 94

3210,3 3260,3 87,45 1,115 0,0008 1,021 778 24,65 112 26,8 103

3110,3 3160,3 87,45 1,115 0,0008 1,021 778 24,65 121 26,8 111

3010,3 3060,3 87,45 1,115 0,0008 1,021 778 24,65 130 26,8 120

2910,3 2960,3 87,45 1,115 0,0008 1,021 778 24,65 139 26,8 128

2810,3 2860,3 87,45 1,115 0,0009 1,021 778 24,65 149 26,8 137

2710,3 2760,3 87,45 1,115 0,0009 1,021 778 24,65 158 26,8 146

2610,3 2660,3 87,45 1,115 0,0009 1,021 778 24,65 167 26,8 154

2510,3 2560,3 87,45 1,115 0,0010 1,021 778 24,65 177 26,8 163

2410,3 2460,3 87,45 1,115 0,0010 1,020 778 24,65 186 26,8 171

2310,3 2360,3 87,45 1,115 0,0010 1,020 778 24,65 195 26,8 180

2210,3 2260,3 87,45 1,115 0,0011 1,020 777 24,7 205 26,9 188

2110,3 2160,3 87,45 1,115 0,0011 1,020 777 24,7 214 26,9 197

2010,3 2060,3 87,45 1,115 0,0012 1,020 777 24,7 223 26,9 205

1910,3 1960,3 87,45 1,115 0,0012 1,020 777 24,7 232 26,9 214

1810,3 1860,3 87,45 1,115 0,0013 1,020 777 24,7 242 26,9 222

1710,3 1760,3 87,45 1,115 0,0014 1,019 777 24,7 251 26,9 231

1610,3 1660,3 87,45 1,115 0,0015 1,019 777 24,7 260 26,9 240

1510,3 1560,3 87,45 1,115 0,0016 1,019 776 24,8 270 27 248

1410,3 1460,3 87,45 1,115 0,0018 1,018 776 24,8 279 27 257

1310,3 1360,3 87,45 1,115 0,0019 1,018 776 24,5 288 27 265

1210,3 1260,3 87,45 1,115 0,0021 1,018 775 24,5 297 27,1 273

1110,3 1160,3 87,45 1,115 0,0023 1,017 775 24,5 307 27,1 282

1010,3 1060,3 87,45 1,115 0,0026 1,016 774 24,5 316 27,2 290

910,3 960,3 87,45 1,115 0,0029 1,015 774 24,5 325 27,2 299

810,3 860,3 87,45 1,115 0,0033 1,014 773 24,5 335 27,3 307

710,3 760,3 77,11 1,111 0,0038 1,015 773 24,5 344 27,3 315

610,3 660,3 65,06 1,105 0,0045 1,015 774 24,5 353 27,2 324

510,3 560,3 53,38 1,100 0,0054 1,017 775 24,5 363 27,1 332

410,3 460,3 42,12 1,095 0,0067 1,020 777 24,5 372 26,9 341

310,3 360,3 31,36 1,091 0,0088 1,025 781 24,5 381 26,5 349

210,3 260,3 21,20 1,086 0,0124 1,034 788 24,5 391 26,4 358

110,3 160,3 11,82 1,082 0,0206 1,056 805 24,3 401 26,3 367


99

TABLA 8.7

BOMBEO LIQUIDO GAS LIMONCOCHA - K31 TERCER PUNTO




P3,1

[psi]

[psi]

Rs

[scf/BF]

Bo

[bbl/BF]

Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]

[bbl/d]

h

[ft/etapa]

St

[stage]

h

[ft/etapa]

St

[stage]

4407,7 - - - - - - - - - -

4307,7 4357,7 87,45 1,115 0,0007 1,021 900 23,3 10 25 9

4207,7 4257,7 87,45 1,115 0,0007 1,021 900 23,3 20 25 18

4107,7 4157,7 87,45 1,115 0,0007 1,021 900 23,3 30 25 28

4007,7 4057,7 87,45 1,115 0,0007 1,021 900 23,3 39 25 37

3907,7 3957,7 87,45 1,115 0,0007 1,021 900 23,3 49 25 46

3807,7 3857,7 87,45 1,115 0,0007 1,021 900 23,3 59 25 55

3707,7 3757,7 87,45 1,115 0,0007 1,021 900 23,3 69 25 64

3607,7 3657,7 87,45 1,115 0,0007 1,021 900 23,3 79 25 73

3507,7 3557,7 87,45 1,115 0,0008 1,021 900 23,3 89 25 83

3407,7 3457,7 87,45 1,115 0,0008 1,021 900 23,3 99 25 92

3307,7 3357,7 87,45 1,115 0,0008 1,021 900 23,3 108 25 101

3207,7 3257,7 87,45 1,115 0,0008 1,021 899 23,35 118 25,1 110

3107,7 3157,7 87,45 1,115 0,0008 1,021 899 23,35 128 25,1 119

3007,7 3057,7 87,45 1,115 0,0008 1,021 899 23,35 138 25,1 128

2907,7 2957,7 87,45 1,115 0,0008 1,021 899 23,35 148 25,1 138

2807,7 2857,7 87,45 1,115 0,0009 1,021 899 23,35 158 25,1 147

2707,7 2757,7 87,45 1,115 0,0009 1,021 899 23,35 167 25,1 156

2607,7 2657,7 87,45 1,115 0,0009 1,021 899 23,35 177 25,1 165

2507,7 2557,7 87,45 1,115 0,0010 1,021 899 23,35 187 25,1 174

2407,7 2457,7 87,45 1,115 0,0010 1,020 899 23,35 197 25,1 183

2307,7 2357,7 87,45 1,115 0,0010 1,020 899 23,35 207 25,1 192

2207,7 2257,7 87,45 1,115 0,0011 1,020 899 23,35 217 25,1 202

2107,7 2157,7 87,45 1,115 0,0011 1,020 899 23,35 226 25,1 211

2007,7 2057,7 87,45 1,115 0,0012 1,020 899 23,35 236 25,1 220

1907,7 1957,7 87,45 1,115 0,0012 1,020 898 23,36 246 25,2 229

1807,7 1857,7 87,45 1,115 0,0013 1,020 898 23,36 256 25,2 238

1707,7 1757,7 87,45 1,115 0,0014 1,019 898 23,36 266 25,2 247

1607,7 1657,7 87,45 1,115 0,0015 1,019 898 23,36 275 25,2 256

1507,7 1557,7 87,45 1,115 0,0016 1,019 898 23,36 285 25,2 265

1407,7 1457,7 87,45 1,115 0,0018 1,018 897 23,37 295 25,3 274

1307,7 1357,7 87,45 1,115 0,0019 1,018 897 23,37 305 25,3 283

1207,7 1257,7 87,45 1,115 0,0021 1,018 896 23,38 315 25,3 292

1107,7 1157,7 87,45 1,115 0,0023 1,017 896 23,38 324 25,4 301

1007,7 1057,7 87,45 1,115 0,0026 1,016 895 23,39 334 25,5 310

907,7 957,7 87,45 1,115 0,0029 1,015 895 23,39 344 25,5 319

807,7 857,7 87,45 1,115 0,0033 1,014 894 23,4 354 25,6 328

707,7 757,7 76,79 1,110 0,0038 1,015 894 23,4 363 25,6 337

607,7 657,7 64,75 1,105 0,0045 1,015 895 23,3 373 25,6 346

507,7 557,7 53,08 1,100 0,0054 1,017 896 23,3 383 25,4 355

407,7 457,7 41,84 1,095 0,0068 1,020 899 23,3 393 25,1 364

307,7 357,7 31,09 1,090 0,0089 1,025 903 23,3 403 25 374


100

TABLA 8.8

BOMBEO LIQUIDO GAS LIMONCOCHA - K31 CUARTO PUNTO

P(psi) 4409.1 psia ACTUAL @ 48 Hz

(Bomba D1150N)

PROPUESTA @ 50z


P3,1

[psi]

[psi]

Rs

[scf/BF]

Bo

[bbl/BF]

Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]

[bbl/d]

h

[ft/etapa]

St

[stage]

h

[ft/etapa]

St

[stage]

4409,1 - - - - - - - - - -

4309,1 4359,1 87,45 1,115 0,0007 1,0213 1106 18,6 12,3 20,3 11,31

4209,1 4259,1 87,45 1,115 0,0007 1,0213 1106 18,6 24,7 20,3 22,62

4109,1 4159,1 87,45 1,115 0,0007 1,0212 1106 18,6 37,0 20,3 33,93

4009,1 4059,1 87,45 1,115 0,0007 1,0212 1106 18,6 49,4 20,3 45,25

3909,1 3959,1 87,45 1,115 0,0007 1,0212 1106 18,6 61,7 20,3 56,56

3809,1 3859,1 87,45 1,115 0,0007 1,0212 1106 18,6 74,1 20,3 67,87

3709,1 3759,1 87,45 1,115 0,0007 1,0211 1106 18,6 86,4 20,3 79,18

3609,1 3659,1 87,45 1,115 0,0007 1,0211 1106 18,6 98,8 20,3 90,49

3509,1 3559,1 87,45 1,115 0,0008 1,0211 1106 18,6 111,1 20,3 101,80

3409,1 3459,1 87,45 1,115 0,0008 1,0211 1106 18,6 123,4 20,3 113,11

3309,1 3359,1 87,45 1,115 0,0008 1,0210 1106 18,6 135,8 20,3 124,41

3209,1 3259,1 87,45 1,115 0,0008 1,0210 1106 18,6 148,1 20,3 135,72

3109,1 3159,1 87,45 1,115 0,0008 1,0209 1106 18,6 160,5 20,3 147,03

3009,1 3059,1 87,45 1,115 0,0008 1,0209 1106 18,6 172,8 20,3 158,34

2909,1 2959,1 87,45 1,115 0,0008 1,0208 1106 18,6 185,1 20,3 169,64

2809,1 2859,1 87,45 1,115 0,0009 1,0208 1106 18,6 197,5 20,3 180,95

2709,1 2759,1 87,45 1,115 0,0009 1,0207 1105 18,6 209,8 20,3 192,26

2609,1 2659,1 87,45 1,115 0,0009 1,0206 1105 18,6 222,2 20,3 203,56

2509,1 2559,1 87,45 1,115 0,0010 1,0206 1105 18,6 234,5 20,3 214,86

2409,1 2459,1 87,45 1,115 0,0010 1,0205 1105 18,6 246,8 20,3 226,17

2309,1 2359,1 87,45 1,115 0,0010 1,0204 1105 18,6 259,2 20,3 237,47

2209,1 2259,1 87,45 1,115 0,0011 1,0202 1105 18,6 271,5 20,3 248,77

2109,1 2159,1 87,45 1,115 0,0011 1,0201 1105 18,6 283,8 20,3 260,07

2009,1 2059,1 87,45 1,115 0,0012 1,0200 1105 18,6 296,2 20,3 271,37

1909,1 1959,1 87,45 1,115 0,0012 1,0198 1104 18,7 308,4 20,2 282,72

1809,1 1859,1 87,45 1,115 0,0013 1,0196 1104 18,7 320,7 20,2 294,07

1709,1 1759,1 87,45 1,115 0,0014 1,0194 1104 18,7 332,9 20,2 305,41

1609,1 1659,1 87,45 1,115 0,0015 1,0191 1104 18,7 345,2 20,2 316,76

1509,1 1559,1 87,45 1,115 0,0016 1,0188 1103 18,8 357,4 20,1 328,15

1409,1 1459,1 87,45 1,115 0,0018 1,0185 1103 18,8 369,6 20,1 339,54

1309,1 1359,1 87,45 1,115 0,0019 1,0181 1103 18,9 381,7 20,2 350,88

1209,1 1259,1 87,45 1,115 0,0021 1,0176 1102 18,9 393,8 20,3 362,15

1109,1 1159,1 87,45 1,115 0,0023 1,0170 1101 19 405,8 20,3 373,41


101

TABLA 8.9

BOMBEO LIQUIDO GAS LIMONCOCHA - K31 QUINTO PUNTO




P3,1

[psi]

[psi]

Rs

[scf/BF]

Bo

[bbl/BF]

Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]

[bbl/d]

h

[ft/etapa]

St

[stage]

h

[ft/etapa]

St

[stage]

4410,9 - - - - - - - - - -

4310,9 4360,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 14,09 17,8 12,90

4210,9 4260,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 28,17 17,8 25,80

4110,9 4160,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 42,26 17,8 38,70

4010,9 4060,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 56,35 17,8 51,60

3910,9 3960,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 70,43 17,8 64,50

3810,9 3860,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 84,52 17,8 77,40

3710,9 3760,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 98,61 17,8 90,30

3610,9 3660,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 112,69 17,8 103,20

3510,9 3560,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 126,78 17,8 116,09

3410,9 3460,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 140,86 17,8 128,99

3310,9 3360,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 154,95 17,8 141,89

3210,9 3260,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 169,03 17,8 154,78

3110,9 3160,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 183,11 17,8 167,68

3010,9 3060,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 197,19 17,8 180,58

2910,9 2960,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 211,28 17,8 193,47

2810,9 2860,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 225,36 17,8 206,37

2710,9 2760,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 239,44 17,8 219,26

2610,9 2660,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 253,51 17,8 232,15

2510,9 2560,9 87,45 1,115 0,001 1,021 1219 16,3 267,59 17,8 245,04

2410,9 2460,9 87,45 1,115 0,001 1,020 1218 16,4 281,58 17,9 257,86

2310,9 2360,9 87,45 1,115 0,001 1,020 1218 16,4 295,57 17,9 270,68

2210,9 2260,9 87,45 1,115 0,001 1,020 1218 16,4 309,56 17,9 283,49

2110,9 2160,9 87,45 1,115 0,001 1,020 1218 16,4 323,55 17,9 296,31

2010,9 2060,9 87,45 1,115 0,001 1,020 1218 16,4 337,53 17,9 309,12

1910,9 1960,9 87,45 1,115 0,001 1,020 1218 16,4 351,51 17,9 321,93

1810,9 1860,9 87,45 1,115 0,001 1,020 1217 16,5 365,40 18 334,66

1710,9 1760,9 87,45 1,115 0,001 1,019 1217 16,5 379,30 18 347,40

1610,9 1660,9 87,45 1,115 0,002 1,019 1217 16,5 393,18 18 360,13

1510,9 1560,9 87,45 1,115 0,002 1,019 1216 16,5 407,07 18,1 372,78

1410,9 1460,9 87,45 1,115 0,002 1,018 1216 16,55 420,90 18,1 385,44


102

TABLA 8.10

BOMBEO LIQUIDO GAS LIMONCOCHA – B57 PRIMER PUNTO

P(psi) 4345.3 psia ACTUAL @ 58.5 Hz

(Bomba P10)

PROPUESTA @ 59,5 Hz

(Bomba P10) Q(stbl/d) 217.3 BFPD

P3,1

[psi]

[psi]

Rs

[scf/BF]

Bo

[bbl/BF]

Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]

[bbl/d]

h

[ft/etapa]

St

[stage]

h

[ft/etapa] St [stage]

4345,3 4345,3 92,4 1,118 0,0007 1,027 223 - - - -

4245,3 4295,3 92,4 1,118 0,0007 1,027 223 25 9 27 9

4145,3 4195,3 92,4 1,118 0,0007 1,027 223 25 19 27 17

4045,3 4095,3 92,4 1,118 0,0007 1,027 223 25 28 27 26

3945,3 3995,3 92,4 1,118 0,0007 1,027 223 25 37 27 34

3845,3 3895,3 92,4 1,118 0,0007 1,027 223 25 47 27 43

3745,3 3795,3 92,4 1,118 0,0007 1,027 223 25 56 27 52

3645,3 3695,3 92,4 1,118 0,0007 1,027 223 25 65 27 60

3545,3 3595,3 92,4 1,118 0,0007 1,027 223 25 74 27 69

3445,3 3495,3 92,4 1,118 0,0008 1,027 223 25 84 27 78

3345,3 3395,3 92,4 1,118 0,0008 1,027 223 25 93 27 86

3245,3 3295,3 92,4 1,118 0,0008 1,027 223 25 102 27 95

3145,3 3195,3 92,4 1,118 0,0008 1,027 223 25 112 27 103

3045,3 3095,3 92,4 1,118 0,0008 1,027 223 25 121 27 112

2945,3 2995,3 92,4 1,118 0,0008 1,027 223 25 130 27 121

2845,3 2895,3 92,4 1,118 0,0009 1,027 223 25 140 27 129

2745,3 2795,3 92,4 1,118 0,0009 1,026 223 25 149 27 138

2645,3 2695,3 92,4 1,118 0,0009 1,026 223 25 158 27 147

2545,3 2595,3 92,4 1,118 0,0009 1,026 223 25 168 27 155

2445,3 2495,3 92,4 1,118 0,0010 1,026 223 25 177 27 164

2345,3 2395,3 92,4 1,118 0,0010 1,026 223 25 186 27 172

2245,3 2295,3 92,4 1,118 0,0011 1,026 223 25 195 27 181

2145,3 2195,3 92,4 1,118 0,0011 1,025 223 25 205 27 190

2045,3 2095,3 92,4 1,118 0,0012 1,025 223 25 214 27 198

1945,3 1995,3 92,4 1,118 0,0012 1,025 223 25 223 27 207

1845,3 1895,3 92,4 1,118 0,0013 1,025 223 25 233 27 215

1745,3 1795,3 92,4 1,118 0,0014 1,024 223 25 242 27 224

1645,3 1695,3 92,4 1,118 0,0015 1,024 222 25,1 251 27,3 233

1545,3 1595,3 92,4 1,118 0,0016 1,023 222 25,1 260 27,3 241

1445,3 1495,3 92,4 1,118 0,0017 1,023 222 25,1 270 27,3 250

1345,3 1395,3 92,4 1,118 0,0019 1,022 222 25,1 279 27,3 258

1245,3 1295,3 92,4 1,118 0,0020 1,021 222 25,1 288 27,3 267

1145,3 1195,3 92,4 1,118 0,0022 1,020 222 25,1 298 27,3 275

1045,3 1095,3 92,4 1,118 0,0025 1,019 221 25,2 307 27,4 284

945,3 995,3 92,4 1,118 0,0028 1,018 221 25,2 316 27,4 293

845,3 895,3 92,4 1,118 0,0032 1,016 221 25,2 325 27,4 301

745,3 795,3 86,0 1,115 0,0036 1,015 221 25,2 334 27,4 310

645,3 695,3 73,2 1,109 0,0042 1,015 221 25,2 344 27,4 318

545,3 595,3 60,7 1,103 0,0051 1,016 221 25,2 353 27,4 327

445,3 495,3 48,6 1,098 0,0062 1,018 221 25,2 362 27,4 335


103

TABLA 8.11

BOMBEO LIQUIDO GAS LIMONCOCHA – B57 SEGUNDO PUNTO

P(psi) 4291 psia ACTUAL @ 58.5 Hz

(Bomba P10) PROPUESTA @ 59,5

Hz (Bomba P10) Q(stbl/d) 434.61 BFPD

P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]

[bbl/d] h

[ft/etapa] St

[stage] h [ft/etapa]

St

[stage]

4291 - - - - - - - - - -

4191 4241 92,44 1,118 0,0007 1,027 447 22 11 24 10

4091 4141 92,44 1,118 0,0007 1,027 446 22,2 21 24,2 19

3991 4041 92,44 1,118 0,0007 1,027 446 22,2 32 24,2 29

3891 3941 92,44 1,118 0,0007 1,027 446 22,2 42 24,2 39

3791 3841 92,44 1,118 0,0007 1,027 446 22,2 53 24,2 49

3691 3741 92,44 1,118 0,0007 1,027 446 22,2 63 24,2 58

3591 3641 92,44 1,118 0,0007 1,027 446 22,2 74 24,2 68

3491 3541 92,44 1,118 0,0008 1,027 446 22,2 85 24,2 78

3391 3441 92,44 1,118 0,0008 1,027 446 22,2 95 24,2 87

3291 3341 92,44 1,118 0,0008 1,027 446 22,2 106 24,2 97

3191 3241 92,44 1,118 0,0008 1,027 446 22,2 116 24,2 107

3091 3141 92,44 1,118 0,0008 1,027 446 22,2 127 24,2 116

2991 3041 92,44 1,118 0,0008 1,027 446 22,2 138 24,2 126

2891 2941 92,44 1,118 0,0009 1,027 446 22,2 148 24,2 136

2791 2841 92,44 1,118 0,0009 1,027 446 22,2 159 24,2 145

2691 2741 92,44 1,118 0,0009 1,026 446 22,2 169 24,2 155

2591 2641 92,44 1,118 0,0009 1,026 446 22,2 180 24,2 165

2491 2541 92,44 1,118 0,0010 1,026 446 22,2 190 24,2 175

2391 2441 92,44 1,118 0,0010 1,026 446 22,2 201 24,2 184

2291 2341 92,44 1,118 0,0010 1,026 446 22,2 212 24,2 194

2191 2241 92,44 1,118 0,0011 1,026 446 22,2 222 24,2 204

2091 2141 92,44 1,118 0,0011 1,025 446 22,2 233 24,2 213

1991 2041 92,44 1,118 0,0012 1,025 446 22,2 243 24,2 223

1891 1941 92,44 1,118 0,0013 1,025 445 22,2 254 24,2 233

1791 1841 92,44 1,118 0,0013 1,024 445 22,3 264 24,3 242

1691 1741 92,44 1,118 0,0014 1,024 445 22,3 275 24,3 252

1591 1641 92,44 1,118 0,0015 1,024 445 22,3 285 24,3 262

1491 1541 92,44 1,118 0,0016 1,023 445 22,3 296 24,3 271

1391 1441 92,44 1,118 0,0018 1,022 444 22,4 306 24,4 281

1291 1341 92,44 1,118 0,0019 1,022 444 22,4 317 24,4 291

1191 1241 92,44 1,118 0,0021 1,021 444 22,4 328 24,4 300

1091 1141 92,44 1,118 0,0024 1,020 443 22,5 338 24,5 310

991 1041 92,44 1,118 0,0026 1,018 443 22,5 349 24,5 319

891 941 92,44 1,118 0,0030 1,017 442 22,6 359 24,6 329

791 841 92,04 1,117 0,0034 1,015 441 22,7 369 24,7 339

691 741 79,02 1,112 0,0039 1,015 441 22,7 380 24,7 348

591 641 66,36 1,106 0,0047 1,016 441 22,7 390 24,7 358

491 541 54,09 1,101 0,0056 1,017 442 22,6 401 24,6 367

391 441 42,29 1,095 0,0071 1,020 443 22,4 411 24,4 377


104

TABLA 8.12 BOMBEO LIQUIDO GAS LIMONCOCHA – B57 TERCER PUNTO


(Bomba P10)

PROPUESTA @ 59,5

Hz (Bomba P10) Q(stbl/d) 632 BFPD

P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]

[bbl/d] h [ft/etapa]

St


St

[stage]

4268,4 - - - - - - - - - -

4168,4 4218,4 92,44 1,118 0,0007 1,027 649 21 11 23 10

4068,4 4118,4 92,44 1,118 0,0007 1,027 649 21 22 23 20

3968,4 4018,4 92,44 1,118 0,0007 1,027 649 21 33 23 30

3868,4 3918,4 92,44 1,118 0,0007 1,027 649 21 44 23 40

3768,4 3818,4 92,44 1,118 0,0007 1,027 649 21 55 23 51

3668,4 3718,4 92,44 1,118 0,0007 1,027 649 21 67 23 61

3568,4 3618,4 92,44 1,118 0,0007 1,027 649 21 78 23 71

3468,4 3518,4 92,44 1,118 0,0008 1,027 649 21 89 23 81

3368,4 3418,4 92,44 1,118 0,0008 1,027 649 21 100 23 91

3268,4 3318,4 92,44 1,118 0,0008 1,027 649 21 111 23 101

3168,4 3218,4 92,44 1,118 0,0008 1,027 649 21 122 23 111

3068,4 3118,4 92,44 1,118 0,0008 1,027 649 21 133 23 121

2968,4 3018,4 92,44 1,118 0,0008 1,027 649 21 144 23 132

2868,4 2918,4 92,44 1,118 0,0009 1,027 649 21 155 23 142

2768,4 2818,4 92,44 1,118 0,0009 1,027 649 21 166 23 152

2668,4 2718,4 92,44 1,118 0,0009 1,026 649 21 177 23 162

2568,4 2618,4 92,44 1,118 0,0009 1,026 649 21 188 23 172

2468,4 2518,4 92,44 1,118 0,0010 1,026 648 21,1 199 23,1 182

2368,4 2418,4 92,44 1,118 0,0010 1,026 648 21,1 211 23,1 192

2268,4 2318,4 92,44 1,118 0,0010 1,026 648 21,1 222 23,1 202

2168,4 2218,4 92,44 1,118 0,0011 1,026 648 21,1 233 23,1 212

2068,4 2118,4 92,44 1,118 0,0011 1,025 648 21,1 244 23,1 223

1968,4 2018,4 92,44 1,118 0,0012 1,025 648 21,1 255 23,1 233

1868,4 1918,4 92,44 1,118 0,0013 1,025 648 21,1 266 23,1 243

1768,4 1818,4 92,44 1,118 0,0014 1,024 647 21,2 277 23,2 253

1668,4 1718,4 92,44 1,118 0,0014 1,024 647 21,2 288 23,2 263

1568,4 1618,4 92,44 1,118 0,0016 1,023 647 21,2 299 23,2 273

1468,4 1518,4 92,44 1,118 0,0017 1,023 646 21,3 310 23,3 283

1368,4 1418,4 92,44 1,118 0,0018 1,022 646 21,3 321 23,3 293

1268,4 1318,4 92,44 1,118 0,0020 1,021 646 21,3 332 23,3 303

1168,4 1218,4 92,44 1,118 0,0022 1,021 645 21,4 343 23,4 313

1068,4 1118,4 92,44 1,118 0,0024 1,019 644 21,5 354 23,5 323

968,4 1018,4 92,44 1,118 0,0027 1,018 643 21,6 365 23,6 333

868,4 918,4 92,44 1,118 0,0031 1,017 642 21,7 376 23,7 343


105

TABLA 8.13

BOMBEO LIQUIDO GAS LIMONCOCHA – B57 CUARTO PUNTO


(Bomba P10)

PROPUESTA @ 59,5


P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]


St


St

[stage]

4269,4 - - - - - - - - - -

4169,4 4219,4 92,44 1,118 0,0007 1,0274 837 19 12 21 11

4069,4 4119,4 92,44 1,118 0,0007 1,0273 837 19 25 21 22

3969,4 4019,4 92,44 1,118 0,0007 1,0273 837 19 37 21 33

3869,4 3919,4 92,44 1,118 0,0007 1,0273 837 19 49 21 44

3769,4 3819,4 92,44 1,118 0,0007 1,0272 837 19 61 21 55

3669,4 3719,4 92,44 1,118 0,0007 1,0272 837 19 74 21 66

3569,4 3619,4 92,44 1,118 0,0007 1,0271 837 19 86 21 77

3469,4 3519,4 92,44 1,118 0,0008 1,0271 837 19 98 21 87

3369,4 3419,4 92,44 1,118 0,0008 1,0270 837 19 110 21 100

3269,4 3319,4 92,44 1,118 0,0008 1,0269 837 19 123 21 111

3169,4 3219,4 92,44 1,118 0,0008 1,0269 837 19 135 21 122

3069,4 3119,4 92,44 1,118 0,0008 1,0268 837 19 147 21 133

2969,4 3019,4 92,44 1,118 0,0008 1,0267 837 19 159 21 144

2869,4 2919,4 92,44 1,118 0,0009 1,0266 837 19 172 21 155

2769,4 2819,4 92,44 1,118 0,0009 1,0265 836 19,01 184 21,01 166

2669,4 2719,4 92,44 1,118 0,0009 1,0264 836 19,01 196 21,01 177

2569,4 2619,4 92,44 1,118 0,0009 1,0263 836 19,01 208 21,01 188

2469,4 2519,4 92,44 1,118 0,0010 1,0261 836 19,01 221 21,01 199

2369,4 2419,4 92,44 1,118 0,0010 1,0259 836 19,01 233 21,01 211

2269,4 2319,4 92,44 1,118 0,0010 1,0257 836 19,01 245 21,01 222

2169,4 2219,4 92,44 1,118 0,0011 1,0255 836 19,01 257 21,01 233

2069,4 2119,4 92,44 1,118 0,0011 1,0253 835 19,02 269 21,02 244

1969,4 2019,4 92,44 1,118 0,0012 1,0250 835 19,02 282 21,02 255

1869,4 1919,4 92,44 1,118 0,0013 1,0247 835 19,02 294 21,02 266

1769,4 1819,4 92,44 1,118 0,0014 1,0243 835 19,02 306 21,02 277

1669,4 1719,4 92,44 1,118 0,0014 1,0239 834 19,03 318 21,03 288

1569,4 1619,4 92,44 1,118 0,0016 1,0234 834 19,04 331 21,04 299

1469,4 1519,4 92,44 1,118 0,0017 1,0229 834 19,04 343 21,04 310

1369,4 1419,4 92,44 1,118 0,0018 1,0222 833 19,05 355 21,05 321

1269,4 1319,4 92,44 1,118 0,0020 1,0215 832 19,06 367 21,06 332

1169,4 1219,4 92,44 1,118 0,0022 1,0206 832 19,06 379 21,06 343

1069,4 1119,4 92,44 1,118 0,0024 1,0195 831 19,07 391 21,’07 354


106

TABLA 8.14

BOMBEO LIQUIDO GAS LIMONCOCHA – B57 QUINTO PUNTO


(Bomba P10)

PROPUESTA @ 59,5


P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]


St


St

[stage]

4267,3 - - - - - - - - - -

4167,3 4217,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1028 17 13 19 12

4067,3 4117,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1028 17 27 19 24

3967,3 4017,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1028 17 41 19 36

3867,3 3917,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1028 17 54 19 49

3767,3 3817,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1028 17 68 19 61

3667,3 3717,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1028 17 82 19 73

3567,3 3617,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1028 17 95 19 85

3467,3 3517,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1028 17 109 19 98

3367,3 3417,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1028 17 123 19 110

3267,3 3317,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1027 17,03 136 19,03 122

3167,3 3217,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1027 17,03 150 19,03 134

3067,3 3117,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1027 17,03 164 19,03 147

2967,3 3017,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1027 17,03 177 19,03 159

2867,3 2917,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1027 17,03 191 19,03 171

2767,3 2817,3 92,44 1,118 0,001 1,027 1027 17,03 205 19,03 183

2667,3 2717,3 92,44 1,118 0,001 1,026 1027 17,03 219 19,03 195

2567,3 2617,3 92,44 1,118 0,001 1,026 1027 17,03 232 19,03 208

2467,3 2517,3 92,44 1,118 0,001 1,026 1027 17,03 246 19,03 220

2367,3 2417,3 92,44 1,118 0,001 1,026 1026 17,04 260 19,04 232

2267,3 2317,3 92,44 1,118 0,001 1,026 1026 17,04 273 19,04 244

2167,3 2217,3 92,44 1,118 0,001 1,026 1026 17,04 287 19,04 257

2067,3 2117,3 92,44 1,118 0,001 1,025 1026 17,04 301 19,04 269

1967,3 2017,3 92,44 1,118 0,001 1,025 1026 17,04 314 19,04 281

1867,3 1917,3 92,44 1,118 0,001 1,025 1025 17,05 328 19,05 293

1767,3 1817,3 92,44 1,118 0,001 1,024 1025 17,05 342 19,05 306

1667,3 1717,3 92,44 1,118 0,001 1,024 1024 17,06 355 19,06 318

1567,3 1617,3 92,44 1,118 0,002 1,023 1024 17,06 369 19,06 330

1467,3 1517,3 92,44 1,118 0,002 1,023 1023 17,07 383 19,07 342

1367,3 1417,3 92,44 1,118 0,002 1,022 1023 17,07 396 19,07 354

1267,3 1317,3 92,44 1,118 0,002 1,021 1022 17,08 410 19,08 367


107

TABLA 8.15

BOMBEO LIQUIDO GAS JIVINO – A19 PRIMER PUNTO

P(psi) 4189.1 psia ACTUAL @ 54,2 Hz

Bomba (WE-1500)

PROPUESTA @

55,5 Hz Bomba

(WE-1500) Q(stbl/d) 654.11 BFPD

P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]

[bbl/d] h

[ft/etapa] St

[stage] h

[ft/etapa] St

[stage]

4189.1 4189.1 81.719 1.122 0.00072 1.018 665.6 - - - -

4089.1 4139.1 81.719 1.122 0.00072 1.018 665.6 50.0 4 53.5 4

3989.1 4039.1 81.719 1.122 0.00073 1.018 665.7 50.0 9 53.5 9

3889.1 3939.1 81.719 1.122 0.00074 1.018 665.7 50.0 13 53.5 13

3789.1 3839.1 81.719 1.122 0.00075 1.018 665.8 50.0 18 53.5 17

3689.1 3739.1 81.719 1.122 0.00077 1.018 665.9 50.0 23 53.5 22

3589.1 3639.1 81.719 1.122 0.00078 1.018 666.0 49.9 27 52.3 26

3489.1 3539.1 81.719 1.122 0.00079 1.018 666.1 49.9 32 52.3 30

3389.1 3439.1 81.719 1.122 0.00081 1.018 666.2 49.9 36 52.3 35

3289.1 3339.1 81.719 1.122 0.00082 1.019 666.3 49.9 41 52.3 39

3189.1 3239.1 81.719 1.122 0.00084 1.019 666.4 49.9 46 52.3 43

3089.1 3139.1 81.719 1.122 0.00086 1.019 666.6 49.9 50 52.3 47

2989.1 3039.1 81.719 1.122 0.00088 1.019 666.7 49.9 55 52.3 52

2889.1 2939.1 81.719 1.122 0.00090 1.020 666.9 49.9 60 52.3 56

2789.1 2839.1 81.719 1.122 0.00093 1.020 667.1 49.8 64 52.1 60

2689.1 2739.1 81.719 1.122 0.00096 1.020 667.3 49.8 69 52.1 65

2589.1 2639.1 81.719 1.122 0.00099 1.020 667.5 49.8 73 52.1 69

2489.1 2539.1 81.719 1.122 0.00103 1.021 667.8 49.8 78 52.1 73

2389.1 2439.1 81.719 1.122 0.00107 1.021 668.0 49.7 83 52.0 78

2289.1 2339.1 81.719 1.122 0.00111 1.022 668.4 49.7 87 52.0 82

2189.1 2239.1 81.719 1.122 0.00116 1.022 668.7 49.7 92 52.0 86

2089.1 2139.1 81.719 1.122 0.00122 1.023 669.1 49.7 97 52.0 90

1989.1 2039.1 81.719 1.122 0.00128 1.024 669.6 49.7 101 52.0 95

1889.1 1939.1 81.719 1.122 0.00135 1.024 670.1 49.6 106 51.9 99

1789.1 1839.1 81.719 1.122 0.00144 1.025 670.7 49.6 111 51.9 103

1689.1 1739.1 81.719 1.122 0.00153 1.026 671.3 49.6 115 51.9 108

1589.1 1639.1 81.719 1.122 0.00164 1.028 672.1 49.5 120 51.8 113

1489.1 1539.1 81.719 1.122 0.00176 1.029 673.0 49.4 125 51.7 117

1389.1 1439.1 81.719 1.122 0.00191 1.030 674.0 49.3 129 51.6 121

1289.1 1339.1 81.719 1.122 0.00208 1.032 675.2 49.1 134 51.4 126

1189.1 1239.1 81.719 1.122 0.00227 1.034 676.6 49.0 139 51.3 130

1089.1 1139.1 81.719 1.122 0.00251 1.037 678.3 48.8 143 51.2 134

989.1 1039.1 81.719 1.122 0.00280 1.040 680.3 48.6 148 51.0 138


108

TABLA 8.16

BOMBEO LIQUIDO GAS JIVINO – A19 SEGUNDO PUNTO

P(psi) 4177.5 psia ESTADO ACTUAL @

54,2 Hz

Bomba (WE-1500)

PROPUESTA @ 55,5

Hz

Bomba (WE-1500) Q(stbl/d) 981.16 BFPD

P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]


St


St

[stage]

4177.5 - - - - - - - - - -

4077.5 4127.5 81.719 1.122 0.00072 1.018 998.4 47.0 4 50.0 4

3977.5 4027.5 81.719 1.122 0.00073 1.018 998.5 47.0 9 50.0 9

3877.5 3927.5 81.719 1.122 0.00074 1.018 998.6 47.0 14 50.0 13

3777.5 3827.5 81.719 1.122 0.00076 1.018 998.7 47.0 19 50.0 18

3677.5 3727.5 81.719 1.122 0.00077 1.018 998.9 47.0 24 50.0 23

3577.5 3627.5 81.719 1.122 0.00078 1.018 999.0 46.9 29 49.9 27

3477.5 3527.5 81.719 1.122 0.00079 1.018 999.1 46.9 34 49.9 32

3377.5 3427.5 81.719 1.122 0.00081 1.018 999.3 46.9 39 49.9 36

3277.5 3327.5 81.719 1.122 0.00082 1.019 999.5 46.9 44 49.9 41

3177.5 3227.5 81.719 1.122 0.00084 1.019 999.7 46.9 49 49.9 46

3077.5 3127.5 81.719 1.122 0.00086 1.019 999.9 46.9 54 49.9 50

2977.5 3027.5 81.719 1.122 0.00088 1.019 1000.1 46.7 58 49.8 55

2877.5 2927.5 81.719 1.122 0.00091 1.020 1000.4 46.7 63 49.8 60

2777.5 2827.5 81.719 1.122 0.00093 1.020 1000.6 46.7 68 49.8 64

2677.5 2727.5 81.719 1.122 0.00096 1.020 1001.0 46.6 73 49.7 69

2577.5 2627.5 81.719 1.122 0.00100 1.021 1001.3 46.6 78 49.7 73

2477.5 2527.5 81.719 1.122 0.00103 1.021 1001.7 46.6 83 49.7 78

2377.5 2427.5 81.719 1.122 0.00107 1.021 1002.1 46.5 88 49.6 83

2277.5 2327.5 81.719 1.122 0.00112 1.022 1002.6 46.5 93 49.6 87

2177.5 2227.5 81.719 1.122 0.00117 1.022 1003.1 46.4 98 49.4 92

2077.5 2127.5 81.719 1.122 0.00123 1.023 1003.8 46.4 103 49.4 97

1977.5 2027.5 81.719 1.122 0.00129 1.024 1004.4 46.3 108 49.3 101

1877.5 1927.5 81.719 1.122 0.00136 1.025 1005.2 46.3 113 49.3 106

1777.5 1827.5 81.719 1.122 0.00145 1.025 1006.1 46.2 118 49.2 111

1677.5 1727.5 81.719 1.122 0.00154 1.026 1007.1 46.1 123 49.1 115

1577.5 1627.5 81.719 1.122 0.00165 1.028 1008.3 45.9 128 49.0 120

1477.5 1527.5 81.719 1.122 0.00178 1.029 1009.6 45.9 133 48.9 125

1377.5 1427.5 81.719 1.122 0.00192 1.031 1011.2 45.7 137 48.6 129

1277.5 1327.5 81.719 1.122 0.00210 1.033 1013.0 45.6 142 48.5 134

1177.5 1227.5 81.719 1.122 0.00230 1.035 1015.2 45.4 147 48.3 139


109

TABLA 8.17

BOMBEO LIQUIDO GAS JIVINO – A19 TERCER PUNTO


54,2 Hz

Bomba (WE-1500)

PROPUESTA @ 55,5

Hz

Bomba (WE-1500) Q(stbl/d) 1406 BFPD

P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]


St


St

[stage]

4172.7 - - - - - - - - - -

4072.7 4122.7 81.72 1.122 0.00072 1.018 1430.7 39.5 5 43.7 5

3972.7 4022.7 81.72 1.122 0.00073 1.018 1430.9 39.5 11 43.7 10

3872.7 3922.7 81.72 1.122 0.00074 1.018 1431.0 39.5 17 43.7 15

3772.7 3822.7 81.72 1.122 0.00076 1.018 1431.2 39.5 23 43.7 21

3672.7 3722.7 81.72 1.122 0.00077 1.018 1431.4 39.4 29 43.6 26

3572.7 3622.7 81.72 1.122 0.00078 1.018 1431.6 39.4 35 43.6 31

3472.7 3522.7 81.72 1.122 0.00079 1.018 1431.8 39.4 40 43.6 37

3372.7 3422.7 81.72 1.122 0.00081 1.019 1432.0 39.3 46 43.5 42

3272.7 3322.7 81.72 1.122 0.00083 1.019 1432.3 39.3 52 43.5 47

3172.7 3222.7 81.72 1.122 0.00084 1.019 1432.5 39.3 58 43.5 53

3072.7 3122.7 81.72 1.122 0.00086 1.019 1432.8 39.3 64 43.5 58

2972.7 3022.7 81.72 1.122 0.00088 1.019 1433.2 39.2 70 43.4 63

2872.7 2922.7 81.72 1.122 0.00091 1.020 1433.5 39.2 76 43.4 69

2772.7 2822.7 81.72 1.122 0.00094 1.020 1433.9 39.2 81 43.4 74

2672.7 2722.7 81.72 1.122 0.00096 1.020 1434.4 39.2 87 43.4 79

2572.7 2622.7 81.72 1.122 0.00100 1.021 1434.9 39.1 93 43.3 85

2472.7 2522.7 81.72 1.122 0.00103 1.021 1435.4 39.1 99 43.3 90

2372.7 2422.7 81.72 1.122 0.00107 1.021 1436.1 39.1 105 43.3 95

2272.7 2322.7 81.72 1.122 0.00112 1.022 1436.8 39.1 111 43.3 100

2172.7 2222.7 81.72 1.122 0.00117 1.022 1437.5 39.1 117 43.3 106

2072.7 2122.7 81.72 1.122 0.00123 1.023 1438.4 39.0 122 43.2 111

1972.7 2022.7 81.72 1.122 0.00129 1.024 1439.4 39.0 128 43.2 116

1872.7 1922.7 81.72 1.122 0.00137 1.025 1440.5 38.9 134 43.1 122

1772.7 1822.7 81.72 1.122 0.00145 1.025 1441.8 38.7 140 42.9 127

1672.7 1722.7 81.72 1.122 0.00155 1.027 1443.3 38.6 146 42.8 133

1572.7 1622.7 81.72 1.122 0.00166 1.028 1445.0 38.5 152 42.7 138

1472.7 1522.7 81.72 1.122 0.00178 1.029 1446.9 38.4 158. 42.6 143


110

TABLA 8.18

BOMBEO LIQUIDO GAS JIVINO – A19 CUARTO PUNTO


54,2 Hz

Bomba (WE-1500)

PROPUESTA @ 55,5

Hz


P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]


St


St

[stage]

4175.1 - - - - - - - - - -

4075.1 4125.1 81.72 1.122 0.00072 1.0176 1830.4 33.0 7 36.5 6

3975.1 4025.1 81.72 1.122 0.00073 1.0177 1830.6 33.0 14 36.5 12

3875.1 3925.1 81.72 1.122 0.00074 1.0178 1830.8 33.0 21 36.5 19

3775.1 3825.1 81.72 1.122 0.00076 1.0179 1831.0 32.9 28 36.4 25

3675.1 3725.1 81.72 1.122 0.00077 1.0180 1831.2 32.9 35 36.4 31

3575.1 3625.1 81.72 1.122 0.00078 1.0182 1831.5 32.9 42 36.4 37

3475.1 3525.1 81.72 1.122 0.00079 1.0183 1831.8 32.9 49 36.4 44

3375.1 3425.1 81.72 1.122 0.00081 1.0185 1832.1 32.8 56 36.3 50

3275.1 3325.1 81.72 1.122 0.00083 1.0187 1832.4 32.8 63 36.3 56

3175.1 3225.1 81.72 1.122 0.00084 1.0189 1832.7 32.8 70 36.3 63

3075.1 3125.1 81.72 1.122 0.00086 1.0191 1833.1 32.7 77 36.2 69

2975.1 3025.1 81.72 1.122 0.00088 1.0193 1833.5 32.7 84 36.2 75

2875.1 2925.1 81.72 1.122 0.00091 1.0196 1834.0 32.6 91 36.1 82

2775.1 2825.1 81.72 1.122 0.00093 1.0199 1834.5 32.6 98 36.1 88

2675.1 2725.1 81.72 1.122 0.00096 1.0202 1835.1 32.5 105 35.9 94

2575.1 2625.1 81.72 1.122 0.00100 1.0205 1835.7 32.5 112 35.9 101

2475.1 2525.1 81.72 1.122 0.00103 1.0209 1836.4 32.4 119 35.8 107

2375.1 2425.1 81.72 1.122 0.00107 1.0214 1837.2 32.3 126 35.7 113

2275.1 2325.1 81.72 1.122 0.00112 1.0219 1838.1 32.2 133 35.6 120

2175.1 2225.1 81.72 1.122 0.00117 1.0224 1839.1 32.1 140 35.5 126

2075.1 2125.1 81.72 1.122 0.00123 1.0230 1840.2 31.9 147 35.4 133

1975.1 2025.1 81.72 1.122 0.00129 1.0237 1841.5 31.7 154 35.4 139


111

TABLA 8.19 BOMBEO LIQUIDO GAS JIVINO – A19 QUINTO PUNTO


Bomba (WE-1500)

PROPUESTA @ 55,5

Hz


P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]


St


St

[stage]

4200.7 - - - - - - - - - -

4100.7 4150.7 81.72 1.122 0.00072 1.0176 2819.58 20.0 11 22.5 10

4000.7 4050.7 81.72 1.122 0.00073 1.0177 2819.87 20.0 23 22.5 20

3900.7 3950.7 81.72 1.122 0.00074 1.0178 2820.17 19.9 34 22.4 30

3800.7 3850.7 81.72 1.122 0.00075 1.0179 2820.49 19.9 46 22.4 41

3700.7 3750.7 81.72 1.122 0.00076 1.0180 2820.84 19.9 57 22.4 51

3600.7 3650.7 81.72 1.122 0.00078 1.0181 2821.22 19.8 69 22.3 61

3500.7 3550.7 81.72 1.122 0.00079 1.0183 2821.63 19.8 80 22.3 71

3400.7 3450.7 81.72 1.122 0.00080 1.0185 2822.07 19.6 92 22.1 82

3300.7 3350.7 81.72 1.122 0.00082 1.0186 2822.56 19.6 103 22.1 92

3200.7 3250.7 81.72 1.122 0.00084 1.0188 2823.08 19.5 115 22.0 102

3100.7 3150.7 81.72 1.122 0.00086 1.0190 2823.66 19.5 127 22.0 112

3000.7 3050.7 81.72 1.122 0.00088 1.0193 2824.30 19.3 138 21.9 123

2900.7 2950.7 81.72 1.122 0.00090 1.0195 2825.00 19.2 150 21.8 133

2800.7 2850.7 81.72 1.122 0.00093 1.0198 2825.77 19.2 161 21.8 143


112

TABLA 8.20

BOMBEO LIQUIDO GAS JIVINO – E22 PRIMER PUNTO


(Bomba WE1500)

PROPUESTA @ 54,5

Hz (Bomba WE1500) Q(stbl/d) 318.08 BFPD

P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]


St


St

[stage]

4714.3 4714.3 89.32 1.116 0.00066 1.0272 326.7 - - - -

4614.3 4664.3 89.32 1.116 0.00066 1.0272 326.7 56.5 4 58.0 4

4514.3 4564.3 89.32 1.116 0.00067 1.0272 326.7 56.5 8 58.0 8

4414.3 4464.3 89.32 1.116 0.00068 1.0272 326.7 56.5 12 58.0 12

4314.3 4364.3 89.32 1.116 0.00068 1.0272 326.7 56.5 16 58.0 16

4214.3 4264.3 89.32 1.116 0.00069 1.0272 326.7 56.5 20 58.0 20

4114.3 4164.3 89.32 1.116 0.00070 1.0272 326.7 56.5 24 58.0 24

4014.3 4064.3 89.32 1.116 0.00071 1.0272 326.7 56.5 29 58.0 28

3914.3 3964.3 89.32 1.116 0.00072 1.0272 326.7 56.5 33 58.0 32

3814.3 3864.3 89.32 1.116 0.00072 1.0272 326.7 56.5 37 58.0 36.

3714.3 3764.3 89.32 1.116 0.00074 1.0272 326.7 56.5 41 58.0 40

3614.3 3664.3 89.32 1.116 0.00075 1.0272 326.7 56.5 45 58.0 44

3514.3 3564.3 89.32 1.116 0.00076 1.0271 326.7 56.5 49 58.0 48

3414.3 3464.3 89.32 1.116 0.00077 1.0271 326.7 56.5 53 58.0 52

3314.3 3364.3 89.32 1.116 0.00079 1.0271 326.7 56.5 58 58.0 56

3214.3 3264.3 89.32 1.116 0.00080 1.0271 326.7 56.5 62 58.0 60

3114.3 3164.3 89.32 1.116 0.00082 1.0271 326.7 56.5 66 58.0 64

3014.3 3064.3 89.32 1.116 0.00084 1.0271 326.7 56.5 70 58.0 68

2914.3 2964.3 89.32 1.116 0.00086 1.0271 326.7 56.5 74 58.0 72

2814.3 2864.3 89.32 1.116 0.00088 1.0270 326.7 56.5 78 58.0 76

2714.3 2764.3 89.32 1.116 0.00091 1.0270 326.7 56.5 82 58.0 80

2514.3 2564.3 89.32 1.116 0.00097 1.0270 326.7 56.5 91 58.0 88

2414.3 2464.3 89.32 1.116 0.00101 1.0269 326.6 56.5 95 58.0 92

2314.3 2364.3 89.32 1.116 0.00105 1.0269 326.6 56.5 99 58.0 96

2214.3 2264.3 89.32 1.116 0.00109 1.0269 326.6 56.5 103 58.0 100

2114.3 2164.3 89.32 1.116 0.00114 1.0268 326.6 56.5 107 58.0 105

2014.3 2064.3 89.32 1.116 0.00120 1.0268 326.6 56.5 111 58.0 109

1914.3 1964.3 89.32 1.116 0.00127 1.0267 326.6 56.5 116 58.0 113

1814.3 1864.3 89.32 1.116 0.00135 1.0267 326.6 56.5 120 58.0 117

1714.3 1764.3 89.32 1.116 0.00143 1.0266 326.5 56.4 124 57.9 121

1614.3 1664.3 89.32 1.116 0.00153 1.0265 326.5 56.4 128 57.9 125

1514.3 1564.3 89.32 1.116 0.00165 1.0264 326.5 56.4 132 57.9 129

1414.3 1464.3 89.32 1.116 0.00178 1.0263 326.4 56.4 136 57.9 133

1314.3 1364.3 89.32 1.116 0.00194 1.0262 326.4 56.4 140 57.9 137

1214.3 1264.3 89.32 1.116 0.00212 1.0260 326.4 56.4 145 57.9 141

1114.3 1164.3 89.32 1.116 0.00234 1.0258 326.3 56.4 149 57.9 145

1014.3 1064.3 89.32 1.116 0.00261 1.0256 326.2 56.4 153 57.9 149

914.3 964.3 89.32 1.116 0.00293 1.0253 326.1 56.4 157 57.9 153

814.3 864.3 89.32 1.116 0.00333 1.0250 326.0 56.4 161 57.9 157

714.3 764.3 77.49 1.110 0.00384 1.0266 326.5 56.4 165 57.9 161

614.3 664.3 65.44 1.105 0.00451 1.0293 327.4 56.3 169 57.8 165

514.3 564.3 53.76 1.100 0.00541 1.0334 328.7 56.2 174 57.6 169

414.3 464.3 42.50 1.095 0.00671 1.0399 330.8 57.1 178 57.3 173


113

TABLA 8.21

BOMBEO LIQUIDO GAS JIVINO – E22 SEGUNDO PUNTO


(Bomba WE1500)

PROPUESTA @ 54,5 Hz

(Bomba WE1500) Q(stbl/d) 763.39 BFPD

P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]


St


St

[stage]

4684.2 - - - - - - - - - -

4584.2 4634.2 89.32 1.116 0.00066 1.027 784.2 55.0 4 57.5 4

4484.2 4534.2 89.32 1.116 0.00067 1.027 784.2 55.0 8 57.5 8

4384.2 4434.2 89.32 1.116 0.00068 1.027 784.2 55.0 12 57.5 12

4284.2 4334.2 89.32 1.116 0.00068 1.027 784.2 55.0 17 57.5 16

4184.2 4234.2 89.32 1.116 0.00069 1.027 784.2 55.0 21 57.5 20

4084.2 4134.2 89.32 1.116 0.00070 1.027 784.2 55.0 25 57.5 24

3984.2 4034.2 89.32 1.116 0.00071 1.027 784.1 55.0 29 57.5 28

3884.2 3934.2 89.32 1.116 0.00072 1.027 784.1 55.0 34 57.5 32

3784.2 3834.2 89.32 1.116 0.00073 1.027 784.1 55.0 38 57.5 36

3684.2 3734.2 89.32 1.116 0.00074 1.027 784.1 55.0 42 57.5 40

3584.2 3634.2 89.32 1.116 0.00075 1.027 784.1 55.0 46 57.5 44

3484.2 3534.2 89.32 1.116 0.00076 1.027 784.1 55.0 51 57.5 48

3384.2 3434.2 89.32 1.116 0.00078 1.027 784.1 55.0 55 57.5 52

3284.2 3334.2 89.32 1.116 0.00079 1.027 784.1 55.0 59 57.5 57

3184.2 3234.2 89.32 1.116 0.00081 1.027 784.1 55.0 63 57.5 61

3084.2 3134.2 89.32 1.116 0.00082 1.027 784.1 55.0 68 57.5 65

2984.2 3034.2 89.32 1.116 0.00084 1.027 784.1 55.0 72 57.5 69

2884.2 2934.2 89.32 1.116 0.00087 1.027 784.0 55.0 76 57.5 73

2784.2 2834.2 89.32 1.116 0.00089 1.027 784.0 55.0 80 57.5 77

2684.2 2734.2 89.32 1.116 0.00092 1.027 784.0 55.0 85 57.5 81

2584.2 2634.2 89.32 1.116 0.00095 1.027 784.0 55.0 89 57.5 85

2484.2 2534.2 89.32 1.116 0.00098 1.027 784.0 55.0 93 57.5 89

2384.2 2434.2 89.32 1.116 0.00102 1.027 783.9 54.9 97 57.4 93

2284.2 2334.2 89.32 1.116 0.00106 1.027 783.9 54.9 102 57.4 97

2184.2 2234.2 89.32 1.116 0.00111 1.027 783.9 54.9 106 57.4 101

2084.2 2134.2 89.32 1.116 0.00116 1.027 783.9 54.9 110 57.4 105

1984.2 2034.2 89.32 1.116 0.00122 1.027 783.8 54.9 114 57.4 109

1884.2 1934.2 89.32 1.116 0.00129 1.027 783.8 54.9 119 57.4 114

1784.2 1834.2 89.32 1.116 0.00137 1.027 783.7 54.9 123 57.4 118

1684.2 1734.2 89.32 1.116 0.00146 1.027 783.7 54.9 127 57.4 122

1584.2 1634.2 89.32 1.116 0.00157 1.026 783.6 54.9 132 57.4 126

1484.2 1534.2 89.32 1.116 0.00169 1.026 783.5 54.9 136 57.4 130

1384.2 1434.2 89.32 1.116 0.00183 1.026 783.4 54.9 140 57.4 134

1284.2 1334.2 89.32 1.116 0.00199 1.026 783.3 54.9 144 57.4 138

1184.2 1234.2 89.32 1.116 0.00219 1.026 783.2 54.9 149 57.4 142

1084.2 1134.2 89.32 1.116 0.00242 1.026 783.1 54.9 153 57.4 146

984.2 1034.2 89.32 1.116 0.00270 1.026 782.9 54.8 157 57.3 150

884.2 934.2 89.32 1.116 0.00304 1.025 782.7 54.8 161 57.3 154

684.2 734.2 73.82 1.109 0.00402 1.027 784.2 54.5 170 57.0 162

584.2 634.2 61.89 1.104 0.00475 1.030 786.5 54.4 174 56.9 166

484.2 534.2 50.33 1.099 0.00575 1.035 790.2 54.2 178 56.7 171

384.2 434.2 39.21 1.094 0.00722 1.043 795.9 53.9 183 56.5 175


114

TABLA 8.22

BOMBEO LIQUIDO GAS JIVINO – E22 TERCER PUNTO


(Bomba WE1500)

PROPUESTA @ 54,5 Hz

(Bomba WE1500) Q(stbl/d) 1019 BFPD

P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]

[bbl/d] h

[ft/etapa] St


St

[stage]

4682.7 - - - - - - - - - -

4582.7 4632.7 89.32 1.12 0.00066 1.027 1046.7 54.6 4 57.0 4

4482.7 4532.7 89.32 1.12 0.00067 1.027 1046.7 54.6 8 57.0 8

4382.7 4432.7 89.32 1.12 0.00068 1.027 1046.7 54.6 12 57.0 12

4282.7 4332.7 89.32 1.12 0.00068 1.027 1046.7 54.6 17 57.0 16

4182.7 4232.7 89.32 1.12 0.00069 1.027 1046.7 54.6 21 57.0 20

4082.7 4132.7 89.32 1.12 0.00070 1.027 1046.7 54.6 25 57.0 24

3982.7 4032.7 89.32 1.12 0.00071 1.027 1046.7 54.6 30 57.0 28

3882.7 3932.7 89.32 1.12 0.00072 1.027 1046.7 54.6 34 57.0 32

3782.7 3832.7 89.32 1.12 0.00073 1.027 1046.7 54.6 38 57.0 37

3682.7 3732.7 89.32 1.12 0.00074 1.027 1046.7 54.6 42 57.0 41

3582.7 3632.7 89.32 1.12 0.00075 1.027 1046.7 54.6 47 57.0 45

3482.7 3532.7 89.32 1.12 0.00076 1.027 1046.7 54.6 51 57.0 49

3382.7 3432.7 89.32 1.12 0.00078 1.027 1046.6 54.6 55 57.0 53

3282.7 3332.7 89.32 1.12 0.00079 1.027 1046.6 54.6 60 57.0 57

3182.7 3232.7 89.32 1.12 0.00081 1.027 1046.6 54.6 64 57.0 61

3082.7 3132.7 89.32 1.12 0.00083 1.027 1046.6 54.6 68 57.0 65

2982.7 3032.7 89.32 1.12 0.00084 1.027 1046.6 54.6 72 57.0 69

2882.7 2932.7 89.32 1.12 0.00087 1.027 1046.6 54.6 77 57.0 73

2782.7 2832.7 89.32 1.12 0.00089 1.027 1046.6 54.6 81 57.0 78

2682.7 2732.7 89.32 1.12 0.00092 1.027 1046.5 54.6 85 57.0 82

2582.7 2632.7 89.32 1.12 0.00095 1.027 1046.5 54.6 90 57.0 86

2482.7 2532.7 89.32 1.12 0.00098 1.027 1046.5 54.6 94 57.0 90

2382.7 2432.7 89.32 1.12 0.00102 1.027 1046.4 54.6 98 57.0 94

2282.7 2332.7 89.32 1.12 0.00106 1.027 1046.4 54.6 102 57.0 98

2182.7 2232.7 89.32 1.12 0.00111 1.027 1046.4 54.6 107 57.0 102

2082.7 2132.7 89.32 1.12 0.00116 1.027 1046.3 54.6 111 57.0 106

1982.7 2032.7 89.32 1.12 0.00122 1.027 1046.3 54.6 115 57.0 110

1882.7 1932.7 89.32 1.12 0.00129 1.027 1046.2 54.6 120 57.0 115

1782.7 1832.7 89.32 1.12 0.00137 1.027 1046.1 54.6 124 57.0 119

1682.7 1732.7 89.32 1.12 0.00146 1.027 1046.1 54.6 128 57.0 123

1582.7 1632.7 89.32 1.12 0.00157 1.026 1046.0 54.6 132 57.0 127

1482.7 1532.7 89.32 1.12 0.00169 1.026 1045.9 54.5 137 56.9 131

1382.7 1432.7 89.32 1.12 0.00183 1.026 1045.7 54.5 141 56.9 135

1282.7 1332.7 89.32 1.12 0.00199 1.026 1045.6 54.5 145 56.9 139

1182.7 1232.7 89.32 1.12 0.00219 1.026 1045.4 54.5 150 56.9 143

1082.7 1132.7 89.32 1.12 0.00242 1.026 1045.2 54.5 154 56.9 147

982.7 1032.7 89.32 1.12 0.00270 1.026 1045.0 54.5 158 56.9 151

882.7 932.7 89.32 1.12 0.00305 1.025 1044.7 54.3 162 56.8 155

782.7 832.7 85.92 1.11 0.00348 1.025 1044.8 54.3 167 56.8 160

682.7 732.7 73.64 1.11 0.00403 1.027 1046.8 54.2 171 56.6 164

582.7 632.7 61.71 1.10 0.00476 1.030 1050.0 53.9 175 56.2 168

482.7 532.7 50.16 1.10 0.00577 1.035 1054.8 53.7 180 56.0 172


115

TABLA 8.23

BOMBEO LIQUIDO GAS JIVINO – E22 CUARTO PUNTO


(Bomba WE1500)

PROPUESTA @ 54,5

Hz (Bomba WE1500) Q(stbl/d) 1077.62 BFPD

P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]


St


St

[stage]

4682.8 - - - - - - - - - -

4582.8 4632.8 89.32 1.12 0.00066 1.027 1107.0 53.0 4.4 56.0 4.2

4482.8 4532.8 89.32 1.12 0.00067 1.027 1107.0 53.0 8.8 56.0 8.4

4382.8 4432.8 89.32 1.12 0.00068 1.027 1106.9 53.0 13.3 56.0 12.5

4282.8 4332.8 89.32 1.12 0.00068 1.027 1106.9 53.0 17.7 56.0 16.7

4182.8 4232.8 89.32 1.12 0.00069 1.027 1106.9 53.0 22.1 56.0 20.9

4082.8 4132.8 89.32 1.12 0.00070 1.027 1106.9 53.0 26.5 56.0 25.1

3982.8 4032.8 89.32 1.12 0.00071 1.027 1106.9 53.0 30.9 56.0 29.3

3882.8 3932.8 89.32 1.12 0.00072 1.027 1106.9 53.0 35.3 56.0 33.5

3782.8 3832.8 89.32 1.12 0.00073 1.027 1106.9 53.0 39.8 56.0 37.6

3682.8 3732.8 89.32 1.12 0.00074 1.027 1106.9 53.0 44.2 56.0 41.8

3582.8 3632.8 89.32 1.12 0.00075 1.027 1106.9 53.0 48.6 56.0 46.0

3482.8 3532.8 89.32 1.12 0.00076 1.027 1106.9 53.0 53.0 56.0 50.2

3282.8 3332.8 89.32 1.12 0.00079 1.027 1106.8 53.0 61.9 56.0 58.5

3182.8 3232.8 89.32 1.12 0.00081 1.027 1106.8 53.0 66.3 56.0 62.7

3082.8 3132.8 89.32 1.12 0.00082 1.027 1106.8 53.0 70.7 56.0 66.9

2982.8 3032.8 89.32 1.12 0.00084 1.027 1106.8 53.0 75.1 56.0 71.1

2882.8 2932.8 89.32 1.12 0.00087 1.027 1106.8 53.0 79.5 56.0 75.3

2782.8 2832.8 89.32 1.12 0.00089 1.027 1106.8 53.0 83.9 56.0 79.5

2682.8 2732.8 89.32 1.12 0.00092 1.027 1106.7 53.0 88.4 56.0 83.6

2582.8 2632.8 89.32 1.12 0.00095 1.027 1106.7 53.0 92.8 56.0 87.8

2482.8 2532.8 89.32 1.12 0.00098 1.027 1106.7 53.0 97.2 56.0 92.0

2382.8 2432.8 89.32 1.12 0.00102 1.027 1106.6 53.0 101.6 56.0 96.2

2282.8 2332.8 89.32 1.12 0.00106 1.027 1106.6 53.0 106.0 56.0 100.4

2182.8 2232.8 89.32 1.12 0.00111 1.027 1106.6 53.0 110.5 56.0 104.5

2082.8 2132.8 89.32 1.12 0.00116 1.027 1106.5 53.0 114.9 56.0 108.7

1982.8 2032.8 89.32 1.12 0.00122 1.027 1106.5 53.0 119.3 56.0 112.9

1882.8 1932.8 89.32 1.12 0.00129 1.027 1106.4 53.0 123.7 56.0 117.1

1782.8 1832.8 89.32 1.12 0.00137 1.027 1106.3 53.0 128.1 56.0 121.2

1682.8 1732.8 89.32 1.12 0.00146 1.027 1106.2 53.0 132.5 56.0 125.4

1582.8 1632.8 89.32 1.12 0.00157 1.026 1106.1 53.0 136.9 56.0 129.6

1482.8 1532.8 89.32 1.12 0.00169 1.026 1106.0 53.0 141.4 56.0 133.7

1382.8 1432.8 89.32 1.12 0.00183 1.026 1105.9 53.1 145.8 56.1 137.9

1282.8 1332.8 89.32 1.12 0.00199 1.026 1105.8 53.1 150.2 56.1 142.1

1182.8 1232.8 89.32 1.12 0.00219 1.026 1105.6 53.1 154.6 56.1 146.3

1082.8 1132.8 89.32 1.12 0.00242 1.026 1105.4 53.1 159.0 56.1 150.4

982.8 1032.8 89.32 1.12 0.00270 1.026 1105.1 53.1 163.4 56.1 154.6

882.8 932.8 89.32 1.12 0.00305 1.025 1104.8 53.2 167.8 56.2 158.8

782.8 832.8 85.93 1.11 0.00348 1.025 1104.9 53.2 172.2 56.2 163.0

682.8 732.8 73.65 1.11 0.00403 1.027 1107.1 52.8 176.7 55.8 167.1

582.8 632.8 61.72 1.10 0.00476 1.030 1110.4 52.7 181.1 55.6 171.3

482.8 532.8 50.17 1.10 0.00577 1.035 1115.5 52.6 185.6 55.4 175.5


116

TABLA 8.24

BOMBEO LIQUIDO GAS JIVINO – E22 QUINTO PUNTO


(Bomba WE1500)

PROPUESTA @ 54,5 Hz

(Bomba WE1500) Q(stbl/d) 1146.8 BFPD

P3,1

[psi]

[psi] Rs [scf/BF]

Bo

[bbl/BF] Bg

[bbl/scf]

[bbl/scf]


St


St

[stage]

4683.3 - - - - - - - - - -

4583.3 4633.3 89.32 1.12 0.00066 1.027 1178.0 51.0 4.6 54.0 4.3

4483.3 4533.3 89.32 1.12 0.00067 1.027 1178.0 51.0 9.2 54.0 8.7

4383.3 4433.3 89.32 1.12 0.00068 1.027 1178.0 51.0 13.8 54.0 13.0

4283.3 4333.3 89.32 1.12 0.00068 1.027 1178.0 51.0 18.4 54.0 17.3

4183.3 4233.3 89.32 1.12 0.00069 1.027 1178.0 51.0 23.0 54.0 21.7

4083.3 4133.3 89.32 1.12 0.00070 1.027 1178.0 51.0 27.6 54.0 26.0

3983.3 4033.3 89.32 1.12 0.00071 1.027 1178.0 51.0 32.1 54.0 30.4

3883.3 3933.3 89.32 1.12 0.00072 1.027 1178.0 51.0 36.7 54.0 34.7

3783.3 3833.3 89.32 1.12 0.00073 1.027 1178.0 51.0 41.3 54.0 39.0

3683.3 3733.3 89.32 1.12 0.00074 1.027 1178.0 51.0 45.9 54.0 43.4

3583.3 3633.3 89.32 1.12 0.00075 1.027 1177.9 51.1 50.5 54.1 47.7

3483.3 3533.3 89.32 1.12 0.00076 1.027 1177.9 51.1 55.1 54.1 52.0

3383.3 3433.3 89.32 1.12 0.00078 1.027 1177.9 51.1 59.7 54.1 56.4

3283.3 3333.3 89.32 1.12 0.00079 1.027 1177.9 51.1 64.3 54.1 60.7

3183.3 3233.3 89.32 1.12 0.00081 1.027 1177.9 51.1 68.9 54.1 65.0

3083.3 3133.3 89.32 1.12 0.00082 1.027 1177.9 51.1 73.5 54.1 69.4

2983.3 3033.3 89.32 1.12 0.00084 1.027 1177.9 51.1 78.1 54.1 73.7

2883.3 2933.3 89.32 1.12 0.00087 1.027 1177.8 51.1 82.6 54.1 78.1

2783.3 2833.3 89.32 1.12 0.00089 1.027 1177.8 51.1 87.2 54.1 82.4

2683.3 2733.3 89.32 1.12 0.00092 1.027 1177.8 51.1 91.8 54.1 86.7

2583.3 2633.3 89.32 1.12 0.00095 1.027 1177.8 51.1 96.4 54.1 91.1

2483.3 2533.3 89.32 1.12 0.00098 1.027 1177.7 51.1 101.0 54.1 95.4

2383.3 2433.3 89.32 1.12 0.00102 1.027 1177.7 51.1 105.6 54.1 99.7

2283.3 2333.3 89.32 1.12 0.00106 1.027 1177.6 51.1 110.2 54.1 104.1

2183.3 2233.3 89.32 1.12 0.00111 1.027 1177.6 51.1 114.8 54.1 108.4

2083.3 2133.3 89.32 1.12 0.00116 1.027 1177.5 51.1 119.4 54.1 112.7

1983.3 2033.3 89.32 1.12 0.00122 1.027 1177.5 51.1 124.0 54.1 117.1

1883.3 1933.3 89.32 1.12 0.00129 1.027 1177.4 51.1 128.6 54.1 121.4

1783.3 1833.3 89.32 1.12 0.00137 1.027 1177.3 51.1 133.1 54.1 125.7

1683.3 1733.3 89.32 1.12 0.00146 1.027 1177.3 51.1 137.7 54.1 130.1

1583.3 1633.3 89.32 1.12 0.00157 1.026 1177.2 51.1 142.3 54.1 134.4

1483.3 1533.3 89.32 1.12 0.00169 1.026 1177.0 51.1 146.9 54.1 138.7

1383.3 1433.3 89.32 1.12 0.00183 1.026 1176.9 51.2 151.5 54.2 143.1

1283.3 1333.3 89.32 1.12 0.00199 1.026 1176.7 51.2 156.1 54.2 147.4

1183.3 1233.3 89.32 1.12 0.00219 1.026 1176.6 51.2 160.7 54.2 151.7

1083.3 1133.3 89.32 1.12 0.00242 1.026 1176.3 51.2 165.3 54.2 156.1

983.3 1033.3 89.32 1.12 0.00270 1.026 1176.1 51.2 169.8 54.2 160.4

883.3 933.3 89.32 1.12 0.00305 1.025 1175.7 51.3 174.4 54.3 164.7

783.3 833.3 85.99 1.11 0.00348 1.025 1175.9 51.3 179.0 54.3 169.1

683.3 733.3 73.72 1.11 0.00403 1.027 1178.1 51.0 183.6 54.0 173.4


escuela politÉcnica nacional · 2019. 8. 2. · 2.1 parámetros requeridos para el análisis nodal...

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