trabajo previo a la obtenciÓn del tÍtulo de...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

“ANÁLISIS TÉCNICO COMPARATIVO DE LOS SISTEMAS DE

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL (BES-HIDRÁULICO)

APLICADOS AL CAMPO AUCA CENTRAL”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

ELABORADO POR: NELSON JAVIER GORDÓN GORDÓN

DIRECTOR: ING. IRVING SALAZÁR.

QUITO-ECUADOR

JUNIO 2013

DECLARACIÓN

Yo NELSON JAVIER GORDÓN GORDÓN, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

______________________________________

NELSON JAVIER GORDÓN GORDÓN

C.I. 1720201225

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS TÉCNICO

COMPARATIVO DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

(BES-HIDRÁULICO), APLICADOS AL CAMPO AUCA CENTRAL”, que

para aspirar al título de TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS fue desarrollado por

NELSON JAVIER GORDÓN GORDÓN, bajo mi dirección y supervisión, en

la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones

requeridas por el Reglamento de Trabajo de Titulación artículos 18 y 25.

_____________________________

ING. IRVING SALAZAR

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 1702091370

AGRADECIMIENTO

Agradezco en primer lugar a mis padres que siempre estuvieron conmigo en

las buenas y las malas, y sus consejos nunca me faltaron, soy una persona

creyente por tal razón agradezco a ese ser supremo que me dio la vida.

A mi hermano del cual aprendí muchas cosas, por ser mayor que yo siempre

estuvo cuidando de mí y preguntando sobre mi desempeño, ayudándome

con los problemas que se me pusieron enfrente; sentí siempre su respaldo

en cada paso que daba.

Y a todas las personas entre ellas compañeros que me han brindado su

apoyo, tiempo, trabajo y experiencia sin interés de por medio.

DEDICATORIA

Dedico este logro personal a todas las personas que conforman mi núcleo

familiar entre ellas también incluyo amigos; que fueron testigos de la

dedicación constante de mis años de estudio.

Este trabajo de titulación representa el comienzo de una nueva etapa como

profesional; por lo cual viene a ser una dedicación personal ya que me

motiva para emprender nuevas metas y trazarme nuevos caminos viendo

siempre más allá del horizonte ya que profesionales hay muchos pero

soñadores y emprendedores pocos.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINAS

RESUMEN xv ABSTRACT xvi

1. INTRODUCCIÓN 1

1.1 INTRODUCCIÓN 1

1.2 OBJETIVOS 2

1.2.1 OBJETIVO GENERAL 2

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3 2. MARCO TEÓRICO 4

2.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO AUCA 4

2.1.1 ANTECEDENTES 4

2.1.2 HISTORIA DEL CAMPO 4

2.1.3 UBICACIÓN GEOGRÁFICA 5

2.2 GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA 7

2.2.1 CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL RESERVORIO 10

2.2.1.1 Formación Hollín 10

2.2.1.2 Formación Napo 11

2.2.1.3 Formación Basal Tena 12

2.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA 13

ii

2.4 YACIMIENTOS CAMPO AUCA 14

2.4.1 YACIMIENTOS PRODUCTIVOS 14

2.4.2 PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE LOS FLUIDOS 17

2.3.2.1 Análisis de las propiedades de la roca 17

2.4.2.2 Análisis PVT de los fluidos 17

2.4.2.3 Permeabilidades relativas 21

2.4.3 CONDICIONES INICIALES DE LOS RESERVORIOS 22

2.4.3.1 Presión Inicial 22

2.4.3.2 Temperatura Inicial 22

2.4.3.3 Contactos Agua-Petróleo 23

2.4.4 PETRÓLEO IN SITU 24

2.4.5 RESERVAS 24

3. METODOLOGÍA 25

3.1 BOMBEO HIDRÁULICO 25

3.1.1 HISTORIA DEL BOMBEO HIDRÁULICO 25

3.1.2 FUNDAMENTOS DEL BOMBEO HIDRÁULICO 27

3.1.3 DEFINICIONES 27

3.1.4 TIPOS DE SISTEMAS DE OPERACIÓN 28

3.1.4.1 Sistema Cerrado de Fluido Motriz 28

3.1.4.2 Sistema Abierto de Fluido Motriz 30

3.1.5 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO 31

3.1.6 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO 32

iii

3.1.7 SISTEMAS DE ACONDICIONAMIENTO EN LA SUPERFICIE DEL FLUIDO MOTRIZ 33

3.1.7.1 Sistema central para acondicionar el fluido motriz 34

3.1.7.2 Tanque de decantación del petróleo motriz 36

3.1.7.3 Difusor 36

3.1.7.4 Bota de gas 37

3.1.7.5 Línea de producción hasta el tanque 37

3.1.7.6 Línea de venteo del gas 37

3.1.7.7 Retiro de producción 38

3.1.7.8 Línea de evacuación 38

3.1.7.9 Línea de suministro de la bomba múltiplex 38

3.1.7.10 Módulo portátil de cabezal para acondicionar el fluido motriz y proporcionar energía 39

3.1.8 TIPOS DE SISTEMAS DE SUBSUELO 40

3.1.8.1 Sistemas con bomba libre 40

3.1.8.1.1 Instalaciones tipo Paralelo-libre 41

3.1.8.1.2 Instalaciones casing-libre 43

3.1.8.2 Sistemas con bomba fija 45

3.1.8.2.1 Instalaciones fijo-inserción 45

3.1.8.2.2 Instalaciones fijo-casing 46

3.1.9 AGUA MOTRIZ VS. PETRÓLEO MOTRIZ 47

3.1.9.1 Petróleo motriz 47

3.1.9.2 Agua motriz 48

iv

3.2 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 53

3.2.1 INTRODUCCIÓN 53

3.2.2 TEORÍA HIDRÁULICA DE LA BOMBA CENTRÍFUGA 55 3.2.2.1 La Curva de Altura de Columna 58

3.2.2.2 La Curva de Potencia al Freno (BHP) 58

3.2.2.3 La Eficiencia de la Bomba Centrífuga 58

3.2.3.4 Empuje Axial en la Bomba 59

3.2.3.4.1 Impulsor 59

3.2.3.4.2 Eje 59

3.2.3.4.3 Impulsor Fijo (o de Compresión) vs. Impulsor Flotante 60

3.2.3.5 Potencia Hidráulica 61

3.2.3.6 Potencia al Freno 61

3.2.3.7 Problemas Presentes en la Bomba 62

3.2.3 EL MOTOR ELECTROSUMERGIBLE 63 3.2.4 EL SELLO 66 3.2.5 SEPARADOR DE GAS ROTATIVO 68

3.2.6 BOMBA CENTRÍFUGA 69

3.2.6.1 La Columna Dinámica Total (TDH) 73

3.2.7 TABLEROS DE CONTROL PARA MOTORES 73

3.2.7.1 Paneles de Control (Velocidad Fija) Switchboard 74

3.2.7.2 Arrancador Suave 75

3.2.7.3 Controlador de Velocidad Variable (VSD) 76

v

3.2.8 LA BOMBA, EL MOTOR Y EL VSD 77

3.2.8.1Limitación del Eje de la Bomba 78

3.2.8.2 Límite del Alojamiento de la Bomba 78

3.2.8.3 Vibración y Desgaste 79

3.2.8.4 Eficiencia del Motor 80

3.2.8.5 Calentamiento del Motor 81

3.2.8.6 Aislamiento del Motor 81

3.2.8.7 Arranque 82

3.2.9 EQUIPOS ADICIONALES 83

3.2.9.1 Monitor de Presión y Temperatura de fondo de pozo 83

3.2.9.2 Trasformadores 83

3.2.9.3 Caja de Conexiones 85 3.2.9.4 Cabeza de Pozo 86

3.2.9.5 Válvula de Retención 86

3.2.9.6 Válvula de Drenado o Purga 87

3.2.9.7 Relevador de Rotación Inversa 87

3.2.9.8 Centralizador 88

3.2.9.9 Cable de Potencia 88

3.2.9.10 Cable Plano de Extensión del Motor (MLE) 89

3.2.9.11 Flejes 89

3.2.9.12 Protectores para Cable 90

3.2.10 LAS VENTAJAS DE ESTE SISTEMA 90

3.2.11 LAS DESVENTAJAS DE ESTE SISTEMA 91

vi

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 95

4.1 ANÁLISIS TÉCNICO 95

4.1.1 POZOS DEL CAMPO AUCA CENTRAL 95

4.1.2 HISTORIAL DE COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTOS DE LOS POZOS DEL CAMPO AUCA CENTRAL 98

4.1.2.1 AUCA 02 98

4.1.2.2 AUCA 04 100

4.1.2.3 AUCA 05 102

4.1.2.4 AUCA 06 104

4.1.2.5 AUCA 09 107

4.1.2.6 AUCA 10 109

4.1.2.7 AUCA 26 111

4.1.2.8 AUCA 31 112

4.1.2.9 AUCA 32 114

4.1.2.10 AUCA 33 116

4.1.2.11 AUCA 34 118

4.1.2.12 AUCA 37 119 4.1.2.13 AUCA 39 122

4.1.2.14 AUCA 40 123

4.1.2.15 AUCA 45 125

4.1.2.16 AUCA 46 127

4.1.2.17 AUCA 51 129

4.1.2.18 AUCA 52 131

4.1.2.19 AUCA 55 132

vii

4.1.2.20 AUCA 60D 135

4.1.2.21 AUCA 61D 136

4.1.2.22 AUCA 62D 138

4.1.2.23 AUCA 65D 140

4.1.2.24 AUCA 67D 142

4.1.2.25 AUCA 70D 144

4.1.2.26 AUCA 73D 146

4.1.2.27 AUCA 75D 147

4.1.2.28 AUCA 76D 149

4.1.2.29 AUCA 77D 150

4.1.2.30 AUCA 86D 152

4.1.2.31 AUCA 87D 153

4.1.2.32 AUCA 88D 154

4.1.3 PROPUESTA TÉCNICA ECONÓMICA PARA INSTALACIÓN DE EQUIPO BES EN POZOS DE AUCA CENTRAL. 156

4.2 ANÁLISIS ECONÓMICO 162

4.2.1 ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO 162

4.2.2 COSTOS DE PRODUCCIÓN 162

4.2.2.1 Costo Operativo 163

4.2.2.2 Costo de Procesos y Químicos 163 4.2.2.3 Costos por Mantenimiento 163

4.2.2.4 Costos por reacondicionamiento de pozos 163

4.2.2.5 Ingresos 166

4.2.2.6 Egresos 166

viii

4.2.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO 166

4.2.3.1 Análisis de resultados 170 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 171 5.1 CONCLUSIONES 171 5.2 RECOMENDACIONES 173 GLOSARIO DE TÉRMINOS 176

REFRENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 178

ix

ÍNDICE DE TABLAS PÁGINAS TABLA 2.1 POZOS ACTIVOS CAMPO AUCA CON INFORMACIÓN 15 TABLA 2.2 POZOS ACTIVOS CAMPO AUCA SIN INFORMACIÓN 16 TABLA 2.3 POZOS INACTIVOS CAMPO AUCA 16 TABLA 2.4 DATOS PETROFÍSICOS 17 TABLA 2.5 PRUEBAS PVT POR FORMACIÓN 18 TABLA 2.6 CARACTERÍSTICAS CAMPO AUCA POR FORMACIÓN 20 TABLA 2.7 RESULTADOS PERMEABILIDAD RELATIVA 21 TABLA 2.8 VALORES INICIALES DE PRESIÓN 22 TABLA 2.9 VALORES INICIALES DE TEMPERATURA 23 TABLA 2.10 CONTACTOS INICIALES AGUA-PETRÓLEO 23 TABLA 2.11 RESERVAS CAMPO AUCA 24 TABLA 4.1 POTENCIALES SEMANALES AUCA CENTRAL 96 TABLA 4.2 PRODUCIÓN DIARIA AUCA CENTRAL 97 TABLA 4.3 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 02 99 TABLA 4.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 04 101 TABLA 4.5HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 05 104 TABLA 4.6HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 06 107 TABLA 4.7HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 09 108 TABLA 4.8HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 10 111 TABLA 4.9HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 26 112 TABLA 4.10HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 31 114 TABLA 4.11HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 32 116

x

TABLA 4.12 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 33 117 TABLA 4.13 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 34 119 TABLA 4.14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 37 120 TABLA 4.15 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 39 123 TABLA 4.16HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 40 125 TABLA 4.17HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 45 127 TABLA 4.17HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 46 128 TABLA 4.18HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 51 130 TABLA 4.19HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 52 132 TABLA 4.20HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 55 133 TABLA 4.21HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 60D 136 TABLA 4.22 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 61D 138 TABLA 4.23 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 62D 140 TABLA 4.24HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 65D 142 TABLA 4.25HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 67D 143 TABLA 4.26HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 70D 145 TABLA 4.27HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 73D 147 TABLA 4.28HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 75D 148 TABLA 4.29 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 76D 150 TABLA 4.30HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 77D 151 TABLA 4.31HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 86D 153 TABLA 4.32 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 87D 154 TABLA 4.33HISTORIAL DE PRODUCCIÓN AUCA 88D 156 TABLA 4.34 COSTOS DE PRODUC. DE 1 BARRIL DE PETRÓLEO 162

xi

TABLA 4.35 COSTOS DE REACONDICIONAMIENTO B.H 164 TABLA 4.36 COSTOS DE REACONDICIONAMIENTO AUCA 73D 165 TABLA 4.37 COSTOS DE REACONDICIONAMIENTO AUCA 39 165 TABLA 4.38 PRODUC. AUCA CENTRAL CON BES E HIDRÁULICO 167 TABLA 4.39 EGRESOS AUCA CENTRAL PETRÓLEO 168 TABLA 4.40 INGRESOS DEL CAMPO AUCA CENTRAL 169

xii

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINAS FIGURA 2.1 MAPA GEOGRÁFICO DEL CAMPO AUCA 6 FIGURA 2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO AUCA 12 FIGURA 2.3PRUEBAS PVT AUCA 34 18 FIGURA 2.4 PRUEBAS PVT AUCA 34 18 FIGURA 2.5 PRUEBAS PVT AUCA 34 19 FIGURA 2.6 PRUEBAS PVT AUCA 34 19 FIGURA 2.7 PRUEBAS PVT AUCA 34 19 FIGURA 2.8 PRUEBAS PVT AUCA 34 20 FIGURA 2.9 RESULTADOS PERMEABILIDAD RELATIVA 22 FIGURA 3.1 EQUIPO DE SUPERFICIE BOMBEO HIDRÁULICO 33 FIGURA 3.2 EQUIPO DE BOMBEO HIDRÁULICO 36 FIGURA 3.3 COMPLETACIÓN AUCA 06 50 FIGURA 3.4 COMPLETACIÓN AUCA 10 51 FIGURA 3.5 COMPLETACIÓN AUCA 52 52 FIGURA 3.6 COMPONENTES DEL BES 54 FIGURA 3.7 COLUMNA TDH 56 FIGURA 3.8 COLUMNA ACTUAL DEL FLUIDO 57 FIGURA 3.9 EMPUJE AXIAL EN EL IMPULSOR DE LA BOMBA 60 FIGURA 3.10 EMPUJE AXIAL EN EL EJE DE LA BOMBA 60 FIGURA 3.11 ESQUEMA DE UN MOTOR BES. 64 FIGURA 3.12 PROTECTOR DE UN MOTOR BES 64 FIGURA 3.13 CORTE DE UNA BOMBA CENTRÍFUGA 70

xiii

FIGURA 3.14 PARTES DE UNA BOMBA CENTRÍFUGA 70 FIGURA 3.13 COMPLETACIÓN AUCA 10 92 FIGURA 3.14 COMPLETACIÓN AUCA 60D 93 FIGURA 3.15 COMPLETACIÓN AUCA 67D 94 FIGURA 4.1 COMPLETACIÓN AUCA 37 (POZO CERRADO) 121 FIGURA 4.2 COMPLETACIÓN AUCA 55 (POZO REINYECTOR) 134

xiv

ÍNDICE DE ECUACIONES PÁGINAS

ECUACIÓN [3.1] EFICIENCIA DE LA BOMBA CENTRÍFUGA 5

ECUACIÓN [3.2] FUERZA DE EMPUJE DEL IMPULSOR 60

ECUACIÓN [3.3] EMPUJE DEL EJE 60

ECUACIÓN [3.4] POTENCIA HIDRÁULICA 61

ECUACIÓN [3.5] POTENCIA AL FRENO (BHP) 61


ECUACIÓN [3.7] VELOCIDAD DEL ESTATOR EN R.P.M 65


ECUACIÓN [3.9] COLUMNA DINÁMICA TOTAL (TDH) 73

xv

RESUMEN

El presente trabajo tiene como objetivo estudiar el rendimiento de los

Sistemas Artificiales BES e Hidráulico en el Campo AUCA CENTRAL.

La razón fundamental para realizar este estudio fue: conocer el estado actual

de los pozos de este Campo, con qué sistema se encuentran produciendo,

ver qué sistema resulta el más adecuado para cada pozo y para el campo; a

través de un análisis técnico-comparativo en AUCA CENTRAL.

El Primer Capítulo enfoca los objetivos del proyecto, el Segundo Capítulo

detalla la ubicación geográfica, descripción geológica, estructura y

estratigrafía de los yacimientos que se encuentran en el Campo AUCA

CENTRAL. Se detalla características petrofísicas y de los fluidos; además,

se exponen datos de reservas, presiones de los yacimientos y mecanismos

de producción presentes en este campo.

Posteriormente, en el Tercer Capítulo, se presenta una descripción de los

Sistemas de Levantamiento Artificial BES e Hidráulico, profundizando más

en los componentes de cada uno de ellos.

Luego en el Capítulo Cuatro se detalla información de cada pozo y del

campo entre esta están trabajos de workovers y datos de producción actual;

la misma información que servirá para el posterior análisis. Dentro de este

Capítulo se enfatiza también la parte económica del proyecto, donde van a

encontrarse costos de Levantamiento BES e Hidráulico, los egresos e

ingresos por pozo y del campo y la Relación Costo/Beneficio.

Finalmente, en el Quinto Capítulo, se presentan las conclusiones y

recomendaciones más importantes del proyecto.

xvi

ABSTRACT

The present work such as objective to study the performance of Artificial

Systems BES and Hydraulic on CENTRAL AUCA Field.

The rationale for this study was: to know the current status of the wells in this

field, how are producing system, see which system is best suited to each well

and the field, through a comparative technical analysis in AUCA CENTRAL.

The first chapter focuses on project objectives, the Second Chapter details

the location, geological description, structure and stratigraphy of the deposits

found in the field CENTRAL AUCA. Petrophysical characteristics and fluid

was detailed, in addition, reserves datasets, reservoir pressures and

production mechanisms present in this field.

Later, in Chapter Three, is a description of the BES Artificial Lift Systems and

Hydraulic, delving deeper into the components of each.

Then in Chapter Four present information for each well and the field between

this are works of workovers and current production data, the same

information that will serve to further analysis. Within this Chapter is also

emphasized the economics of the project, where they will meet BES costs

and Hydraulic Lift, expenditures and revenues per well and field and the ratio

Cost/Benefit.

Finally, in the fifth chapter, I present the most important conclusions and

recommendations of the project.

INTRODUCCIÓN

1

1. INTRODUCCIÓN

GENERALIDADES

1.1 INTRODUCCIÓN

Los equipos instalados en los pozos petroleros, son diseñados para soportar

la prueba del tiempo. La vida productiva de un pozo de petróleo o de gas

puede ser de unos 20 años o más, de manera que los equipos aquí

instalados deben durar por lo menos ese lapso para satisfacer las

expectativas de los operadores.

El mejor sistema de producción aplicado a un pozo de petróleo o de gas

proveerá la operación más rentable a lo largo de su vida útil.

Un diseño deficiente de estos sistemas llevará a elevados costos operativos,

abandono prematuro, y reservas no recuperadas; por lo tanto se debe

analizar las condiciones del pozo para la mejor decisión acerca del sistema a

utilizar.

Las características de los fluidos, el tipo de completación del pozo, los

parámetros que influyen en el mismo, las facilidades de producción, las

pruebas de producción, los costos operativos entre otros factores van a

determinar el tipo de sistema de producción a utilizar para cada pozo.

Cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para que el pozo

fluya a la superficie en volúmenes suficientes la energía natural deberá ser

suplementada por medios artificiales aprovechando al máximo la presión

natural. Los medios artificiales de producción más comunes son: Bombeo

2

Mecánico, Bombeo Hidráulico (Tipo Jet y Tipo Pistón), Bombeo

Electrosumergible (BES), Bombeo por Cavidades Progresivas y Gas Lift,

La mayoría de los pozos de producción se manejan con uno de estos

sistemas de levantamiento artificial mencionados, dependiendo de la

eficiencia, rentabilidad del proyecto, economía, costos operativos, tasas de

producción y necesidades, resultando uno de los sistemas el más

conveniente para determinado pozo.

En el Campo AUCA CENTRAL los pozos trabajan con dos sistemas y son:

Bombeo Electrosumergible (BES) y Bombeo Hidráulico estos sistemas

aportan la energía necesaria para seguir con la extracción de petróleo de

este campo requiriendo conocer cuál de estos sistemas resulta más

conveniente para cada pozo.

Prolongar el tiempo de vida útil de cada pozo es uno de los puntos

fundamentales dentro de la explotación de petróleo, por lo que al aplicar

métodos de levantamiento artificial se debe analizar cuál de estos sistemas

cubre las necesidades del campo y se acopla con la vida útil del pozo y la

rentabilidad para no depletarlo más pronto.

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Analizar de manera técnico-comparativa los sistemas de producción

aplicados en los pozos del campo AUCA CENTRAL mediante datos tomados

por individual de cada pozo para determinar cuál de los sistemas resulta más

apropiado y rentable para cada pozo y para el campo.

3

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

- Analizar cuál de los sistemas de levantamiento artificial es el más

óptimo para el Campo AUCA CENTRAL.

- Determinar el porqué es más apropiado determinado sistema para

cada pozo del Campo AUCA CENTRAL.

- Conocer con que sistema de levantamiento artificial se mantiene en

operación cada uno de los pozos y si en estos se dio evaluación con

otro tipo de sistema compararlo con él actual y determinar por qué se

decidió por dicho sistema.

- Conocer los parámetros que influyen en la explotación para cada

pozo para de esta manera ver el porqué de la aplicación ya sea del

BES o del bombeo hidráulico.

- Analizar los costos de los sistemas de levantamiento artificial BES e

hidráulico en AUCA CENTRAL; sacar los ingresos y egresos de los

pozos y del campo; y así determinar qué sistema es el más indicado

para cada pozo si hablamos desde el punto de vista económico.

MARCO TEÓRICO

4

2. MARCO TEÓRICO

CONSIDERACIONES GENERALES DEL CAMPO

2.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO AUCA

2.1.1 ANTECEDENTES

La existencia de petróleo en el Ecuador se registra desde finales del siglo

XIX aunque hay crónicas anteriores que indican que los indígenas hablaban

de un elemento con las características del petróleo que era utilizado con

fines medicinales. El primer pozo petrolero en el Ecuador fue perforado en la

región Costa en 1911. En 1967 Texaco Petroleum Company, perforó el

primer pozo comercial en la Amazonía. Desde 1972, Ecuador se convierte

en un país petrolero y los recursos para su desarrollo económico y social, en

gran parte provienen de la producción y venta de hidrocarburos.

Actualmente la administración de los campos pasa a cargo de la nueva

estatal PETROAMAZONAS, son 29 campos en el Oriente, entre los que se

destacan Lago Agrio, Libertador, Sacha, Shushufindi, Auca y Cononaco por

su volumen de reservas y producción. La actual administración estatal

PETROAMAZONAS, tiene como misión explotar las cuencas sedimentarias,

operar y operar los campos hidrocarburíferos asignados, incrementar la

producción y transportar el petróleo y gas hasta los centros principales de

almacenamiento.

2.1.2 HISTORIA DEL CAMPO

El Campo Auca fue descubierto por la compañía Texaco, con la perforación

del pozo Auca-1, que se inició en febrero de 1970, y alcanzó una

profundidad de 10.578 pies dando una producción de 3.072 BPPD de los

5

reservorios Hollín (31º API) y T (27º API).El desarrollo del campo inicia en

1973, y fue puesto en producción en 1975, con 24 pozos. En el campo Auca

existe una falla principal que tiene un rango promedio de salto entre 10 y 30

pies; con un máximo de 50 pies en la parte central del Campo a nivel de

Napo “T”. Existen fallas secundarias que tienen un salto menor con valores

en el rango de 5 a 20 pies.

Los yacimientos tienen energía proveniente de acuíferos, gas en solución y

compresibilidad de la roca y fluido. Por la producción de fluidos (agua-

petróleo), las condiciones de los yacimientos han sufrido cambios como:

disminución de presión, declinación de producción de petróleo, intrusión de

agua y el ascenso del contacto agua-petróleo. Debido a esto el campo Auca

tiene implementados sistemas de Levantamiento Artificial en su gran

mayoría BES e Hidráulico, levantando la producción del pozo y haciendo

rentable la explotación.

2.1.3 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El Campo Auca se encuentra ubicado en la parte ecuatoriana de la Cuenca

Oriente, 260 km. al oeste de Quito, 100 km. al sur de la frontera con

Colombia, pertenece al corredor Sacha Shushufindi y está rodeado por los

Campos Sacha, Culebra-Yulebra y Yuca, al Norte; Cononaco al Sur;

Anaconda, Pindo y Conga al Este y Puma al Oeste. Las dimensiones

generales del Campo Auca son 25 km de largo y 4 km de ancho con una

superficie aproximada de 17.000 acres. El campo se localiza en la zona 43

del hemisferio sur, dentro de las coordenadas geográficas siguientes:

Latitud: entre 0º 34” S y 0º 48” S Longitud: entre 76º 50” W y 76º 54” W

En la Figura 2.1 se muestra un mapa con la Ubicación del Campo AUCA y

sus pozos con distancias desde la garita CMPTO. LAGO AGRIO en Km.

6

Figura 2.1 Mapa de ubicación Campo Auca y sus pozos

(Yacimientos PPR, 2012)

7

2.2 GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA

El Campo Auca tiene una secuencia geológica similar a la del resto de

región Amazónica del Ecuador. Los intervalos productores del Campo Auca,

pertenecen al cretácico y en particular a las edades siguientes:

Edad Albo-Aptiano para la formación Hollín.

Edad Albiano para la formación Napo T.

Edad Cenomaniano para la formación Napo U.

Edad Maastrichtiano para la formación Basal Tena.

El espesor promedio de la formación Hollín es de 400-450 pies, esta

formación ha sido atravesada completamente por muy pocos pozos. El

espesor promedio de las formaciones Napo T, Napo U, y Basal Tena son:

respectivamente de 120, 200 y 40 pies. Las formaciones Napo U, Napo T y

parte de Hollín fueron depositas en ambiente variando de marino a estuario y

dominado por un régimen de mareas. La secuencia estratigráfica del Campo

Auca se encuentra conformada por niveles de Lutitas que desempeñaron el

papel de roca madre, durante la historia de la cuenca y de sello parcial o

completo de los reservorios. El apilamiento de las facies reservorio y roca

madre facilitó la migración del crudo desde las zonas de generación hacia

las zonas de entrampamiento. La descripción estratigráfica del Campo Auca,

ha sido realizada en base a estudios de los ripios de perforación y los

registros de pozos perforados en la estructura del Campo.

Estratigráficamente el Campo Auca está representado de abajo hacia arriba

de la siguiente manera:

Carbonífero Superior

Está representado por la formación Macuma, dentro de los límites del

Campo únicamente ha sido encontrado el Pozo Auca Nº3. Esta formación es

la más antigua del Campo y litológicamente está constituida por calizas con

abundantes fósiles.

8

Pre-Cretácico

En el campo Auca el pre-cretácico únicamente ha sido atravesado por los

pozos 1,2,3 encontrándolo a las profundidades de 9570 y 9864 pies (bnm)

respectivamente, litológicamente está compuesto de limolitas muy duras de

color gris verdosos, areniscas de grano fino, caolín y trozos de pirita. En el

pozo Auca 2 se encuentran presentes rocas ígneas del tipo granítico.

Cretácico

El periodo cretácico es de carácter transgresivo y constituye en la cuenta el

periodo de mayor importancia desde el punto de vista petrolífero. Este

periodo está representado por las formaciones Hollín y Napo.

La estructura del campo se representa como un anticlinal complejo, fallado,

asimétrico, irregular, elongado de dirección norte-sur. Se alinea en el eje

central del corredor Sacha-Shushufindi, de la cuenca oriental, donde se

ubican los principales campos productores de área. Las arenas “U” y “T”

tienen cantidades considerables de hidrocarburos, pero sus acuíferos son

parcialmente activos, actuando arealmente por zonas por a lo largo del

campo.

Lo que ha causado durante el tiempo de producción, que la presión decline

en algunos sectores del campo. El campo se alinea con una barrera

estratigráfica de dirección Oeste-Este atraviesa por el pozo Auca 23.

Arenisca Hollín Inferior

La formación Hollín inferior tiene un espesor de 340 a 400 pies. Hollín

Inferior tiene mayor volumen de petróleo in situ que Hollín Superior. Sin

embargo, su factor de recobro calculado es menor, razón por la cual, su

importancia queda regalada frente a Hollín Superior en términos de

producción. Esta formación está constituida de una arena cuarzosa limpia

con intercalaciones arcillosas, las arenas tienen un grano fino a grueso, las

9

estructuras internas son de tipo estratificación cruzada correspondiente a un

ambiente de depósito fluvio-deltaico.

Arenisca Hollín Superior

La formación Hollín Superior fue atravesada completamente por todos los

pozos, tiene un espesor promedio de 50-60 pies. Los datos de núcleos

muestran una litología compleja en términos de la variación de espesor de

las litofacies y el contenido mineralógico. El espesor de arena neta varía

entre 10 y 40 pies, el máximo espesor se encuentra en la parte norte el

campo (de los pozos Auca 40 hasta Auca 6), en la parte central (de los

pozos Auca 32 a Auca 38) y en la parte sur (de los pozos Auca 13 a Auca

27), estas zonas están atravesadas por niveles con un espesor de 10-20

pies de características de reservorio débiles que pueden disminuir las

comunicaciones dentro del reservorio Hollín Superior.

Arenisca Basal Napo

La formación Basal Napo corresponde a unos 60-70 pies de lutitas

depositadas en un ambiente marino profundo, esta lutita indica la trasgresión

marina y corresponde a una superficie de inundación máxima.

Arenisca Napo T

Se tomaron núcleos en 8 pozos y algunos tienen pequeños intervalos del

reservorio y niveles volcánicos como en los pozos Auca 16 y Auca 30. Los

núcleos indican un conjunto de varias litofacies en las que predominan lutitas

de borde de plataforma marina somera y limolitas y, en menor cantidad

depósitos estuarinos influenciados con marea. Los pozos ubicados en el Sur

del Campo Auca como el pozo Auca 14 tienen facies reservorio en la casi

totalidad de la formación Napo T Inferior, mientras que los pozos Auca 10,

ubicado en la parte norte, y Auca inyector 5, y ubicado en el flanco este,

tienen respectivamente alrededor de 60% y 30% de reservorio. En Napo T

Superior el espesor máximo de arena neta de 20-30 pies se encuentra en la

parte sur y central del campo, en la parte norte no existen reservorios

10

excepto en tres pozos ubicados cerca del pozo Auca 2, este reservorio tiene

un pobre potencial de producción.

Arenisca Napo U

Con el propósito de mejorar la definición de la formación Napo U, se ha

procedido a dividirla en: U6, U5, U4, U3, U2, U1, de esta manera los niveles

U6, U5, serían correspondientes a U Superior, U4 sería correspondiente a U

Media y U3, U2 y U1 a U Inferior. La unidad basal de Napo U (U1) está

constituida por lutitas marinas que representan depósitos marinos anóxicos

de baja energía y de regular profundidad. La unidad U2 está constituida por

una alternancia de lutitas, limolitas y de calizas generalmente arcillosas. Los

núcleos fueron tomados en 6 pozos, en el tope de la unidad U2 y en las

unidades U3 y U4, estos núcleos indican que la mayor parte de las litofacies

de los reservorios principalmente depósitos fluviales influenciados por

mareas. La unidad U4 está constituida esencialmente de lutita y limolita, con

frecuentes bioturbaciones, con mala calidad de reservorio, los intervalos

reservorio tienen arena masiva glauconítica. La arena U superior, constituida

por las unidades U5 y U6, corresponde a unidades marinas arcillosas con

intercalaciones de arena sucia, estas unidades no tienen características de

reservorio.

2.2.1 CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL RESERVORIO

Las formaciones cretácicas Tena, Napo y Hollín aparecen en Auca con

presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Basal Tena,

Napo T, Napo U y hollín. Estas arenas se caracterizan por ser compactas.

2.2.1.1 Formación Hollín

Hollín es el reservorio que más produce por su espesor de arena saturada y

porque exhibe un fuerte empuje de agua en el fondo. Esta formación está

11

conformada por las areniscas Hollín Inferior de origen Volcánico y Hollín

Superior de origen marina somera con sedimentos de depositación de zona

de playa.

Además esta formación está presente en todo el campo Auca-Auca Sur sin

presencia de fallas.

Hollín Inferior

También conocida como Hollín Principal, es un reservorio relativamente

homogéneo, de arenisca cuarzosa de grano fino a medio que contiene poco

o nada de glauconita y algunas capas aisladas de lutita. Posee un espesor

neto de aproximadamente 40 pies.

Hollín Superior

Es una formación interestratificada de arenisca cuarzosa de grano fino a

medio glauconita cuarzosa que contiene abundantes capas de lutita. El

espesor neto de la arena varía entre 10 a 40 pies.

2.2.1.2 Formación Napo

Se compone de dos areniscas, la formación Napo “U” y la formación Napo

“T”; las que están separadas por intervalos gruesos de calizas marinas y

lutitas.

La calidad de estos reservorios es variable, evidenciando marcados cambios

en el tamaño del poro que a veces disimulan el contacto agua-petróleo;

debido a la existencia de una gran zona de transición entre el petróleo y el

agua en la formación.

12

Arenisca “T”

La arenisca no es continua, contiene granos finos y son ricas en arcillas,

areniscas cuarzosas discontinuas, limolita y lutitas.

“T” Superior

Presenta arenisca cuarzosa de grano fino en mayor proporción. El espesor

promedio de la arena es de 45 pies aproximadamente.

“T” Inferior

Es una arenisca cuarzosa de grano fino a medio subangular a

subredondeado, con un espesor promedio de 67 pies.

Arenisca “U”

Se caracteriza por ser continua y estar presente en todo el campo Auca-

Auca Sur.

“U” Superior

Formada por una arenisca cuarzosa, el tamaño del grano es fino de forma

subredondeado, tiene un espesor neto promedio de 27 pies.

“U” Inferior

Es una arenisca cuarzosa de grano fino a medio, subangular o

subredondeado. Su espesor neto es de 37.2 pies.

2.2.1.3 Formación Basal Tena

La formación no es continua, tiene un espesor total promedio de 40 pies,

formada por un cuerpo areniscoso delgado que descansa en discordancia

sobre lutitas de napo Superior.

13

2.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

Figura 2.2 Columna estratigráfica del Campo Auca


14

2.4 YACIMIENTOS CAMPO AUCA

2.4.1 YACIMIENTOS PRODUCTIVOS

Los yacimientos productores en el campo Auca son: Basal Tena, Napo U,

Napo T y Hollín.

Napo U aporta con el 36.53% de la producción total del campo y Napo T con

el 23.84%. Sumando ambos porcentajes de evidencia que la formación Napo

es la que produce mayor volumen de hidrocarburos en comparación con

otros yacimientos, 60,36% del total del campo.

La producción de Basal Tena representa el 16.42% y la de Hollín (incluidas

Hollín Superior y Hollín Inferior) el 23.22%.

En lo que tiene que ver con la producción de agua, el 55% del agua

generada en el campo Auca proviene de Napo (U y T), el 33% de Hollín y el

12% restante de Basal Tena.

Debido a que un acuífero de fondo muy activo subyace a la formación Hollín,

proporcionalmente la producción de agua respecto a la producción de

petróleo es mucho mayor en dicho yacimiento, en contraste con Napo y

Basal Tena.

En la siguiente tabla se muestra un registro de producción por individual del

campo Auca de los pozos activos hasta la fecha y además se puede ver el

tipo de reservorio y el sistema de producción de cada pozo activo. Tabla 2.1

Tabla 2.2 en esta tabla se presenta los pozos activos que les falta

información de producción reciente 2012. Tabla 2.3 En esta se presentan los

pozos abandonados e inactivos a la fecha.

15

Tabla 2.1 Pozos activos Campo Auca con información

16

Tabla 2.1 Continuación…

Archivo Auca (2012)

Tabla 2.2 Pozos activos Campo Auca sin información

Archivo Auca (2012)

Tabla 2.3 Pozos inactivos Campo Auca

(Archivo Auca-2012)

17

2.4.2 PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE LOS FLUIDOS

2.3.2.1 Análisis de las propiedades de la roca

En el Campo Auca las arenas productoras son: Basal Tena, Napo U, Napo T

y Hollín. Del estudio de simulación del Campo Auca se recopiló los

siguientes datos petrofísicos que constan en la Tabla 2.4. Los datos fueron

obtenidos de análisis de rocas hechos a núcleos recuperados.

Tabla 2.4 Datos petrofísicos

Yacimientos PPR (2012)

2.4.2.2 Análisis PVT de los fluidos

Para el análisis PVT de los fluidos del Campo Auca, se realizaron varios

estudio de laboratorio, los resultados muestran un petróleo con una presión

de saturación que varía entre 175 PSI y 1070 PSI, las medidas presentan

dispersión por lo que no se puede por lo que no se puede considerar un

sistema de fluidos único en equilibrio desde Hollín hasta Basal Tena.

En la Tabla 2.5 indica las 13 pruebas PVT que se llevaron a cabo dentro del

Campo Auca refiriendo el pozo del que se tomó la fecha y la muestra de

cada análisis de estas 13 pruebas se seleccionaron cinco una por cada

reservorio, bajo recomendación del Departamento de Yacimientos de

Petroproducción. Los análisis PVT del Campo Auca se presentan de la

siguiente manera:

18

Tabla 2.5 Pruebas PVT por formación


Las Figuras 2.3, 2.4, 2.5, 2.6, 2.7 y 2.8 se elaboraron en base a los

resultados obtenidos de la prueba PVT hecha a los fluidos del Campo Auca

34 provenientes del yacimiento Hollín Inferior. Se lo muestra como un

ejemplo típico.

Figura 2.3

Figura 2.4

19

Figura 2.5

Figura 2.6

Figura 2.7

20

Figura 2.8

Figuras 2.3-2.4-2.5-2.6-2.7-2-8 Pruebas PVT Auca 34


A continuación en la Tabla 2.6 se presentan los valores de viscosidad, factor

volumétrico, densidad y relación gas petróleo referidos a presiones iniciales,

actuales y de saturación en cada yacimiento productor del Campo Auca.

Tabla 2.6 Características Campo Auca por formación


21

2.4.2.3 Permeabilidades relativas

Se realizaron ensayos de desplazamiento por inyección de agua con cinco

muestras tomadas dentro del intervalo de profundidad 10210 a 10230 pies

en el pozo Auca 31 correspondiente a la arena productora Hollín Inferior.

Después de cortadas, estas muestras fueron desplazadas dinámicamente

usando un aceite natural de petróleo de una viscosidad de aproximadamente

20 cp. a 60ºF. En estas condiciones se estableció una saturación de agua

inicial Swl. Los datos de permeabilidad relativa al petróleo ko fueron

obtenidos en presencia de saturación de agua inicial.

El petróleo fue dinámicamente desplazado a continuación en cada muestra

con agua salada de 10000 ppm, viscosidad de 1,008 cp a 60ºF y se midieron

los volúmenes producidos de petróleo y agua en función del tiempo.

Los resultados obtenidos se resumen en la Tabla 2.7 y están representados

en la figura 2.9 de curvas de permeabilidad relativa.

Tabla 2.7 Resultados permeabilidad relativa


22

Figuras 2.9 Resultados Permeabilidad Relativa


2.4.3 CONDICIONES INICIALES DE LOS RESERVORIOS

2.4.3.1 Presión Inicial

De la historia de presión, se tiene los siguientes valores iniciales para cada

yacimiento (Tabla 2.8):

Tabla 2.8 Valores iniciales de presión


2.4.3.2 Temperatura Inicial

Históricamente la temperatura de las arenas productoras del Campo Auca

estaban en el orden de 185, 200 y 204ºF para Basal Tena, Napo y Hollín

respectivamente. Estas temperaturas fueron tomadas del registro de pozos a

23

hueco abierto y no fueron corregidas por efectos del enfriamiento del lodo de

perforación. Todas las pruebas PVT eran corridas a esta temperatura, luego

se realizaron varias mediciones de presión las cuales emplearon una bomba

electrónica de presión que incluía un termómetro que determino

temperaturas fluyentes mayores a las históricamente reportadas (Tabla 2.9)

Tabla 2.9 Valores iniciales de temperatura


2.4.3.3 Contactos Agua-Petróleo

La definición del contacto agua-petróleo inicial para cada uno de los

yacimientos de basa en el resultado de los análisis petrofísicos. La

profundidad de los contactos agua-petróleo en AUCA se describen en la

Tabla 2.10:

Tabla 2.10 Contactos iniciales agua-petróleo


24

2.4.4 PETRÓLEO IN SITU

Los volúmenes de petróleo inicial in situ calculados mediante el método

volumétrico se presentan en la TABLA 2.11

2.4.5 RESERVAS

En la Tabla 2.11 se resumen las reservas calculadas en el Campo Auca

mediante método volumétrico.

Tabla 2.11 Reservas Campo Auca


METODOLOGÍA

25

3. METODOLOGÍA

DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL CAMPO AUCA CENTRAL

3.1 BOMBEO HIDRÁULICO

3.1.1 HISTORIA DEL BOMBEO HIDRÁULICO

El principio básico del bombeo hidráulico fue utilizado por primera vez para

producir petróleo en el año de 1875 por un señor de apellido Faucett. La

bomba Faucett en el subsuelo fue un aparato accionado por vapor de agua,

y requería un pozo de gran diámetro para operarla. Por esta exigencia en

cuanto al diámetro, la bomba Faucett no encontró muchas aplicaciones

comerciales en el campo petrolero. En los años 1920, las profundidades

cada vez mayores de los pozos volvieron a inspirar las reflexiones sobre el

método de levantamiento hidráulico. La primera instalación hidráulica se dio

el 10 de marzo de 1932 en Inglewood, California, fue el experimento del

señor C. J. Coberly. Desde 1932, varios miles de pozos petroleros han sido

explotados con bombas hidráulicas, y siguen siéndolo. El número de nuevas

instalaciones hidráulicas crece con cada año que pasa. En la medida de que

sigan aumentando el volumen, peso, profundidad y perforación direccional

de los pozos y su producción, la aplicación del bombeo hidráulico continuará

aumentando rápidamente.

El principio fundamental aplicado en el bombeo hidráulico en el subsuelo, la

“Ley de Pascal”, fue enunciada por primera vez por Blas Pascal en el año de

1653. La Ley de Pascal explica que: “La presión aplicada sobre cualquier

punto de un líquido contenido se transmite, con igual intensidad, a cada

porción del fluido y a las paredes del recipiente que lo contiene”.

26

La aplicación de este principio permite transmitir presión desde un lugar

centralizado en la superficie, mediante tubería llena de líquido, hasta

cualquier número de puntos dentro de un pozo petrolero. El líquido a presión

en estas líneas de fluido motriz se dirige hacia una sección motriz pozo

abajo, haciéndole accionar en forma reciprocante, operando así una bomba

a pistón mecánicamente acoplada.

Siempre se ha reconocido que el eslabón más débil, y a fin de cuentas el

factor limitante, en los sistemas de bombeo por varilla es la propia varilla.

Los miles de pies de varillas que se requieren para transmitir el movimiento

oscilante desde la superficie hasta la bomba en el fondo del pozo

simplemente no pueden fabricarse con una resistencia suficiente para

levantar cargas grandes desde profundidades grandes.

Aun con las varillas Clase “D” de alta resistencia y los diseños de sartas

ahusadas que se han desarrollado en la actualidad, no hay esperanza de

levantar más de una carga máxima de 40.000 libras sin que esto cause un

esfuerzo excesivo para las varillas superiores, con lo que éstas han de fallar.

En un sistema de varillas, éstas tienen que levantar no sólo el fluido del pozo

con cada golpe, sino que también deben levantar hasta 15 toneladas de

acero.

El peso muerto de las propias varillas, más la dinámica de las cargas

cíclicas, imponen graves limitaciones sobre las profundidades de bombeo y

los volúmenes asociados de producción.

A medida de que los horizontes de producción sean cada vez más

profundos, el problema de la pérdida rápida del volumen máximo y la

eficiencia con una mayor profundidad de levantamiento para el bombeo

27

centrífugo de altos volúmenes impone una limitación grave sobre la

aplicación de la bomba electrosumergible en los pozos petroleros.

3.1.2 FUNDAMENTOS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

3.1.3 DEFINICIONES

Un sistema de bombeo hidráulico, como los que actualmente se ofrecen en

el mercado, toma un líquido de un reservorio de fluido motriz en la superficie,

lo pasa a través de una bomba reciprocante multiplex a pistón o una bomba

electrosumergible en la superficie para incrementar la presión del líquido, e

inyecta el líquido a presión dentro del pozo a través de una sarta de tubería.

Al fondo de la sarta de tubería de inyección, el líquido a presión se introduce

en una sección motriz hidráulica, colocada por debajo del nivel del fluido a

producir.

El fluido motriz a presión alta acciona la sección motriz en el fondo del pozo

en forma reciprocante al exponer alternadamente diferentes áreas de un

pistón, impulsor al fluido presurizado.

La alternación de esta exposición a la presión se controla mediante una

válvula de control que invierte su dirección; esta válvula es parte de la

sección motriz hidráulica de la bomba en el fondo del pozo.

El movimiento reciprocante del pistón impulsor se transfiere, a través de un

acoplamiento mecánico, a una bomba a pistón (similar a una bomba de

varilla). En la carrera descendente de la sección motriz, el pistón de la parte

que bombea se mueve hacia abajo, llenando al interior de la sección que

bombea con fluido del interior del pozo. En la carrera ascendente, el pistón

de la sección que bombea desplaza los fluidos producidos a un conducto de

28

retorno, por donde se alza hasta la superficie, conjuntamente con el fluido

matriz que ya cumplió su papel en este ciclo.

3.1.4 TIPOS DE SISTEMAS DE OPERACIÓN

Hay básicamente dos tipos operativos en los sistemas de bombeo hidráulico:

el sistema de fluido motriz cerrado y el sistema de fluido motriz abierto.

En un sistema cerrado (CPF) de fluido motriz, no se permite que los fluidos

de producción se mezclen con los fluidos motrices de operación dentro de

ninguna parte del sistema. En un sistema abierto (OPF) de fluido motriz, el

fluido de operación se mezcla con el fluido producido del pozo y regresa a la

superficie en este estado, mezclado.

3.1.4.1 Sistema Cerrado de Fluido Motriz

En un sistema cerrado de fluido motriz, se requiere una sarta adicional de

tubería, tanto dentro del pozo como en la superficie. Una sarta es para

transportar la producción hasta la batería de tanques, y la otra parte para

retorne el fluido motriz que ya cumplió su función en el fondo del pozo hasta

el tanque respectivo para volverse a presurizar y recircular.

Esta exigencia de una sarta adicional de tubería, más la complejidad

asociada del diseño en el fondo del pozo, hace que el sistema cerrado sea

más costoso que el abierto. Por esta razón, el sistema CPF es menos

popular y se utiliza menos que la configuración abierta de fluido motriz.

Ya que están separados en todo momento los fluidos motriz y producido, el

sistema cerrado ofrece algunas ventajas en los casos en que los fluidos

sean extremadamente abrasivos o corrosivos. Un sistema cerrado permite

29

utilizar materiales menos sofisticados en la parte motriz de la bomba y podrá

prolongar la vida útil de la bomba y también de las instalaciones

relacionadas con el fluido motriz en la superficie, si no se utilizan inhibidores.

Además, puede resultar ligeramente preferente un sistema cerrado para las

plataformas marinas y en algunas instalaciones industriales o residenciales,

cuando el espacio disponible es escaso y costoso. Ya que el tanque de

reserva y acondicionamiento del fluido motriz necesita tener sólo el tamaño

necesario para proporcionar un volumen adecuado de fluido motriz requerido

en el cabezal del pozo es relativamente pequeño y casi todo el fluido

producido podrá introducirse directamente en la línea de fluido.

En la mayoría de las bombas de subsuelo diseñadas para utilizarse en un

sistema cerrado de fluido motriz, la sección motriz se lubrica con el fluido

motriz. Alrededor del 10 por ciento del fluido motriz se pierde al mezclarse

con el fluido producido. Así, incluso en un sistema cerrado, es necesario

aumentar fluido de la línea de producción para continuar completando el

volumen de fluido motriz, y hay que contar con un tanque de fluido motriz

suficientemente grande para que se asienten las partículas sólidas en este

fluido agregado.

También hay que comprender que, aún en un sistema completamente

cerrado, el fluido motriz no seguiría limpio indefinidamente, aunque todas las

tuberías, acoples, bombas, tanques, etc., estuvieran libres de materiales

contaminados.

En primer lugar, ningún fluido motriz es absolutamente anticorrosivo. Incluso

el diésel puro puede corrosionar ligeramente los recipientes de acero. Por

eso, los automóviles y camiones necesitan sus filtros de combustible.

En segundo lugar, cuando un líquido que contiene algún material sólido pasa

por una luz estrecha (como por ejemplo entre el pistón de la sección motriz

30

de la bomba y su cilindro), se tenderá a retener el sólido. El líquido que fuga

por la luz estrecha será puramente líquido.

Por ende, con la pérdida continua de fluido motriz alrededor del pistón de la

sección motriz, el fluido motriz recirculado se volverá cada vez más sucio, al

concentrar su pequeño porcentaje de material sólido por este proceso de

“filtrado”.

Con el tiempo, estos dos factores, más los sólidos que están en el fluido

agregado para completar el volumen, obligan a contar con un tanque de

reserva y acondicionamiento del fluido motriz, incluso en un sistema cerrado.

3.1.4.2 Sistema Abierto de Fluido Motriz

En un sistema abierto (OPF) de fluido motriz, sólo se requieren dos

conductos de fluido en el pozo: uno para contener el fluido motriz a presión y

dirigirlo a la sección motriz de la bomba, y otro conducto (usualmente el

espacio anular) para contener el fluido motriz que ya accionó la bomba, más

el fluido producido, en su retorno a la superficie. Ya que, de los dos

sistemas, el abierto es el más sencillo y económico, es mucho más común, y

es el sistema para el cual se ha diseñado la bomba hidráulica Dresser Oil

Tools.

A más de la sencillez y la ventaja económica del sistema abierto OPF, hay

otras ventajas inherentes al mezclar los fluidos motriz y producido.

Primeramente, el fluido motriz circulante es el medio ideal para transportar

aditivos químicos al fondo del pozo. Los inhibidores de corrosión,

incrustación y parafina pueden agregarse para extender la vida útil de los

equipos de subsuelo. Además, si los fluidos producidos tienden a formar

emulsiones dentro del pozo, pueden añadirse antiemulsionantes al fluido

motriz.

31

En segundo lugar, el fluido motriz, al agregarse, actúa como diluyente.

Cuando se levanten fluidos producidos que sean altamente corrosivos, el

fluido motriz limpio reduce su concentración a un 50 por ciento. Cuando se

produce un petróleo extremadamente viscoso, el fluido motriz inyectado

puede reducir dicha viscosidad, al diluir el fluido de retorno, y lo puede hacer

suficientemente para que sea más factible levantar el crudo pesado.

Como tercera ventaja, al producir fluidos con alto contenido de parafina, el

sistema abierto OPF permite circular fluidos calentados o con agentes

disolventes dentro de las líneas de fluido motriz, para eliminar la

acumulación de cera que pueda reducir o paralizar la producción.

3.1.5 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

Hay numerosas ventajas para el bombeo hidráulico a comparación de los

sistemas que utilizan bombas de varilla o “gas lift”. Estas incluyen:

El bombeo hidráulico es más flexible para adaptarse a los cambios en

caudales de producción.

.

El bombeo hidráulico puede producir mayores caudales desde

mayores profundidades que una bomba de varilla, una

electrosumergible, o el “gas lift”.

Las bombas hidráulicas funcionan más confiablemente en los pozos

direccionales.

Usualmente no se requiere una torre para recuperar las bombas

libres.

32

Una bomba a pistón tiene una mayor eficiencia a grandes

profundidades que una bomba de varillas porque no hay el problema

del estiramiento de las varillas.

Las instalaciones en múltiples pozos pueden accionarse desde una

sola fuente de fluido motriz.

Las bombas jet pueden explotar los pozos con mayores relaciones de

gas a petróleo (GOR).

Las bombas jet requieren menos mantenimiento de los componentes

que trabajan dentro del pozo.

Se pueden reparar las bombas jet en el campo.

Las bombas jet pueden tolerar sólidos dentro de la producción.

Las bombas jet pueden producir altos volúmenes.

3.1.6 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

Entre las desventajas asociadas con el bombeo hidráulico, están:

El bombeo hidráulico se aplica en forma poco apropiada en muchos

casos.

Hay una falta generalizada de conocimientos sobre el sistema.

Es compleja la fabricación de bombas hidráulicas a pistón.

El bombeo hidráulico requiere que el personal de operaciones tenga

los conocimientos suficientes.

33

La alta presión en la superficie puede plantear un peligro.

Se requiere acondicionar (limpiar) el fluido motriz.

Los sistemas centralizados requieren equipos grandes de tratamiento.

La poca resistencia de la tubería de revestimiento a la presión más

alta puede restringir las aplicaciones con flujo revertido.

3.1.7 SISTEMAS DE ACONDICIONAMIENTO EN LA SUPERFICIE DEL

FLUIDO MOTRIZ

La función de un sistema que acondiciona el fluido motriz en la superficie es

proporcionar un volumen constante y adecuado de un fluido motriz idóneo

para operar las bombas en el subsuelo. Figura 3.1

Figura 3.1 Equipo de superficie Bombeo Hidráulico

(OilMail, 2012)

34

El éxito y la economía en la operación de cualquier instalación de fluido par

el bombeo hidráulico depende, en gran medida, de la eficacia del sistema de

acondicionamiento en superficie, al suministrar un fluido motriz limpio para el

sistema de bombeo en superficie y dentro del pozo.

La presencia de gas, sólidos o materiales abrasivos en el fluido motriz

afectará gravemente la operación y la vida útil de la bomba en el subsuelo y

de la unidad de fuerza en la superficie. Por eso, el objetivo primordial al

acondicionar el petróleo crudo o el agua para utilizarlos como fluido motriz es

librario, al máximo factible, de gases y sólidos.

A más de eliminar gases y materiales sólidos, el tratamiento químico del

fluido motriz en la superficie prolongará la vida útil del equipo de bombeo.

El sistema que acciona el fluido motriz realmente incluye todos los equipos

relacionados con el procesamiento y tratamiento de dicho fluido.

Hay dos tipos de sistemas de acondicionar el fluido motriz para las

instalaciones de bombeo hidráulico: el sistema de fluido motriz centralizado,

y el sistema autónomo de acondicionamiento en el cabezal.

3.1.7.1 SISTEMA CENTRAL PARA ACONDICIONAR EL FLUIDO MOTRIZ

Un sistema centralizado para acondicionar el fluido motriz trata dicho fluido

para uno o más pozos, para eliminar el gas y sólidos, en un solo lugar.

El fluido acondicionado se presuriza mediante una poderosa bomba a pistón

y luego pasa por los múltiples necesarios para luego dirigirse hacia el o los

pozos del sistema. El diseño del sistema de tratamiento supone que los

separadores normales y tratadores térmicos han entregado un petróleo casi

35

libre de gas, de la calidad que sería usual en el tanque de almacenamiento,

para el sistema de tratamiento.

El tanque de decantación para el fluido motriz en este sistema usualmente

mide 24 pies de alto, con tres anillos empernados. Un tanque de tal altura

generalmente proporciona una caída suficiente para el flujo por gravedad del

fluido desde el tanque hasta la succión de la bomba de carga. El tamaño del

tanque de fluido motriz se determina según el caudal requerido. El tanque de

fluido motriz no debería hacer más de tres ciclos completos de rotación al

día.

El propósito básico del tanque de decantación es separar los sólidos del

fluido motriz que no hayan sido eliminados del sistema de flujo continuo por

el separador de producción. Entonces, se lo utiliza como fuente de fluido

motriz para la bomba en el fondo del pozo.

En un tanque de fluido estático, todo material extraño que sea más pesado

que el fluido en sí tiene que asentarse en el fondo. Algunas partículas, como

por ejemplo la arena muy fina, caerán más lentamente que los sólidos más

pesados. Estos factores, más los relacionados con la resistencia por

viscosidad, influyen en el de la separación. Sin embargo, con el tiempo todos

los sólidos y líquidos más pesados de asentarse, dejando una capa de fluido

limpio.

En un sistema real de fluido motriz no es práctico, ni tampoco es necesario

contener suficiente espacio en el tanque para esta decantación bajo

condiciones totales estáticas. Más bien, el tanque debe permitir el retiro

continuo y automático del fluido requerido. Se logra una decantación

suficiente bajo estas condiciones cuando el flujo hacia arriba a través del

tanque de decantación se mantiene a una velocidad a penas inferior a la

velocidad de caída de los materiales contaminantes.

36

Las pruebas y la experiencia han demostrado que una velocidad ascendente

de un pie por hora es suficientemente lenta para la separación por gravedad

de las partículas suspendidas en la mayoría de los petróleos crudos.

3.1.7.2 TANQUE DE DECANTACIÓN DEL PETRÓLEO MOTRIZ

El tanque de decantación (Figura 3.2) en este sistema usualmente tiene 24

pies de alto, tres anillos de acero API empernados, con 750 barriles de

capacidad, un fondo cónico y un sumidero de hierro colado.

3.1.7.3 DIFUSOR

Se monta un difusor dentro del tanque de decantación. Debe tener un borde

dentado o perforado, con un diámetro mínimo de 8 pies. El difusor debe

montarse en una posición horizontal, 2 pies por encima del borde inferior del

tanque. (Figura 3.2).

Figura 3.2 Equipo de bombeo hidráulico

(DRESSER, 1998)

37

3.1.7.4 BOTA DE GAS

La bota de gas (Figura 3.2) se construye de tres secciones empernadas,

cada una de 20 pulgadas en diámetro y ocho pies de largo, conectados con

una sección superior que tiene un diámetro de 36 pulgadas y ocho pies de

largo.

El petróleo de la plata de tratamiento y de la válvula de alivio de la bomba

multiplex alimenta a la bota de gas a través de una apertura en el centro de

la parte larga de la sección superior, por una línea que tiene un diámetro

mínimo de tres pulgadas.

3.1.7.5 LÍNEA DE PRODUCCIÓN HASTA EL TANQUE

La sección inferior de la bota de gas está conectada al tanque decantador de

fluido motriz por una línea que tiene al menos cuatro pulgadas en diámetro,

montada a un pie sobre el borde inferior del tanque. Hay que instalar una

válvula de apertura total en la línea de producción entre la bota de gas y el

tanque decantador de petróleo motriz (Figura 3.2).

La línea de producción será terminada con una te de cabeza de toro

montada verticalmente debajo del centro del difusor.

3.1.7.6 LÍNEA DE VENTEO DEL GAS

La línea de venteo del gas (Figura 3.2) debe tener al menos tres pulgadas en

diámetro. Debe conectarse mediante un múltiple con el tanque de petróleo

motriz, formando un ciclo para impedir la contaminación del fluido motriz en

el caso de que se saque del circuito a la bota de gas.

38

3.1.7.7 RETIRO DE PRODUCCIÓN

La línea para retirar la producción (Figura 3.2) está montada en el tanque

decantador de fluido motriz, a 12 pies del fondo del tanque, y sube hasta 18

pulgadas desde la parte superior del tanque. La línea debe tener un diámetro

mínimo de cuatro pulgadas.

La línea de retiro de producción debe estar conectada a la línea de venteo

de gas para impedir el regreso por sifoneo.

3.1.7.8 LÍNEA DE EVACUACIÓN

El tanque decantador del petróleo motriz está conectado con la fosa y el

taque de almacenamiento de la producción mediante una línea de remoción

de tres pulgadas en diámetro (Figura 3.2). Las válvulas en la línea controlan

la dirección de flujo.

La línea de evacuación debe estar instalada a 8 pulgadas sobre el fondo del

tanque. Debe extender hasta el centro del tanque, desde donde desciende

un tubo vertical hasta el sumidero, llegando hasta un punto a 3 pulgadas

desde el fondo.

De utilizarse un tanque de fondo plano, la línea de remoción debe terminar

en el centro del tanque con una T con cabeza de toro, montada en sentido

horizontal.

3.1.7.9 LÍNEA DE SUMINISTRO DE LA BOMBA MÚLTIPLEX

El tanque decantador del petróleo motriz será conectado a la bomba

multiplex por dos líneas, cada una de tres pulgadas en diámetro. Estas

39

líneas deben estar ubicadas lo más lejos posible de la línea de retiro, al

menos a 90 grados de distancia en el tanque.

Una línea debe estar embridada al tanque a tres pies de su parte más alta, y

la segunda a 7 pies de la parte más alta. Las líneas deben correr a un pie de

distancia entre sí, y deben unirse a aproximadamente cinco pies sobre el

borde inferior del tanque.

Una válvula de compuerta de apertura completa debe instalarse en cada

línea. La válvula en la línea inferior permanecerá cerrada excepto en las

emergencias.

3.1.7.10 MÓDULO PORTÁTIL DE CABEZAL PARA ACONDICIONAR EL

FLUIDO MOTRIZ Y PROPORCIONAR ENERGÍA

Una planta de energía para el sitio del pozo, como la Unidad Econodraulic,

es un paquete completo de componentes, instalado en el sitio de un pozo o

cerca de él, que cumple las mismas funciones que la estación central de

fluido motriz.

Es decir que proporciona fluido motriz limpio, sin gas, a presión para la

bomba multiplex y la de subsuelo. Los componentes básicos son: un

separador de tres fases, una o más centrífugas ciclónicas (desarenadoras)

para eliminar los sólidos, y una bomba de fluido motriz en superficie.

Estas unidades son portátiles, requieren un mínimo de mano de obra y

materiales para su instalación, y eliminan la necesidad de la planificación

detallada y a largo plazo que se requiere para un sistema central.

Son bastante versátiles y pueden (con el diseño apropiado) proporcionar

acondicionamiento del fluido motriz para más de un pozo. Las unidades de

40

fuerza y acondicionamiento en el sitio del pozo siempre se utilizan con una

configuración abierta de la tubería para el fluido motriz. Estas unidades tiene

una característica que es similar a un sistema central cerrado: el fluido motriz

se contiene en el sitio del pozo. Toda la producción y únicamente una

pequeña porción del fluido motriz de las desarenadoras ciclónicas se manda

por una línea de flujo hasta la batería de tanques. Así, se simplifica la

comprobación del pozo, y el fluido motriz no aumenta la carga sobre las

instalaciones superficiales de tratamiento en la batería de tanques.

3.1.8 TIPOS DE SISTEMAS DE SUBSUELO

Hay tres tipos básicos de sistemas de subsuelo: el tipo libre, el tipo fijo, y el

tipo que depende del cable. El tipo libre no requiere una unidad especial

para colocar ni recuperar la bomba. Más bien, la bomba queda dentro de la

sarta de fluido motriz, “libre” para circularse hasta el fondo o de vuelta arriba.

En un sistema de tipo fijo, la bomba de fondo se conecta con la tubería de

fluido motriz, y se coloca en el pozo como una parte integral de dicha sarta.

Las bombas tienen que colocarse o retirarse con una unidad de tracción

para sacar toda la tubería. En el sistema a base del cable, la bomba se

coloca en una camisa deslizante, se instala sobre una válvula de gas-lift, o

bien sobre una válvula de inyección de productos químicos. Se coloca la

bomba pozo abajo o se la retira con el cable liso. La bomba podrá operarse

con el flujo normal o revertido.

3.1.8.1 SISTEMAS CON BOMBA LIBRE

En un sistema de bomba libre, la bomba entra dentro de la tubería de fluido

motriz y no requiere ninguna unidad especial para colocarla ni recuperarla.

Para colocar la bomba pozo abajo, se la inserta en la sarta de tubería en la

41

superficie y se la hace circular hasta el fondo, donde se asienta en un

conjunto especial de fondo de pozo (BHA), que a veces se conoce como

neplo de asentamiento o cavidad. En cuanto sea suficiente la presión

hidráulica, la bomba comienza a accionar.

Para recuperar la bomba, se manda el fluido por la línea normal de retorno o

espacio anular. Esta circulación invertida o al revés del fluido desasienta la

bomba de su conjunto de fondo de pozo. Entonces, dos copas invertidas de

swabeo, montadas sobre la parte superior de la bomba (el conjunto de

recuperación) atrapan la presión, y mediante esta circulación se hace que la

bomba regrese a la superficie, y se la saca del pozo.

Esta característica del sistema tipo libre es una de las varias ventajas que

tiene sobre otros métodos de levantamiento artificial que requieren una

unidad de reacondicionamiento para colocar y recuperar los equipos de pozo

abajo. Por ejemplo, para hacerle una comparación con una bomba mecánica

que necesita reemplazarse, una bomba hidráulica tipo libre usualmente

puede recuperarse para instalar una bomba reparada, la que puede estar en

el fondo y operando en menos tiempo de lo que demoraría una unidad de

servicio técnico en llegar recién al sitio.

Hay dos tipos principales de diseño para la instalación de bombas libres: el

diseño paralelo-libre y el diseño casing-libre.

3.1.8.1.1 INSTALACIONES TIPO PARALELO-LIBRE

El diseño paralelo-libre para un sistema abierto de fluido motriz incorpora

dos sartas de tubería y una cavidad, pero sin empacadura (“packer”).

La sarta principal se utiliza para suspender la cavidad. Este conjunto de

fondo de pozo tiene un receso que recibe el arpón que está en el fondo de la

42

sarta paralela. La sarta paralela se coloca en forma independiente. Durante

las operaciones de la producción, el fluido motriz a presión se bombea por la

sarta principal, donde opera la sección motriz hidráulica de la bomba.

Después de que el fluido motriz se utilice (cuando ya pasó por la parte motriz

de la bomba), sale de dicha parte para mezclarse con el fluido producido.

Esta mezcla retorna por la sarta paralela hasta la superficie. Este diseño en

el fondo permite que el gas se ventee por el espacio anular de la tubería de

revestimiento y mejora la eficiencia volumétrica de la bomba en los pozos

con mucho gas.

La desventaja de este diseño es que requiere la sarta adicional de tubería.

Usualmente la sarta paralela es de menor diámetro, lo que produce más

pérdida por fricción, con la consiguiente necesidad de más caballaje. El

tamaño máximo de ambas sartas se determina por el diámetro del casing.

Esto limita también el tamaño de la bomba que podrá introducirse, y por lo

tanto limita también el volumen de fluido que podrá levantarse.

En este sistema tipo paralelo-libre se requiere tres sartas paralelas de

tubería: una para el fluido motriz, otra para el retorno del fluido motriz, y una

tercera para la producción.

En las instalaciones del tipo paralelo-libre, la sarta principal siempre debe

quedar anclada para minimizar el estiramiento de la tubería, el que podría

alcanzar a desasentar la sarta o sartas paralelas, con lo que ya no servirían

como espacio anular de retorno.

Las bombas tipo Jet pueden utilizarse en instalaciones paralelo-libre, en flujo

convencional o revertido. En el diseño paralelo-libre con sistema cerrado de

fluido motriz (CFP), la bomba se desasienta y se la hace circular hasta la

superficie bombeando hacia abajo por la sarta de producción.

43

En el diseño de desasentar por la tubería de retorno del fluido motriz (PRU),

la bomba llega a la superficie cuando se bombea hacia abajo por la tubería

de retorno del fluido motriz; de ahí su nombre.

En estos diseños, el tamaño de las sartas de tubería y de la bomba son

restringidos severamente por el diámetro interior de la tubería de

revestimiento.

3.1.8.1.2 INSTALACIONES CASING-LIBRE

El diseño casing-libre es el menos complicado y menos costoso para las

bombas libres. Consiste en una sola sarta de tubería, una cavidad, y una

empacadura.

Durante la operación, se circula el fluido motriz hacia abajo por la sarta de

tubería, donde acciona la bomba hidráulica en el fondo, para luego

mezclarse con los líquidos y gases producidos. Esta mezcla de fluido motriz

usado y fluidos producidos retorna hasta la superficie por el espacio anular

de la tubería de revestimiento.

En un diseño casing-libre para un sistema abierto de fluido motriz, todo el

gas producido debe pasar por la bomba. Esto puede afectar la eficiencia de

una bomba a pistón en cuanto a su desplazamiento de líquidos, en relación

directa a la cantidad de gas que se produce. En cambio, las bombas jet

pueden ayudarse incluso con el aporte del gas. Por la sencillez y menores

costos del sistema abierto de fluido motriz tipo casing-libre, has más bombas

hidráulicas instaladas según este diseño que con cualquier otro tipo de

instalación.

El sistema de fluido motriz abierto (OPF) tipo casing-libre y con venteo del

gas puede utilizarse donde la eficiencia de desplazamiento se ve

44

severamente afectada por una relación alta de gas a petróleo (GOR). En

este diseño, una sarta paralela auxiliar se introduce en un pácker doble

debajo de la bomba para ventear el gas hasta la superficie. La producción,

más el fluido motriz usado, retornan por el espacio anular del casing.

Otra variación en el diseño de este sistema puede ser, con una válvula de

seguridad instalada debajo de la bomba hidráulica. La válvula de seguridad

se mantiene abierta por la presión del fluido motriz. Si ocurriera algún

desastre en la superficie, se aliviaría la presión sobre el fluido motriz y el

resorte de la válvula de seguridad cerraría el pozo a nivel del pácker.

CONJUNTOS DE FONDO DE POZO

Las cavidades para bombas tipo libre tendrán una camisa de sellamiento. La

propia bomba tiene un sello en su diámetro exterior para sellar todo el

conjunto cuando se asienta la bomba.

La cavidad paralela tipo “enchufe” constituye el conjunto receptor para la

bomba hidráulica Dresser Oil Tools al fondo de la sarta de tubería. En este

tipo de instalación, se coloca la sarta principal sola. Se corre también la sarta

delgada por separado y se le enchufa en el conjunto de pie. Este diseño

ahorra tiempo y elimina la necesidad de utilizar abrazaderas para las dos

sartas paralelas. La cavidad tipo casing ofrece la misma función de

sellamiento como el conjunto paralelo, pero sólo una sarta de tubería se

inserta, con un pácker.

VÁLVULA DE PIE CON TUBERÍA RECUPERABLE

También se requiere una válvula de pie para tubería recuperable

conjuntamente con una bomba tipo libre. Esta válvula de pie se ubica en el

45

extremo inferior de la cavidad. Durante la operación, la bomba se asienta

sobre esta válvula de pie.

El propósito de la válvula de pie es impedir que el fluido motriz salga por el

extremo inferior de la sarta de tubería durante las operaciones de circular la

bomba hacia dentro o hacia fuera. La válvula de pie está diseñada de tal

modo que podría recuperarse con una herramienta de cable de acero, si

esto fuera necesario.

3.1.8.2 SISTEMAS CON BOMBA FIJA

Las instalaciones de bombas fijas son como las instalaciones de bombas

mecánicas fijas en la tubería, bombas electrosumergibles, o instalaciones

convencionales de levantamiento artificial por gas (gas-lift), ya que el

implemento para alzar el equipo de fondo se moviliza hacia el fondo

mediante la sarta de tubería.

Estas son instalaciones tipo “permanente” en el sentido de que se requiere

una unidad de tracción para retirar y cambiar la bomba.

Puede haber varias razones para seleccionar una bomba fija. La principal

razón para seleccionar una instalación fija sería para levantar grandes

volúmenes. Ya que el tamaño físico de estas bombas no está limitado por el

diámetro interior de la tubería, se pueden utilizar pistones más grandes (en

las partes motriz y de bombeo) lo que dará un mayor desplazamiento.

3.1.8.2.1 INSTALACIONES FIJO-INSERCIÓN

En una instalación fijo-inserción (o fija concéntrica) se introduce una sarta de

tubería grande hasta el fondo. Luego, se coloca la bomba en una sarta de

46

tubería más delgada dentro de la sarta principal, asentada en una zapata de

asiento. En este diseño, la sarta delgada transporta el fluido motriz a presión

hasta la bomba. El fluido motriz usado, más la producción del pozo, se

transportan hacia arriba por el espacio anular del casing hasta la superficie,

para que la interferencia del gas no reduzca la eficiencia volumétrica de la

bomba.

Una variación del diseño fijo-insertado tendrá un pácker colocado debajo de

la cavidad de la bomba. Esto causará que la bomba hidráulica maneje todo

el gas producido, pero aislada la zona perforada debajo de la bomba del

resto del pozo. Este diseño podría resultar ventajoso cuando el casing está

en malas condiciones más arriba en el pozo, o cuando otra zona sobre el

pácker está ensotándose también.

3.1.8.2.2 INSTALACIONES FIJO-CASING

En las instalaciones fijo-casing, la bomba se coloca en la sarta de tubería

con un pácker debajo de la bomba. La tubería transmite el fluido motriz a

presión hacia abajo hasta la bomba.

El fluido motriz usado más la producción del pozo retornan a través del

espacio anular del casing. En este diseño, cualquier gas producido será

obligatoriamente manejado por la bomba hidráulica. Este tipo de instalación

generalmente se utiliza donde hay que trabajar con caudales altos de

producción y bombas grandes.

LIMPIEZA DEL SISTEMA

En una instalación de tipo libre, se puede limpiar el sistema circulando fluido

antes de bajar la bomba. Sin embargo, en una instalación de tipo fijo, esto no

47

sería posible. Entonces, normalmente se usan una válvula circulante,

conjunto de filtro de arranque, y válvula check. El propósito del filtro de

arranque es filtrar el fluido motriz inicialmente para asegurar que el fluido

estará limpio, para que comience la bomba a funcionar.

La válvula circulante, al colocarse en el pozo, se pone en posición de

circulación. Esto permite que se circule el fluido hacia abajo por la sarta de

tubería, pero no hasta la bomba. Una válvula check impide que el fluido

contaminado fluya de regreso a través de la bomba.

Cuando el tiempo de circulación termina, se deja que caiga una bola por la

tubería, y ésta cae en la válvula circulante.

La presión causa que una camisa en la válvula cambie de posición, lo que

cierra las aperturas de circulación y permite que el fluido motriz fluya a través

de un filtro de arranque, y de ahí hasta la parte motriz de la bomba

hidráulica.

3.1.9 AGUA MOTRIZ VS. PETRÓLEO MOTRIZ

Hay argumentos en favor y en contra del uso del agua o del petróleo como

fluido motriz.

3.1.9.1 PETRÓLEO MOTRIZ

El petróleo motriz tiene una lubricidad natural que no tiene el agua. Además,

el petróleo puede comprimir un poco, a diferencia de agua, lo que significa

que ni la bomba de pistones en la superficie ni la bomba de fondo se expone

a tanto ariete hidráulico con el petróleo como el agua. Por consiguiente, la

vida útil de los equipos usualmente es más prolongada con el petróleo.

48

Un defecto del petróleo motriz es el peligro de incendio, que no es problema

con el uso del agua motriz. Otro pero, con el petróleo motriz, es el valor de

los ingresos que el operador podría realizar al vender el petróleo que está

utilizando como fluido motriz, en particular en un sistema centralizado en la

superficie con un tanque para petróleo motriz. Por ejemplo, si el sistema

tiene un tanque de 750 barriles para el petróleo motriz, esto representa 750

barriles de petróleo que el operador podría vender, pero que en este caso no

lo puede vender.

3.1.9.2 AGUA MOTRIZ

Durante los años recientes, un número creciente de sistemas hidráulicos han

comenzado a utilizar agua motriz. Muchos de los sistemas con agua motriz

que están en uso actualmente se deben a motivos ecológicos, por

restricciones del código legal, por ubicaciones en zonas urbanas, por

crecientes cortes de agua, o porque el crudo producido tiene una alta

viscosidad.

Un fluido motriz con alta viscosidad puede producir pérdidas excesivas por

fricción dentro del sistema. Esto, a su vez, incrementa la presión de

operación y, por consiguiente, los requisitos de potencia para el trabajo de

levantamiento en ese pozo. Por lo tanto, en algunos casos resultaría

prohibitivo utilizar el crudo producido como fluido motriz.

El agua, por su baja viscosidad, puede utilizarse en estos casos. Hay

instalaciones hidráulicas, por ejemplo, en Mississippi y Louisiana, donde se

calienta el agua producida, se la utiliza como fluido motriz y como diluyente

para adelgazar el crudo de 8 grados de gravedad que está bombeándose.

El agua, con sus bajas cualidades de lubricación, requiere en algunos casos

un aditivo químico para lubricación al utilizar las bombas hidráulicas a pistón.

Usualmente, los químicos empleados incluirán inhibidores de oxígeno y

49

agentes para combatir la corrosión. Estos se pueden agregar fácilmente en

la succión de la bomba múltiplex, utilizando una bomba de químicos.

Mejoras en los lubricantes y en los equipos de superficie y fondo de pozo

diseñados en los últimos años han ampliado grandemente el uso del agua

motriz. Aparte del usual tratamiento químico contra la corrosión e

incrustación, ocasionalmente habrá un problema con cristales salinos en el

agua motriz. Este problema usualmente puede resolverse con una capa de

agua dulce en el fondo del tanque de fluido motriz, o inyectando agua dulce

al fluido motriz.

Las modificaciones en las bombas múltiplex en la superficie para convertir

del trabajo con petróleo al uso de agua motriz se limitan principalmente al

lado de la bomba que entra en contacto con el fluido. Esto normalmente

implica un cambio en el material utilizado para esta parte de la bomba. Por

ejemplo, la bomba tendrá, en contacto con el petróleo motriz, piezas de

hierro dúctil o acero forjado. Las piezas que entran en contacto con agua

motriz, en cambio, serán de aluminio o bronce, para resistir los efectos

corrosivos del agua.

Normalmente, se utilizan émbolos y camisas que hacen un contacto metal-a-

metal para el servicio con petróleo motriz, mientras que se prefieren émbolos

metálicos contra empaquetaduras blandas para el trabajo con agua motriz.

Los émbolos y camisas con metal contra metal se lubrican con el petróleo

que está bombeándose. Evitan que el petróleo a alta presión vaya a escapar

como un rocío inflamable, peligro que podría producirse si se utilizará una

empaquetadura blanda o petróleo a alta presión.

En las Figuras (3.3) (3.4) y (3.5). Se puede ver ejemplos de pozos

completados con Bomba Hidráulica. En Figura 3.4 se muestra la

completación del POZO AUCA 10, el mismo que luego cambiará de

completación ya que se baja Equipo BES ya que este sistema resulto más

adecuado para él POZO.

50

Figura 3.3 Completación AUCA 06

(Archivo Auca, 2012)

51



52



53

3.2 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

3.2.1 INTRODUCCIÓN

La fuerza de empuje que desplaza al aceite de un yacimiento proviene de la

energía natural de los fluidos comprimidos almacenados en el yacimiento. La

energía que realmente hace que el pozo produzca es un resultado de una

reducción en la presión entre el yacimiento y la cavidad del pozo. Si la

diferencia de presión entre el yacimiento y las instalaciones de producción

de la superficie es lo suficientemente grande, el pozo fluirá naturalmente a la

superficie utilizando solamente la energía natural suministrada por el

yacimiento. La producción de petróleo por métodos artificiales es requerida

cuando la energía natural asociada con los fluidos no produce una presión

diferencial suficientemente grande entre el yacimiento ya la cavidad del pozo

como para levantar los fluidos del yacimiento hasta las instalaciones de

superficie, o es insuficiente para producir a niveles económicos.

El bombeo electrosumergible es un sistema integrado de levantamiento

artificial, es considerado como un medio económico y efectivo para levantar

altos volúmenes de fluido desde grandes profundidades en una variedad de

condiciones de pozo. Es más aplicable en yacimientos con altos porcentajes

de agua y baja relación gas-aceite; sin embargo en la actualidad estos

equipos han obtenido excelentes resultados en la producción de fluidos de

alta viscosidad, en pozos gasíferos, en pozos con fluidos abrasivos, en

pozos de altas temperaturas y de diámetro reducido, etc. Los componentes

del bombeo electrosumergible pueden ser clasificados en dos partes, el

equipo de fondo y el equipo de superficie Figura 3.6. El equipo de fondo

cuelga de la tubería de producción y cumple la función de elevar la columna

de fluido necesaria para producir el pozo, consiste principalmente de un

motor eléctrico, un sello, un separador de gas y una bomba electro

centrífuga multi-etapa. Un cable de poder transmite la energía eléctrica de la

boca del pozo hasta el motor.

54

Figura 3.6 Componentes del BES

(OilMail, 2012)

El equipo de superficie provee de energía eléctrica al motor

electrosumergible y controla su funcionamiento. Los principales

componentes de superficie son los transformadores, el tablero o variador de

control (SpeedStar, Sinewave, MVD, Medium Voltaje Drive), y la caja de

venteo. Varios componentes adicionales normalmente incluyen la cabeza de

pozo, empacadores, protectores de cable y flejes o sunchos, válvulas de

retención y de drenaje, entre otros. El equipo opcional puede incluir un

sensor de presión de fondo de pozo y temperatura para observar las

condiciones en la cavidad del pozo. Este es el tipo más común de instalación

y es más o menos un estándar para comparar otros tipos de configuraciones

55

de instalación. En este tipo de aplicación, la unidad es instalada por encima

de los intervalos perforados. El fluido producido es forzado a moverse hacia

arriba desde los disparos pasando por el motor. Este fluido producido, al

pasar por el motor, absorbe el calor generado en el mismo u lo enfría.

3.2.2 TEORÍA HIDRÁULICA DE LA BOMBA CENTRÍFUGA

Las bombas electrosumergibles están construidas de una serie de etapas

(impulsores y difusores) superpuestas una sobre otra para lograr obtener la

altura de columna deseada. La bomba centrífuga convierte la energía

mecánica en energía hidráulica en el seno del líquido que está siendo

bombeado. Esta energía se presenta como energía de velocidad, energía de

presión, o ambas.

La bomba electrosumergible opera con mayor eficiencia cuando solo líquidos

son producidos a través de la bomba. La producción de gas libre a través de

la bomba reduce su eficiencia y tiene un negativo en la cantidad de columna

generada. La magnitud de la degradación de columna dinámica de fluido

(THD) depende en parte de la presión de entrada a la bomba (PIP), al

disminuir la presión PIP se magnifica el efecto del gas libre en la columna

dinámica de fluido.

El aumento en la cantidad de gas libre dentro de la bomba reduce la

columna de fluido generada y aumenta el riesgo de que la bomba se trabe

debido a “gas lock”. El flujo desarrollado dentro de un impulsor es un flujo

inestable y tridimensional, la columna de fluido generada por un impulsor

puede ser calculada teóricamente por medio de las ecuaciones de momento

y energía usando balance de masas para obtener las velocidades de entrada

y salida del fluido en el impulsor asumiendo un flujo uni-dimensional. La

columna TDH calculada teóricamente es una aproximación de la columna de

fluido real generado por un impulsor.

56

En el estudio teórico se asume un flujo uni-dimensional en el que se

descartan movimientos secundarios y se asume que el fluido recorre

exactamente los pasajes entre los alabes del impulsor y sale del impulsor

con una dirección tangencial a la superficie de los alabes (número infinito de

alabes). Al conjunto de ecuaciones para calcular la columna ideal de fluido

generada por un impulsor se les conoce como la ecuación de Euler. La

relación de la columna ideal de fluido desarrollada y la capacidad de

circulación de la bomba se puede observar en la Figura 3.7

Figura 3.7 Columna TDH

(REDA, 2008)

La columna actual de fluido desarrollada por la bomba es menor que la

calculada teóricamente usando la ecuación de Euler. Debido a las pérdidas

que ocurren dentro de cada etapa de la bomba las cuales no son

consideradas en el análisis teórico. En general las pérdidas en la bomba

pueden ser clasificadas en pérdidas por escape, hidráulicas, mecánicas y

pérdidas del impulsor.

Perdidas por escape:

Estas ocurren cuando el fluido se filtra entre los espacios del impulsor y el

difusor.

57

Perdidas hidráulicas:

Estas se desarrollan debido a la complejidad del patrón de flujo dentro del

impulsor. La magnitud de esta variable aumenta al introducir gas libre dentro

de la bomba.

Pérdidas del impulsor:

Estas ocurren debido a la fricción entre las paredes del impulsor y el fluido,

la pérdida por los cambios en el área del impulsor ocupada por el fluido, y las

pérdidas ocasionadas por la circulación del fluido dentro de las cavidades de

impulsor. Este último puede ser teóricamente reducido mediante el uso de

un mayor número de alabes en el impulsor, lo cual mejora la circulación del

fluido. La cantidad de columna actual desarrollada por una etapa es menor

que la calculada teóricamente mediante la ecuación de Euler debido a los

factores previamente descritos (Figura 3.8). La curva que describe la

relación entre el caudal de flujo y la altura de columna varía de acuerdo a la

geometría de la bomba.

Figura 3.8 Columna actual del fluido

(REDA, 2008)

La bomba tiene, para una velocidad y una viscosidad del fluido estándares,

una curva de desempeño que indica la relación entre la altura de columna

desarrollada por la bomba y el gasto que circula a través de la bomba, esta

curva se basa en el desempeño actual de la bomba en condiciones

58

específicas. En una curva típica de rendimiento se puede apreciar el

comportamiento de la eficiencia de la bomba, la potencia requerida y el

rango óptimo de operación en función de la tasa de descarga, la cual

depende de la velocidad de rotación, tamaño del impulsor, diseño del

impulsor, número de etapas, la cabeza o columna dinámica en contra de la

cual la bomba debe operar y la propiedades físicas del fluido a bombear.

3.2.2.1 La Curva de Altura de Columna

Es trazada utilizando los datos de desempeño reales. Cuando la capacidad

aumenta, la altura de columna total (o presión) que la bomba es capaz de

desarrollar se reduce. Generalmente, la columna más alta que una bomba

puede desarrollar, se desarrolla en un punto en que no hay flujo a través de

la bomba; esto es, cuando la válvula de descarga está completamente

cerrada.

3.2.2.2 La Curva de Potencia al Freno (BHP)

Se traza con base en los datos de la prueba de desempeño real. Esta es la

potencia real requerida por la bomba centrífuga, tomando como base los

mismos factores constantes que se mencionaron anteriormente, para

entregar el requerimiento hidráulico.

3.2.2.3 La Eficiencia de la Bomba Centrífuga

No se puede medir directamente, debe ser computada de los datos de la

prueba ya medidos. La fórmula para calcular el porcentaje de eficiencia es:

( ) ( )

[3.1]

59

Donde:

Altura Columna = Pies

Capacidad = Galones/minuto

BHP = Potencia al Freno (HP)

3.2.3.4 Empuje Axial en la Bomba

3.2.3.4.1 Impulsor

Hay dos zonas donde se produce el empuje en una bomba. El primero es

producido por las presiones del fluido (PT& PB) en el impulsor (Figura3.9). La

presión del fluido en el área superior del cuerpo del impulsor (AT), produce

una fuerza hacia abajo en el impulsor.

La presión del fluido en el área inferior del impulsor (AB) y la fuerza de inercia

(FM) del fluido haciendo un giro de 90 grados en la entrada producen una

fuerza hacia arriba. La sumatoria de estas se llama la fuerza de empuje del

impulsor (FI).

FI = PT*AT - PB*AB - FM [3.2]

3.2.3.4.2 Eje

La segunda zona de empuje es producido por las presiones del fluido

actuando sobre el extremo del eje de la bomba (Figura 3.10) y se conoce

como empuje del eje (FS). En este caso la presión (PD) producida por la

bomba menos la presión de entrada de la bomba (PE) actuando en el área

del eje (AS) produce una fuerza hacia abajo (FS).

FS = (PD - PE)*AS [3.3]

60

Figura 3.9 Empuje axial en el impulsor Figura 3.10 Empuje axial en

de la bomba. el eje de la bomba.

(DRESSER, 1998) (DRESSER, 1998)

3.2.3.4.3 Impulsor Fijo (o de Compresión) vs. Impulsor Flotante

El método de manejo del empuje ejercido por una bomba varía dependiendo

del tipo de impulsor. La etapa de la bomba de impulsor fijo tiene sus

impulsores montados en el eje de tal forma que no se les permite moverse o

deslizarse axialmente sobre el mismo. Los impulsores están localizados de

manera tal que están girando dentro de un espacio limitado por una distancia

mínima a los difusores ubicados arriba y debajo de estos. Por lo tanto, el

empuje del impulsor (FI) es transferido al eje de la bomba. El cojinete de

empuje de la sección de sello tiene que llevar el empuje total (FT = FI + FS)

de la bomba. La etapa de la bomba de impulsor flotante permite que su

impulsor se mueva axialmente por el eje tocando las superficies de empuje

del difusor. La etapa soporta y absorbe el empuje del impulsor (FI). El

empuje es transferido a través de las arandelas de empuje al difusor y al

alojamiento. Por lo tanto, la sección de sello solamente soporta el empuje del

eje (FS) (Figura 3.10). En formulas (FS o FT = FS).

61

Es un concepto errado pero muy común pensar que el impulsor flota entre

las superficies de empuje del difusor a un flujo óptimo. Cuando el impulsor

alcanza o se acerca a su punto de empuje equilibrado (FI = 0), empezará a

ser inestable y comenzará a oscilar hacia arriba y hacia abajo. Por este

motivo los impulsores están diseñados para ser estables o para presentar un

leve empuje hacia abajo a su volumen de diseño óptimo y para pasar por

esta región de transición a un caudal más alto.

3.2.3.5 Potencia Hidráulica

La energía de salida de una bomba se deriva directamente de los

parámetros de descarga (Caudal de flujo y altura de columna generada). La

Potencia hidráulica para el agua, con gravedad específica = 1.0, puede ser

determinada como sigue:

[3.4]

Dónde:

Caudal de Flujo = Galones/Minuto (GPM)

Columna = Pies

3.2.3.6 Potencia al Freno

Es la potencia requerida por una bomba para realizar una cantidad

específica de trabajo. Se puede calcular de la siguiente forma:

( )

[3.5]

( ) ( )

[3.6]

62

3.2.3.7 Problemas Presentes en la Bomba

Cavitación

Se puede definir como el proceso de información de una fase gaseosa, en

un líquido cuando es sujeto a una reducción de presión a una temperatura

constante. Un líquido se encuentra en cavitación cuando se observa la

formación y crecimiento de burbujas de vapor (gas) como consecuencia de

reducción en presión. En una bomba centrífuga este efecto se puede

explicar de la siguiente forma. Cuando un líquido entra al ojo del impulsor de

la bomba, es sometido a un incremento de velocidad.

Este incremento de velocidad está acompañado por una reducción en la

presión. Si la presión cae por debajo de la presión de vapor correspondiente

a la temperatura del líquido, el líquido se vaporizará y por lo tanto se tendrá

como resultado el flujo del líquido más zonas de vapor.

A medida que el fluido avanza a través de los sucesivos impulsores, el

líquido alcanza una región de presión más alta y las cavidades de vapor se

derrumban. Los efectos más obvios de cavitación son el ruido y la vibración,

los cuales son causados por el colapso de las burbujas de vapor a medida

que alcanza la zona de alta presión del impulsor.

La vibración causada por este efecto puede causar la ruptura del eje y otras

fallas por fatiga en la bomba. La cavitación también puede dar origen al

desgaste de los componentes de la bomba ocasionados por corrosión o

erosión.

En las bombas electrosumergibles usadas en la industria del petróleo, la

cavitación raramente ocurre. Este problema no ocurrirá si la bomba está

diseñada adecuadamente y opera con suficiente presión de entrada.

63

Bloqueo por Gas

En la industria petrolera el bombeo por gas en una bomba electro centrífuga

se presenta cuando existe una cantidad excesiva de gas libre en el fluido

bombeado a la entrada de la bomba. El bloqueo por gas puede considerarse

como una bomba de cavitación, debido a la presencia de gas libre en la

bomba. En un pozo que tenga una cantidad excesiva de gas libre, debe

mantenerse una cierta presión de succión para controlar la cantidad de gas

libre que ingresa a la bomba y evitar el bloqueo por gas.

3.2.3 El Motor Electrosumergible

El motor eléctrico utilizado para la operación de las bombas

electrosumergibles es un motor eléctrico de inducción bipolar trifásico, tipo

jaula de ardilla el cual opera a una velocidad típica de 3600 revoluciones por

minuto “RPM” a una frecuencia de 60 Hz Figuras 3.11 y 3.12. La parte

interior del motor es llenada con un aceite mineral altamente refinado el cual

posee una considerable rigidez dieléctrica. El voltaje de operación puede ser

tan bajo como 230 voltios o tan alto como 4000 voltios. Los requerimientos

de amperaje están en un rango de 22 a 119 amperios.

La potencia (HP) desarrollada por un motor es proporcional al largo y al

diámetro del mismo. El motor electrosumergible opera mediante el uso de

una corriente alterna de tres fases la cual crea un campo magnético que gira

en el estator. Este campo magnético rotativo induce un voltaje en los

conductores de la jaula de ardilla del rotor lo cual genera una corriente que

fluye en las barras del rotor. Esta corriente de inducción en el rotor establece

un segundo campo magnético el cual es atraído al campo magnético rotativo

del estator induciendo al rotor y al eje a girar dentro del estator. Estos

motores poseen varios rotores que generalmente son de 12 a 18 pulgadas

de largo, los cuales se encuentran montados sobre un eje y localizados en

64

un campo magnético (estator) ensamblado dentro de una carcaza de acero.

Los motores sencillos más grandes pueden desarrollar una potencia de 900

HP (serie 738), mientras motores ensamblados en tándem pueden

proporcionar 1800 HP (serie 738-tándem)de potencia a una frecuencia de 60

Hz.

Figura 3.11 Esquema de Figura 3.12 Protector de

Un Motor BES. Un Motor BES.

(OilMail, 2012) (OilMail, 2012)

El estator está compuesto por un grupo de electroimanes (laminaciones

magnéticas) individuales arreglados de tal manera que forman un cilindro

hueco con un polo de cada electroimán mirando hacia el centro del grupo.

Además de las laminaciones magnéticas, laminaciones de bronce están

localizadas en las áreas de cojinetes con el fin de eliminar la potencia de los

65

cojinetes a girar como resultado de las líneas magnéticas de flujo producidas

por las corrientes de remolino. Un alambre de cobre aislado llamado

“MafnetWire” es introducido en las ranuras de las láminas del estator

formando tres fases eléctricas separadas en intervalos de 120 grados a lo

largo de la periferia del estator. El bobinado del motor es encapsulado bajo

presión y al vacío por un encapsulado epoxico el cual provee mejor soporte

al bobinado, mejora la fuerza dieléctrica e incrementa la conductividad de

calor. El rotor también está compuesto de un grupo de electroimanes

arreglados en un cilindro con los polos mirando hacia los polos del estator. El

rotor gira simplemente por medio de atracción y repulsión magnética al tratar

sus polos de seguir el campo eléctrico rodante generado por el estator.

No existe una conexión eléctrica externa entre el rotor y el estator, el flujo de

corriente a través de los polos eléctricos del rotor es inducido por el campo

magnético creado en el estator. El movimiento eléctrico es creado por el

cambio progresivo de la polaridad en los polos del estator de manera que su

campo magnético combinado gira. En un motor de corriente alterna, esto se

logra fácilmente ya que la inversión de la corriente cada medio ciclo

automáticamente cambiará la polaridad en cada polo del estator. La

velocidad a la cual gira el campo del estator es la velocidad de sincrónica, y

se puede calcular con la siguiente ecuación:

[3.7]

Dónde:

N = Velocidad en R.P.M.

F = Frecuencia en Hertz.

P = Número de Polos Magnéticos Dentro del Motor.

Como se puede apreciar, la velocidad del campo magnético se puede

cambiar variando la frecuencia aplicada al motor. El rotor pretenderá seguir

el campo magnético generado por el estator, sin embargo, debido a la

66

resistencia de los conductores del rotor, éste se retardará con respecto al

campo magnético. Este fenómeno es reconocido como deslizamiento “slip” y

los cálculos muestran que es aproximadamente en 3% de la velocidad de

sincronismo del motor.

Los componentes internos del motor están diseñados para resistir

temperaturas de 260ºC (500ºF). La temperatura del motor en una instalación

del bombeo electrosumergible está determinada por varios factores,

principalmente por la velocidad y la viscosidad del fluido que circula

alrededor de la parte exterior del motor y por la circulación interna del aceite

dieléctrico del motor. Es de suma importancia que la temperatura de

operación del motor se mantenga por debajo de sus límites operacionales de

sus componentes para prevenir fallas al sistema.

3.2.4 El Sello

El sello o sección sellante está ubicado entre la parte superior del motor y la

pared interior de la bomba, puede ser instalado como una unidad sencilla o

una unidad tándem. El sello está diseñado para proteger al motor por medio

de cuatro funciones básicas, las cuales son:

1) Provee el volumen necesario para permitir la expansión del aceite

dieléctrico contenido en el motor. La expansión se debe al incremento

de temperatura del motor cuando la unidad está en operación y a la

temperatura de fondo del pozo.

2) Igualar la presión en la cavidad del pozo con fluido dieléctrico del

motor. Esta igualación de presiones a lo largo del motor evita que el

fluido del pozo pueda infiltrarse en las uniones sellantes del motor. El

ingreso del fluido del pozo al motor causarán una falla dieléctrica

67

prematura. La bolsa elastomérica al igual que las cámaras

laberínticas, permiten que se lleve a cabo el equilibrio de la presiones.

3) Proteger al motor de la contaminación de los fluidos del pozo. La

contaminación del aislamiento del motor con el fluido del pozo

conlleva una falla temprana del aislamiento. La sección sello contiene

múltiples sellos mecánicos montados en el eje que evitan que el fluido

del pozo ingrese por el eje. Las bolsas elastoméricas, proporcionan

una barrera positiva para el fluido del pozo. Las cámaras laberínticas

proporcionan separación del fluido en base a la diferencia de

densidades entre el fluido del pozo y el aceite del motor. Cualquier

fluido del pozo que pase por los sellos superiores del eje o por la

cámara superior es contenido en las cámaras laberínticas inferiores

como un medio de protección secundario.

4) Absorber el empuje axial descendente de la bomba. Esto se lleva a

cabo por medio de un cojinete de empuje deslizante. El cojinete utiliza

una película hidrodinámica de aceite para proporcionarle lubricación

en la operación. El empuje descendente es el resultado de la presión

desarrollada por la bomba actuando sobre el área del eje de la bomba

y el empuje residual transferido por cada impulsor individual al eje.

La cámara de empuje está conformada por cuatro partes fundamentales: el

soporte de la zapata, la zapata, el rodete de empuje y el anillo de empuje

ascendente. La zapata compuesta de seis a nueve secciones individuales

(cojinetes de empuje) montadas en pedestales ubicados en el centro de

dichas secciones. Esta configuración varía según el diseño. La zapata

descansa sobre un soporte, quedando fija por medio de unos pines guía.

Ensamblando al eje se encuentra el rodete de empuje, el cual gira

permanentemente sobre la zapata, disipando el calor generado por el

contacto entre estas superficies por medio de la circulación del aceite

dieléctrico en un movimiento centrífugo. Sosteniendo éste conjunto, se

encuentra el anillo de empuje ascendente, el cual va roscado a la carcaza de

68

la cámara de empuje. Este anillo permite un leve juego axial del rodete de

empuje para que se forme una película de aceite a través de toda el área

entre las superficies de contacto. La película de lubricación se podrá

mantener solamente en una distancia limitada debido a los efectos de la

viscosidad, la carga, la temperatura, etc.

Los cuatro principales enemigos de los cojinetes de empuje son:

1.- Reducción en la viscosidad asociada por el incremento de temperatura.

2.- Falta de alineación.

3.- Partículas extrañas.

4.- Vibración.

Los sellos vienen en varios tamaños para unir motores y bombas de

diferentes diámetros. El eje del motor es conectado al eje de la bomba por

medio del eje del sello, el cual tiene una terminación con estrías en cada

extremo. El extremo superior de eje del sello se une al eje de la bomba de tal

manera que el peso del eje de la bomba, la carga hidráulica longitudinal en

el eje de la bomba, y cualquier carga longitudinal de los impulsores fijos es

transmitida de la bomba al eje del ensamble del sello. Estas cargas son

trasferidas a su vez al cojinete de empuje, aislándolas del eje del motor.

3.2.5 Separador de Gas Rotativo

La capacidad de la bomba centrífuga para el manejo eficiente del gas, es

limitada. Por esta razón en las instalaciones de bombeo electrosumergible,

para pozos con elevada relación gas-aceite (alto GOR de producción), es

necesario emplear separadores de gas. La eficiencia de la bomba es

efectuada notablemente con la presión de gas libre. Si el gas presente en la

bomba está en solución, es decir, que la presión existente se encuentra por

encima del punto de burbuja del gas, la bomba operará normalmente como

si estuviese bombeando un líquido de baja densidad. El diseño de la bomba

69

electrosumergible le permite operar normalmente con un porcentaje de gas

libre de hasta el 10% de volumen. Si el gas libre presente en la entrada de la

bomba es de más del 10%, afectará su funcionamiento e incrementará la

posibilidad de cavitación o bloqueo por gas en la bomba. Cuando el gas libre

presente en la entrada de la bomba se aproxima a este rango es

recomendable el uso del separador de gas o etapas especialmente

diseñadas para el manejo de gas libre.

En un separador de gas rotativo el fluido entra y es guiado hacia una cámara

centrífuga rotativa por la acción de un inductor. Una vez en la cámara de

separación rotativa, el fluido con la mayor gravedad específica es llevado

hacia la pared externa de la cámara rotativa por la fuerza centrífuga, dejando

que el gas libre migre hacia el centro de la cámara. El gas es separado del

fluido por medio de un divisor al final del separador y es expulsado

nuevamente al espacio anular del pozo. El fluido más pesado se dirige hacia

la entrada de la bomba en donde es bombeada hacia la superficie. La

corriente rica en gas libre es venteada a la superficie por el espacio anular.

El separador de gas típico tiene un rango de eficiencia de 80% a 95%. La

eficiencia del sistema se ve afectada por los volúmenes, la composición y las

propiedades del fluido. Los dispositivos de separación de gas se conectan

frecuentemente en tándem para mejorar la eficiencia total en aplicaciones

con elevada cantidad de gas libre.

3.2.6 BOMBA CENTRÍFUGA

Las bombas electrosumergibles son bombas centrífugas multietapas las

cuales están construidas en diferentes diámetros dependiendo del espacio

disponible en el pozo Figuras 3.9 y 3.10. Cada etapa consiste de un impulsor

rotatorio y un difusor estacionario, se superponen varias etapas para obtener

la altura de columna deseada.

70

La bomba centrífuga trabaja por medio de la transferencia de energía del

impulsor al fluido desplazado, el cambio de presión-energía se lleva a cabo

mientras el líquido bombeado rodea el impulsor, a medida que el impulsor

rota, imparte un movimiento rotatorio al fluido el cual se divide en dos

componentes. Uno de estos movimientos es radial hacia afuera del centro

del impulsor y es causada por una fuerza centrífuga.

El otro movimiento va en la dirección tangencial al diámetro externo del

impulsor. La resultante de estos dos componentes es la dirección de flujo. La

función del difusor es convertir la energía de alta velocidad y baja presión,

energía de baja velocidad y alta presión.

Figura 3.13 Corte de una Figura 3.14 Partes de una

Bomba Centrífuga Bomba Centrífuga

(OilMail, 2012) (OilMail, 2012)

Las bombas electrosumergibles se pueden clasificar en dos categorías

generales de acuerdo al diseño de sus impulsores; las de flujo radial, son por

lo general bomba de bajo caudal. El impulsor descarga la mayor parte del

fluido en una dirección radial. Cuando las bombas alcanzan flujos de diseño

71

del orden de aproximadamente 1900 BPD (300 m3/d) en las bombas serie

400 y del orden de 3500 BPD (550 m3/d) en bombas de mayor diámetro, el

diseño cambia a un flujo mixto. El impulsor en este tipo de diseño de etapa le

imparte una dirección al fluido que contiene una componente axial

considerable, a la vez que mantiene una dirección radial. En muchos de los

diseños de bombas, los impulsores están diseñados para flotar axialmente

sobre el eje, tocando las superficies de empuje del difusor. La carga

individual de cada uno de los impulsores es absorbida por las arandelas de

empuje localizadas en el difusor. Como resultado, las bombas pueden ser

ensambladas con centenares de etapas individuales. Debido a esto, la

cámara de empuje de la sección sellante solamente soporta la carga del eje

de la bomba. Esta configuración es denominada bomba de etapa flotante. El

beneficio de este diseño es que se pueden ensamblar bombas de muchas

etapas sin necesidad de alinear los impulsores milimétricamente. Cuando se

tiene diámetros del orden de seis pulgadas (150mm), los impulsores están

montados de tal forma que no se les permite moverse o deslizarse sobre el

eje. Los impulsores están localizados de manera tal que se encuentran

girando dentro de un espacio limitado por una distancia mínima entre los

difusores ubicados arriba y abajo de estos. En este tipo de bombas el

empuje del impulsor es transferido al eje de la bomba y no es absorbido por

los difusores, sino por el cojinete de empuje de la sección sellante.

Esta configuración se denomina de impulsor fijo o diseño de bomba de

compresión. Los impulsores tiene un diseño con alabes curvados totalmente

cerrados, cuya máxima eficiencia es una función del diseño y tipo de

impulsor y cuya eficiencia de operación es una función del porcentaje de la

capacidad de diseño a la cual opera la bomba. La relación matemática entre

la altura de columna, la capacidad o caudal, eficiencia y potencia al freno se

expresa con la siguiente fórmula para la potencia.

[3.8]

72

Dónde:

Q = Volumen.

H = Altura de Columna.

La configuración y los diámetros del impulsor de la bomba determinan la

cantidad de energía de aceleración que es transmitida al fluido. El diámetro

externo del impulsor está restringido por el diámetro interno de alojamiento

de la bomba, que a su vez está restringido por el diámetro interno del

revestimiento (casing) del pozo. El diámetro interno del impulsor depende del

diámetro externo del eje, que debe ser lo suficientemente resistente para

transmitir potencia a todas las etapas de la bomba. Las bombas centrífugas

sumergibles se fabrican para diferentes tamaños de tubería de

revestimiento.

Las etapas están diseñadas de tal manera de mantener una fuerza de

empuje axial descendente en el impulsor en todo su rango de

funcionamiento. Esta fuerza puede variar desde un valor bajo en el punto de

operación máximo con una fuerza de empuje creciente hacia el punto

mínimo de operación. Están diseñadas de esta manera para asegurar un

funcionamiento hidráulico estable. Por lo tanto, la debe funcionar dentro del

rango de operación recomendado para proporcionar una óptima vida útil. Las

bombas que funcionan fuera de este rango, tendrán una vida útil reducida y

pueden tener un efecto negativo en los otros componentes del sistema

electrosumergibles.

La capacidad de descarga de la bomba electrocentrífuga sumergible

depende de la velocidad de rotación (r.p.m.), del diseño de la etapa, la altura

dinámica contra la cual debe funcionar y las propiedades físicas del fluido

que está siendo bombeado. La altura de columna dinámica total de la bomba

es el producto del número de etapas por la altura de columna generada por

cada etapa.

73

3.2.6.1 La Columna Dinámica Total (TDH)

Es la altura total requerida para bombear la capacidad de fluido deseada.

Esta altura referencia a los pies de líquido bombeado y se obtiene con la

suma del levantamiento neto del pozo, la pérdida de carga por fricción en la

tubería y la presión de descarga de la cabeza del pozo.

[3.9]

Dónde:

NL: Es la diferencia vertical en pies o metros, entre la cabeza del pozo y el

nivel estimado de producción.

FL: Es la columna requerida para vencer las pérdidas por fricción en la

tubería.

WHP: Es la presión necesaria para superar la presión existente en la línea

de flujo.

3.2.7 Tableros de Control para Motores

Hay tres tipos básicos de controladores para motores utilizados en las

aplicaciones con equipos electrosumergibles: el panel de control, el

“arrancador suave” (soft-start), y el controlador de velocidad variable (VSD).

Normalmente todos utilizan un sistema de circuitos de estado sólido que

proporcionan protección, lo mismo que un medio de control, para el sistema

electrosumergible. Los controladores varían en tamaño físico, diseño y

niveles de potencia.

Algunos controladores de motor son simples en su diseño, mientras que

otros pueden ser extremadamente sofisticados y complejos, ofreciendo

numerosas opciones que fueron diseñadas para aumentar los métodos de

control, protección, y monitoreo del equipo ESP.

74

La selección de un equipo a comparación de otro depende de la aplicación,

la economía y el método preferido de control.

3.2.7.1 Paneles de Control (Velocidad Fija) Switchboard

El panel de control (arrancador directo a la línea) consiste en un arrancador

de motor, sistema de circuito de estado sólido para la protección de

sobrecarga o baja carga, un interruptor de desconexión manual o

automático, un circuito temporizador y un amperímetro registrado. Algunos

sistemas de control poseen equipos de superficie para uso con equipo de

detección y registro de la presión y la temperatura en el fondo del pozo,

instalados dentro del gabinete del controlador del motor. Se proveen fusibles

para la protección por corto circuito.

Los dispositivos de control externos deben estar en interface con el

controlador según recomendación y/o aprobación el fabricante de la bomba

para proveer un funcionamiento seguro y libre de problemas. Todos los

dispositivos de control externos están conectados a un temporizador el cual

activa o desactiva el control después de un cierto intervalo de tiempo. Los

dispositivos de control externo normalmente utilizados son controles de nivel

de tanque o interruptores de presión de línea.

La mayoría de los controladores de estado sólido ofrecen protección de baja

carga en las tres fases, protección por sobrecarga, y protección automática

contra desbalances de corriente o voltaje. Es necesaria una protección por

baja carga o agotamiento de nivel del pozo dado que un flujo pasante por el

motor a baja velocidad no proporcionaría un enfriamiento adecuado. Se

incluye generalmente circuitos diseñados para arranques automáticos.

Cuando se arranca un sistema ESP, con un panel de control, la frecuencia y

el voltaje son los mismos en las terminales de entrada y salida. Esto da

75

como resultado un funcionamiento a velocidad fija. Cuando arranca, el motor

alcanzará su velocidad de diseño en una fracción de segundo.

Durante la puesta en operación de un equipo ESP, con panel de control, si

se aplica el 100% de voltaje de placa, a las terminales del motor en el

arranque, éste puede consumir momentáneamente hasta 5 a 8 veces su

corriente nominal. Esta alta corriente de arranque permite que el motor

entregue varias veces su torque o par nominal, lo cual puede causar

esfuerzos eléctricos y mecánicos excesivos en el equipo ESP,

especialmente en aplicaciones poco profundas. Los equipos ESP, se

instalan generalmente a una profundidad que requiere varios miles de pies

de cable de potencia. Durante el arranque, el tramo de cable produce una

caída de voltaje al motor. Este arranque a voltaje reducido reduce la

corriente inicial de arranque y el torque.

3.2.7.2 Arrancador Suave

El arrancador suave fue diseñado para reducir los esfuerzos eléctricos y

mecánicos que se asocian con el arranque de los equipos ESP, para

aplicaciones de baja profundidad. El arrancador suave es similar a un panel

de control estándar; fue diseñado para hacer caer el voltaje en los terminales

del motor durante la fase inicial del arranque. Los métodos más comunes

usados para el arranque a voltajes reducido de los motores trifásicos de

corriente alterna tipo jaula de ardilla utilizan reactores primarios, o

dispositivos de estado sólido.

El arranque suave se logra controlando la cantidad de potencia entregada al

motor a medidas que toma velocidad. Los sistemas que utilizan reactores

primarios dependen de la energía magnética en el devanado del reactor para

hacer bajar el voltaje durante el arranque. Después del encendido, los

circuitos del reactor son derivados para permitir una operación normal.

76

El arranque suave en estado sólido utiliza típicamente semiconductores de

potencia del tipo SCR (rectificadores de control de silicio) para regular la

potencia del motor electrosumergible. Como en los sistemas que usan

reactores primarios, los SCR, serán derivados poco después de que el

equipo ESP alcanza la velocidad de diseño.

3.2.7.3 Controlador de Velocidad Variable (VSD)

La bomba electrocentrífuga es típicamente poco flexible cuando opera a una

velocidad fija; el equipo está limitado a una gama fija de caudales de

producción y a una altura de columna dinámica generada que es fija para

cada caso. El Controlador de Velocidad Variable (VSD) ha ganado rápida

aceptación como un accesorio del sistema ESP, de gran valor para aliviar

estas restricciones. Permitiendo que se varíe la velocidad del equipo entre

30 y 90 Hz, con lo cual se puede cambiar el caudal, la altura de columna

dinámica o ambas, dependiendo de las aplicaciones. Estos cambios se

logran con solo cambiar la velocidad de operación, sin modificaciones al

equipo en el fondo del pozo.

La operación básica de VSD es convertir la potencia de trifásica de entrada,

típicamente a 480 voltios, a un suministro de potencia de (directa). Luego,

utilizando los semiconductores de potencia como interruptores de estado

sólido, invierte secuencialmente este suministro de corriente continua para

regenerar 3 fases de salida en corriente alterna de potencia seudo-

sinusoidal, cuya frecuencia y voltaje son controlables. La flexibilidad en el

bombeo fue el propósito original de la aplicación de los VSD a los sistemas

ESP, pero se han logrado obtener muchos otros beneficios. De interés

particular son aquellos que pueden alargar la vida del equipo subsuperficial:

el arranque suave, la velocidad controlada automáticamente, la supresión de

transitorios de línea y la eliminación de los estranguladores en superficie.

77

El VSD aísla la carga de las interrupciones de entrada y transitorios

causados por rayos; balancea el voltaje de salida para reducir el

calentamiento del motor, ignora la inestabilidad en la frecuencia de los

suministros son generador, compensa las caídas de tensión o desconecta la

unidad de la línea, y minimiza la presión eléctrica y mecánica durante el

arranque. Además, dependiendo de la aplicación, el CSD puede mejorar la

eficiencia total del sistema, reducir el tamaño de la unidad subsuperficial y

proveer funciones de control inteligentes para maximizar la producción.

Todos estos beneficios no pueden lograrse simultáneamente; sin embargo,

el usuario puede elegir y seleccionar la combinación más adecuada para su

aplicación.

3.2.8 La Bomba, el Motor y el VSD

Normalmente la bomba es escogida para entregar una cierta salida

hidráulica a una velocidad particular. El tamaño del motor puede

seleccionarse de manera que su capacidad se ajuste a la bomba cuando

opera a la velocidad escogida. Por encima de esa velocidad el motor estará

sobrecargado y habrá una condición de baja carga a velocidades más

lentas, debido a la naturaleza cúbica de la carga de la bomba. Esto se refleja

en la corriente consumida por el motor. El amperaje de placa del motor solo

será consumido a la velocidad escogida. El requerimiento KVA en la

superficie se calcula en la forma normal, incluyendo

La pérdida resistiva en el cable, pero el cálculo se realiza a la frecuencia

máxima, ya que esto representa el requerimiento pico del sistema. Se

escoge una unidad VSD cuya capacidad en KVA se ajuste o exceda los

requerimientos. La característica lineal de rendimiento de potencia del motor

intercepta la característica cúbica de la potencia consumida por la bomba a

la frecuencia máxima de diseño. Las frecuencias de operación más altas

78

podrían generar una situación de sobrecarga del motor. Estos principios

cubren la teoría, pero en la práctica hay varios detalles adicionales que

necesitan ser tomados en consideración cuando se diseña un sistema VSD

total.

3.2.8.1Limitación del Eje de la Bomba

Debido a que la capacidad de potencia del eje es proporcional a la

velocidad, mientras que la potencia requerida por la bomba es una función

cúbica de la velocidad, para cualquier bomba habrá una velocidad por

encima de la cual la capacidad nominal del eje será excedida. Esta

capacidad nominal deberá ser revisada para la frecuencia máxima de

operación. Debe reconocerse que operar un eje de bomba a altas

temperaturas maximiza su capacidad para entregar potencia y esto puede

ser significativo en las instalaciones donde la resistencia del eje es un factor

limitante.

3.2.8.2 Límite del Alojamiento de la Bomba

La resistencia del alojamiento se define normalmente como una presión

diferencial limitante para las roscas de la carcaza en la descarga de la

bomba. Si se excede, las roscas pueden reventar. Cuando funciona a una

frecuencia alta, la presión de válvula cerrada (flujo cero) generada por la

bomba puede exceder este límite. No existe nunca la intención de operar el

equipo contra una válvula cerrada, pero los accidentes pueden ocurrir por lo

cual se toma precauciones para evitar esta situación. La detección normal de

una baja carga no es suficiente. Un interruptor para alta presión su

superficie, por ejemplo, puede proteger al menos los problemas provenientes

de bloqueo en las líneas de producción.

79

3.2.8.3 Vibración y Desgaste

La vibración se define como el movimiento de un cuerpo alrededor de un

punto de equilibrio. La vibración hacia los lados con respecto a la longitud

del equipo electrosumergible se denomina vibración lateral. La vibración que

tuerce el eje del equipo ESP, es una vibración torsional. Puede ser el

resultado de fuerzas acusadas por desbalances, por fricción entre partes o

fricción del fluido. Estas fuerzas se encuentran en cualquier máquina que

tenga partes móviles. Otros factores que afectan a la vibración son el tipo de

movimiento en la máquina, la masa, la velocidad, la rigidez, y el

amortiguamiento de la máquina.

Otra característica de la vibración es su prioridad. Esto significa que puede

ser representada por una sumatoria de funciones sinusoidales de frecuencia

diferente. Una gráfica de la amplitud de la onda sinoidal contra la frecuencia

de la onda se llama “espectro de vibración”. Una vibración de gran amplitud

a una frecuencia particular, que es causada por una fuerza relativamente

pequeña se llama “frecuencia natural” o “frecuencia crítica”. La vibración de

amplitud grande puede ser potencialmente dañina para cualquier equipo

mecánico. Las frecuencias naturales están generalmente relacionadas con la

raíz cuadrada de la relación de la rigidez dividida por la masa del sistema.

En general, debido a la longitud grande y al diámetro pequeño del equipo de

bombeo Electrosumergible, la frecuencia natural del sistema es muy baja. La

experiencia ha demostrado que en estas condiciones, cuanto menor sean

las frecuencias naturales menores serán los niveles de vibración.

El amortiguamiento es otro efecto que reduce la amplitud de la vibración a

las frecuencias naturales. El amortiguamiento crítico es el amortiguamiento

que completamente elimina el efecto de la frecuencia natural. Los sistemas

ESP, generalmente tienen un amortiguamiento alto debido al fluido del motor

y en el sello, y el fluido que está siendo bombeado. Las frecuencias

80

naturales no traen como resultado problemas de vibración excepto en

condiciones muy especiales.

Las altas velocidades de operación, colas las que se dan con un controlador

de frecuencia variable, incrementarán la vibración debido al desbalance. Las

fuerzas debidas a un peso desbalanceado son proporcionales al cuadrado

de la frecuencia de operación. Los fabricantes toman precauciones para

mantener la concentricidad requerida y prevenir el desbalance. También

desbalancean las partes rodantes más pesadas, para minimizar los efectos

del desbalanceo, en el equipo ESP.

El desbalance excesivo, y la vibración resultante, provocarán el desgaste de

cojinetes y el anillo sellante de las etapas. El desgaste por abrasión es

proporcional a la frecuencia de funcionamiento del equipo ESP. Se el

desgaste abrasivo es un problema en un pozo particular, las velocidades de

operación mayores incrementarán el desgaste, pero las velocidades de

operación más bajas producirán un desgaste, mucho menor. El VSD se

puede utilizar en estos para operar a velocidades más bajas a expensas del

uso de una bomba y/o motor más grande. En las áreas donde los costos de

remover el equipo son muy altos, esto puede dar como resultado una

reducción de costos operativos totales.

3.2.8.4 Eficiencia del Motor

La forma de onda del voltaje generado por el VSD es generalmente una

onda pseudo-sinoidal de seis o doce pasos. La forma de onda de la corriente

se acerca a la forma sinusoidal, pero el contenido de armónicos genera

mayores pérdidas en el menor (del orden de 10%) el balance exacto de los

voltajes en las tres fases sin embargo, reduce las pérdidas y la mayoría de

los fabricantes de equipo ESP. Estima que los dos efectos se cancelan. El

incremento proporcional en las perdidas debido a los armónicos es mucho

81

más significativo en motores de superficie debido a su mayor eficiencia de

base.

La operación a frecuencias elevadas puede aumentar las pérdidas, pero no

tan dramáticamente como se podría esperar. Considerando el caso de flujo

magnético constante, el calentamiento resistivo en los devanados y todas las

pérdidas del rotor permanecen constantes, por lo tanto contribuyen una

pérdida porcentual menor a velocidades más altas. Las pérdidas en el

estator son aproximadamente proporcionales a la frecuencia y por lo tanto

no contribuyen en un cambio porcentual, pero las pérdidas de fricción en el

entrehierro son aproximadamente proporcionales al cuadrado de la

velocidad y si aumenta la pérdida porcentual total a velocidades más altas.

3.2.8.5 Calentamiento del Motor

Aún si la eficiencia del motor permaneciera constante, la re-clasificación de

un motor de tamaño particular a una potencia más alta a una frecuencia

mayor significa que más kilovatios deben ser disipados a través de un área

superficial que no cambia. La temperatura interna del motor en una

instalación real ESP es determinada por muchos factores. Las variables más

importantes son la velocidad y la viscosidad del fluido a medida que este por

el alojamiento del motor, ya que es ésta la forma de remover el calor del

motor. Para compensar el calor adicional generado en una aplicación VSC

de alta frecuencia, los fabricantes recomiendan normalmente mantener una

alta tasa de flujo mínimo pasando por el motor.

3.2.8.6 Aislamiento del Motor

No hay que preocuparse por las frecuencias entre bajas y normales, pero en

frecuencias altas el aislamiento de los devanados del motor y en particular la

82

conexión del cable de extensión al motor (pothead) están siendo

sobrecargadas más de lo normal ya que el voltaje aumenta en proporción a

la frecuencia. Algunos fabricantes especifican un límite para el voltaje

aplicado a sus motores. Siempre está disponible al menos un pequeño

margen por encima del voltaje nominal ya que la unidad está completamente

protegida de sobrecargas, pero una predicción analítica bien definida no es

posible.

3.2.8.7 Arranque

En el campo, un arranque normal directamente conectado a la línea es un

evento pobremente controlado. Idealmente, los dos modos son deseables,

es preferible un arranque suave en condiciones de flujo limpio; por otra parte

la presencia de arena o carbonatos requiera de un torque lo más alto

posible. Los factores principales que influyen en un arranque directo de línea

son la impedancia del cable y la regulación de suministro de potencia.

Ninguno de los dos puede ser alterado de manera que el controlador

estándar siempre entrega un torque excesivo en instalaciones poco

profundas, con suministro fuerte. El VSD, utilizando a bajas frecuencias,

puede desplazar la curva caudal-velocidad del motor para lograr caudales de

flujo más bajos con baja corriente. El VSD también puede ser ajustado para

entregar un máximo torque con corriente de arranque bajas aumentando la

frecuencia de operación a un valor más alto.

Existe un efecto complicado cuando se introduce un tramo largo de cable

entre el VSD y el motor. La caída del voltaje del cable empieza a ser un

porcentaje muy grande del voltaje requerido en superficie cuando se opera

en baja frecuencia-requiriéndose por lo tanto de un incremento la relación

voltios/Hertz del VSD, ara entregar voltios de arranque en el fondo del pozo.

Esto podría saturar a un trasformador estándar por lo cual se deben proveer

83

diseños con baja densidad de flujo magnético para el trasformador de salida

que entrega el voltaje requerido por el motor subsuperficial.

3.2.9 Equipos Adicionales

3.2.9.1 Monitor de Presión y Temperatura de fondo de pozo

Se puede obtener datos valiosos de comportamiento de la bomba y del

yacimiento mediante el empleo de sistemas de detección de presión y la

temperatura en el fondo del pozo. Correlacionando la presión del yacimiento

con la tasa de producción, un operador puede determinar cuándo es

necesario cambiar el tamaño de la bomba, cambiar el volumen de inyección

o considerar una intervención del pozo. Los proveedores de los sistemas

ESP, ofrecen diferentes tipos de sensores de presión y temperatura de fondo

de pozo.

Estos sistemas varían en diseño, costo precisión, confiabilidad, operación y

capacidad. El sistema típico tiene la capacidad de (1) monitorear

continuamente la temperatura y la presión de fondo del pozo, (2)

proporcionar la detección de fallas eléctricas, (3) puede colocarse en

interface con el controlador de velocidad variable para regular la velocidad y

(4) transferencia eléctrica de datos.

3.2.9.2 Trasformadores

La distribución de la energía eléctrica en los campos petroleros se realizará

generalmente a altos voltajes tal como 13800 voltios. Debido a que el equipo

ESP funciona con voltajes entre 1000 y 4000 voltios, se requiere la

trasformación del voltaje mediante trasformadores reductores y elevadores.

84

Los trasformadores se proveen generalmente en una configuración de

devanados trifásicos estos trasformadores son unidades llenas de aceite,

auto-refrigerables y son poco comunes del punto de vista de que contienen

un número considerable de derivaciones en el secundario que permite un

amplio rango de voltajes de salida.

Este amplio rango de voltajes es necesario para poder ajustar el voltaje

requerido en la superficie para una variedad de posibilidades de caídas de

voltaje en el cable que ocurren debido a las diferentes profundidades en las

cuales se instala el sistema ESP.

Durante el trasporte de la energía eléctrica se originan pérdidas que

dependen de su intensidad. Para reducir estas pérdidas se utilizan tensiones

elevadas, con las que, para la misma potencia, resultan menores

intensidades. Por otra parte es necesario que en el lugar donde se aplica la

energía eléctrica, la distribución se efectúe a tensiones más bajas y además

se adapten las tensiones de distribución a los diversos casos de aplicación.

La preferencia que tiene la corriente alterna frente a la continua radica en

que la corriente alterna se puede trasformar con facilidad. La utilización de

corriente continua queda limitada a ciertas aplicaciones, por ejemplo, para la

regulación de motores. Sin embargo, la corriente continua adquiere en los

últimos tiempos una significación creciente, por ejemplo, para el trasporte de

energía a tensiones extra altas.

Para trasportar energía eléctrica de sistemas que trabajan a una tensión

dada a sistemas que lo hacen a una tensión deseada se utilizan los

trasformadores. A este proceso de cambio de tensión se le llama

“transformación”.

Se denomina trasformador a una máquina eléctrica que permite aumentar o

disminuir el voltaje o tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna,

85

manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo, en el caso de

un trasformador ideal, esto es, sin pérdidas, es igual a la que se obtiene a la

salida. Las máquinas reales presentan un pequeño porcentaje de pérdidas,

dependiendo de su diseño, tamaño, etc.

Los trasformadores son dispositivos basados en un fenómeno de la

inducción electromagnética y están constituidos, en su forma más simple,

por dos bobinas devanadas sobre un núcleo cerrado de hierro dulce o hierro

silicio. Las bobinas o devanados se denominan primarios y secundarios

según correspondan a la entrada o salida del sistema en cuestión,

respectivamente.

También existen trasformadores con más devanados; en este caso, puede

existir un devanado “terciario”, de menor tensión que el secundario. El

trasformador es un dispositivo que convierte energía eléctrica de un cierto

nivel de voltaje, en energía de otro nivel de voltaje, por medio de la acción de

un campo magnético.

Está constituido por dos o más bobinas de alambre, aisladas entre sí

eléctricamente por lo general y arrolladas alrededor de un mismo núcleo de

material ferromagnético.

3.2.9.3 Caja de Conexiones

La caja de conexiones, algunas veces llamado caja de Venteo, realiza tres

funciones: (1) proporcionar un punto para conectar el cable proveniente del

controlador al cable del pozo, (2) proporcionar un desfogue a la atmósfera

para el gas que puede migrar por el cable de potencia desde el fondo y (3)

proporcionar punto de prueba fácilmente accesibles para la revisión eléctrica

de los equipos sub-superficiales.

86

3.2.9.4 Cabeza de Pozo

La cabeza de pozo está diseñada para soportar el peso del equipo

subsuperficial y se usa para mantener control sobre el espacio anular del

pozo. Debe estar equipada con un bonete o un empaquetamiento que

proporcione un sello positivo alrededor del cable y de la tubería de

producción, o un penetrador eléctrico.

Hay varios métodos disponibles de los fabricantes de cabezas de pozo para

lograr su empaquetamiento. Dependiendo del método empleado, el

empaquetamiento podrá resistir presiones diferentes que alcanzan los

10.000 psi.

3.2.9.5 Válvula de Retención

Puede utilizar una válvula de retención, generalmente ubicada de 2 a 3

tramos de tubería por encima de la descarga de la bomba, para mantener

una columna llena de fluido sobre la bomba. Si la de retención falla o si no

se instala la pérdida de fluido de la tubería a través de la bomba puede

causar una rotación inversa de la unidad superficial cuando el motor está

parado.

La aplicación de energía durante el periodo de la rotación inversa puede

causar que se queme el motor o el cable, o que se rompa la flecha de algún

componente.

En las aplicaciones donde es posible la ocurrencia de un bloqueo por gas, es

preferible ubicar la válvula de retención más arriba, a 5 o 6 uniones por

encima de la bomba. Esto proporcionará una columna de fluido capaz de

romper un bloqueo de gas en el caso de que el equipo se pare.

87

En aquellas instalaciones donde no se utiliza una válvula de retención, se

debe permitir que trascurra el tiempo suficiente para que la tubería se drene

a través de la bomba antes de que se vuelva arrancar el motor. Se

recomienda un mínimo de 30 minutos.

3.2.9.6 Válvula de Drenado o Purga

Cada vez que se utilice una válvula de retención en una tubería de

producción, se recomienda instalar una válvula de drenado inmediatamente

por arriba de la válvula de retención para evitar la eventual remoción de la

tubería con todo el fluido contenido en él. Si no hay válvula de retención no

hay razón para que exista una válvula de bomba, ya que el fluido de la

tubería por lo general es drenado a través de la bomba cuando se realiza la

remoción.

3.2.9.7 Relevador de Rotación Inversa

Puede haber una aplicación del ESP en donde la instalación de una válvula

de retención sea poco conveniente. Tal es el caso, por ejemplo, si se tiene

conocimiento de que el equipo subsuperficial pudiera verse obstruido por

carbonatos, arenas, asfalto, etc., en estos casos podría desearse inyectar

fluidos producidos, ácidos u otros productos químicos a través de la tubería

de producción para despejar los materiales extraños. Con la instalación de la

válvula de retención en la tubería, esto no sería posible.

Hay aparatos en el mercado que pueden detectar la rotación inversa de la

bomba y evitar el arranque de un sistema ESP durante el tiempo que

perdure esta condición. Las partes electrónicas del relevador de rotación

inversa están ubicadas en el controlador y la unidad de sensores está

88

conectada eléctricamente al cable de potencia ESP. Cuando el sistema ESP,

se detiene y se permite que el fluido producido retroceda a través dela

tubería y la bomba, la potencia que está siendo generada por el motor que

gira en reversa puede ser detectada por el revelador de rotación inversa,

bloqueando cualquier intento de arranque hasta que la condición haya

terminado.

3.2.9.8 Centralizador

Los centralizadores son frecuentemente utilizados en aplicaciones del

sistema ESP para ubicar el equipo en el centro del pozo y son

especialmente útiles en pozos desviados, para eliminar el daño externo y

para asegurar la refrigeración uniforme del equipo. Hay varios tipos de

centralizadores disponibles en la industria diseñados para proteger al cable y

al equipo electrosumergible evitando la fricción con las tuberías del pozo.

En ambientes corrosivos donde se utilizan revestimientos para proteger el

diámetro exterior del equipo ESP, los centralizadores pueden ser muy

efectivos en la prevención del daño mecánico al revestimiento durante la

instalación del equipo. La experiencia ha demostrado que si el revestimiento

se daña durante la instalación, la corrosión se acelera en el punto donde se

localiza el daño.

3.2.9.9 Cable de Potencia

La potencia es transmitida al motor electrosumergible por medio de un cable

de potencia trifásico el cual se fija a la tubería de producción por medio de

fletes o con protectores sujetadores especiales. Este cable debe ser

pequeño en diámetro, bien protegido del abuso mecánico y resistente al

deterioro de sus características físicas y eléctricas por efecto de los

89

ambientes calientes y agresivos de los pozos. Los cables están disponibles

en una variedad de tamaño de conductor, que permiten una eficiente

adecuación a los requerimientos del motor.

Estos pueden estar fabricados en configuraciones redondas o plana con

armaduras de acero galvanizado, acero inoxidable, o de monel, capaces de

soportar los ambientes agresivos de un pozo petrolífero o de agua.

Todos los cables están fabricados con especificaciones rigurosas empleando

materiales especialmente diseñados para diferentes aplicaciones.

3.2.9.10 Cable Plano de Extensión del Motor (MLE)

El cable plano de extensión del motor pasa desde el motor a lo largo de la

sección sello, el separador de gas, y la bomba, más un mínimo de 6 pies por

encima de la cabeza de descarga de la bomba. Es normalmente necesario

utilizar una construcción de cable plano debido al limitado espacio anular

entre el diámetro exterior del equipo y el diámetro inferior de la tubería de

revestimiento, aunque, si el espacio existe, existe también cable redondo.

3.2.9.11 Flejes

Los flejes se utilizan para fijar el cable de potencia a la tubería de

producción. Se utiliza generalmente un intervalo de 15 pies (5 metros aprox.)

entre los flejes.

Se utiliza también los flejes para fijar el cable de extensión del motor a la

bomba y al sello; se recomienda el uso de un fleje cada 18 pulgadas y el

empleo de guardacables para máxima protección.

90

Los materiales básicos utilizados en la construcción de los flejes son el acero

al carbón, el acero inoxidable y el monel. Los materiales varían también en el

ancho y espesor, proporcionando más fuerza y soporte.

3.2.9.12 Protectores para Cable

Se utilizan protectores especiales para el cable aportándose mayor

protección mecánica en aquellos casos donde los pozos son desviados.

Estos protectores básicamente son de dos tipos: (1) protectores en las

uniones de la tubería (“cross-coupling”) protegen y sujetan al cable en la

zona de mayor riesgo: donde el diámetro de la tubería de producción es

mayor; (2) protectores para el medio de cada tubo proveen protección

adicional. Los materiales pueden variar bastante pero estos protectores son

generalmente de metal colado (acero común, inoxidable, etc.) o de algún tipo

de caucho.

3.2.10 Las Ventajas de este Sistema son:

Se pueden manejar grandes flujos (>10.000 BPPF) y altos cortes de

agua.

Normalmente el costo de levantamiento por barril disminuye con el

incremento de la tasa de flujo.

No dispone de partes movibles en superficie, siendo muy

convenientes en áreas urbanas.

La ausencia de fugas en los equipos de superficie disminuye el

impacto medioambiental.

91

Se pueden monitorear mediante controles automatizados.

Aplicable en pozos direccionales y horizontales (dependiendo del

ángulo de desviación. Normalmente <9°/100 pies).

3.2.11 Las Desventajas de este Sistema son:

El costo inicial del sistema es relativamente alto.

Su aplicación se limita a las profundidades medias, principalmente por

la degradación del aislamiento del cable y limitaciones de temperatura

de motor/sello.

Requiere una fuente estable y fiable de electricidad.

El funcionamiento de la bomba se ve afectado significativamente por

el gas libre, no siendo conveniente para pozos con RGP altas.

Para reparar los componentes del equipo de subsuelo se requiere

sacar todo el sistema usando una torre de reacondicionamiento.

Aunque existen algunos equipos especiales, la vida útil del sistema se

ve muy afectada por la producción de arena.

En las Figuras (3.13), (3.14) y (3.15). Se puede ver ejemplos de

completación de pozos en el CAMPO AUCA CENTRAL para producción

mediante Equipo BES. La Figura 3.13 muestra la completación del POZO

AUCA 10, el mismo que trabajaba con Completación Hidráulica (Ver Figura

3.4) y que posteriormente se implementó el sistema electrosumergible que

resulto más adecuado para él POZO.

92



93

Figura 3.14 Completación AUCA 60D


94

Figura 3.15 Completación AUCA 67D


ANÁLISIS DE

RESULTADOS

95

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS

ANÁLISIS TÉCNICO-COMPARATIVO DE LOS SISTEMAS DE

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN LOS POZOS DEL CAMPO

AUCA CENTRAL

4.1 ANÁLISIS TÉCNICO

4.1.1 POZOS DEL CAMPO AUCA CENTRAL

El Campo Auca Central tiene 28 pozos en producción actualmente,

provenientes de las arenas productoras Basal Tena, Napo U, Napo T y

Hollín, de los cuales un pozo produce con flujo natural (FN), 9 por medio de

bombeo hidráulico (PPH) y los restantes 18 por medio bombeo

electrosumergible (PPS). Tabla 4.1.El pozo AUC-08RE produce con flujo

natural hidrocarburos provenientes de la arena productora Hollín Superior.

Los pozos AUC-05, AUC-06, AUC-09, AUC-26, AUC-31, AUC-32, AUC-33,

AUC-34 y AUC-52 producen mediante bombeo hidráulico (PPH),

hidrocarburos provenientes de diferentes arenas productoras.

Los pozos AUC-02, AUC-10, AUC-39, AUC-40, AUC-51, AUC-60D, AUC-

61D, AUC-62D, AUC-65D, AUC-67D, AUC-70D, AUC-73D, AUC-75D, AUC-

76D, AUC-77D, AUC-86D, AUC-87D y AUC-88D producen mediante

bombeo electrosumergible (PPS), hidrocarburos provenientes de diferentes

arenas productoras.

Además de estos 28 pozos en el Campo AUCA CENTRAL se encontraban 5

pozos más en operación, pero actualmente 4 de estos pozos (AUC-04, AUC-

37, AUC-45 y AUC-46) se encuentran cerrados por muy bajo aporte; y un

96

pozo restante (AUC-55) de decidió dejarlo como POZO REINYECTOR

debido a su bajo aporte y rentabilidad.

Tabla 4.1 Potenciales Semanales Auca Central

Archivo Auca (2012)

97

En las Tablas 4.1 y 4.2 de potenciales semanales y producción diaria

podemos ver los pozos pertenecientes al CAMPO AUCA CENTRAL, el tipo

de método o sistema de producción que utiliza cada pozo, la producción

diaria del pozo, el API, el GOR, el BSW y las observaciones que se han

dado durante la semana de producción en este caso la semana del 28 de

octubre del 2012 al 05 de noviembre del 2012.

Tabla 4.2 Producción Diaria Auca Central

Archivo Auca (2012)

98

4.1.2 HISTORIAL DE COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTOS DE

LOS POZOS DEL CAMPO AUCA CENTRAL

4.1.2.1 AUCA 02

El pozo AUCA 02 quedó cerrado el 24 de octubre del 2008 desde su

completación en 1970, el 01 de agosto del 2012 se intenta reiniciar las

operaciones sin éxito por lo que el 29 del mismo año se suspenden las

operaciones. En este pozo se aplicó el bombeo electrosumergible.

Fecha de completación: 18-Julio-70

Perforaciones iniciales: Basal Tena: 8982`-9002` (20`)

Napo “U”: 9726`-9732‟ (6`)

9734`-9756` (22`)

Hollín: 10148`-10166` (18`)

10170`-10175` (5`)

10190`-10195` (5`)

WO Nº05 Aislar Hollín Inferior con CIBP, Evaluar por Separado Hollín

Superior, Napo “U” y “T”. Bajar BES.

(24-Julio-88) Evalúan “Hs”. Circulan a 9798`recobran arena de fracturación,

circulan a 10180` (Prof. CIBP corrido este WO). Bajan completación de

fondo y BES. Produce Hs.

Exitoso se incrementa 392 BPPD.

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW % RPG ºAPI OBSERVACIONES

ANTES 6-Jul-88 Hs+i PPF 283 66 2.2 31.8

DESPUES 1-Ago-88 Hs PPS 675 32 5.4 31.8 Com.Kobe HR

99

WO Nº 15 Reparar BES

(24-Octubre-2008) Intentan sacar equipo BES sin éxito, queda pescado

Equipo BES + 247 tubos de 2 7/8”. Luego de varias operaciones de pesca

se logra recuperar +/- 1600` de tubería de 2 7/8” y +/- 750` de cable de

poder. Casing de 5 ½” presenta daño y rotura desde 106` hasta 120`.

Suspenden operaciones de pesca el 24 de Octubre del 2008.

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW% RGP ºAPI PC Psi

ANTES 24-Sep-08 Hs PPS 473 40 - 28.8 5

DESPUES POZO CERRADO

WO Nº 16 Recuperar Pescado, Evaluar Arena “Hs” y Rediseñar BES.

(29-Noviembre-2012)Inician operaciones el 01 de Agosto del 2012.Intentan

recuperar pescado, sin éxito. Se suspenden operaciones el 29 de Noviembre

del 2012.

Tabla 4.3 Historial de Producción AUCA 02

Archivo Auca (2012)

100

4.1.2.2 AUCA 04

El pozo AUCA 04 se encuentra cerrado desde septiembre del 2006, debido a

que el pozo ha presentado casi desde sus inicios problemas de cables

circuitados por presencia de escala y parafinas, siendo todos superados y

recuperando la producción del pozo, se intentó en este último caso recuperar

el pozo no resultando exitosos los trabajos realizados.

El pozo produjo en sus inicios con flujo natural, luego se evaluó con bombeo

hidráulico tipo JET y con bombeo electrosumergible; siendo este último el

que mejores resultados brindó a AUCA 04.

Completación y Pruebas Iniciales: 02-Octubre-74.

Perforaciones Iniciales:

Arena “Hollín”: 10178`-10197` (19`)

Arena “T”: 10020`-10027` (7`)

9991`-10010` (19`)

Basal “Tena”: 9005`-9018` (13`)

Pruebas Iniciales:

FECHA BPPD BAPD SB y A RGP METODO ARENA

10-Sep-74 199 3 1.5 375 DST T

05-Sep-74 760 1 0.1 ― DST BT

05-Sep-74 464 16 3.3 269 FN T

WO Nº 01 Cambio de Completación para Evaluar con Bomba JET.

(05-Enero-86) Se realiza evaluación sin torre por incapacidad de flujo.

101

PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW% PPMCl-

ANTES 13-Feb-86 H 74 59 3000

DESPUES 09-Mar-86 BT 293 85 15757

WO Nº 02 Cementación Forzada a Hollín y Basal Tena para Aislar

Corte de Agua. Evaluar Hollín y Basal Tena. Bajar Equipo BES.

(12-Abril-86)Se realiza cementación forzada a Hollín y repunzona Hollín a 4

DPP. 10178`-10197`, se evalúan con B`UP. Asientan CIBP a 10100`. Se

realiza SQUEZEE a “BT” y fondo y Equipo BES, 2 bombas DN-750

(190+171 Etapas).

FECHA ZONA BPPD BSW% ºAPI

15-ABR-86 T 534 37 26

Trabajo exitoso, se incrementa producción en 534 BPPD de arena “T”.

WO Nº 12 Evaluar “BT” con B`UP y Diseñar Sistema de

Levantamiento.

(22-Septiembre-11) Trabajo no satisfactorio, POZO CERRADO después

intentar acondicionar CGS sin éxito. Cia. Halliburton asienta 7” tapón EZ

DRILL a 1217`. Finalizan operaciones el 22 Septiembre 2011 a las 11Hrs.

Tabla 4.4Historial de Producción AUCA 04

Archivo Auca (2012)

102

4.1.2.3AUCA 05

Una vez completado el pozo AUCA 05 se inician pruebas para evaluar la

producción del pozo, se realiza tratamiento con químicos no resultando

satisfactorio, luego se empieza a producir con ayuda de una bomba JET

dando mejores resultados, después se emplea el sistema de levantamiento

BES siendo exitosa la recuperación en principio pero con el paso del tiempo

no da los resultados esperados, por lo que se cambia el bombeo

electrosumergible por bombeo hidráulico lo que arroja mejores resultados en

AUCA 05.

Completación y Pruebas: 18-Octubre-74


“Hollín”: 10224`-10240` (16`)

WO Nº 01 Cementación Forzada y Punzonamientos de Nuevos

Intervalos de la Formación Hollín

(02-Noviembre-77)Realiza estimulación a la formación Hollín con 500 GAL

de HCl al 15%. Se realiza cementación forzada con 200 sxs de cemento tipo

“G” + aditivos.

No satisfactorio, tratamiento con ácido fue negativo

WO Nº 03 Cambio de Completación para Evaluar con Bomba JET

(20-Marzo-85) Se cierra camisa de Hollín a 10021`. Se abre camisa de Napo

“U” a 9827`.

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW% GOR ºAPI

ANTES 13-Oct-77 H PPF 109 80.0 25 32.4

DESPUES 25-Nov-77 H PPF 87 95.0 25 32.4

103


ANTES Muerto

DESPUES 23-Mar-85 U PPH 936 35.0 ― 31.0

Exitoso, queda produciendo la arena U con Bomba JET de camisa.

WO Nº 04 Aislar Entrada de Agua de “H” con Cementación Forzada,

Evaluar Arena “U”. Instalar BES.

(01-Junio-85) Bombean 500 GAL de HCl al 15%, mezclan y bombean 165

sxs de cemento clase “H” + aditivos. No hay cemento desde 10235`hasta

10270`. Corren registros eléctricos GR-CBL-VDL-CCL, buen cemento.

Bajan completación de fondo con pácker “FH”. Bajan equipo BES Reda con

pácker AL-5. Queda abierta la camisa de Hollín.


ANTES No producía

DESPUES 16-Jun-85 H PPS 706 8.5 ― 31.5

Exitoso, entra en producción nuevamente Hollín.

WO Nº 14 Cambiar Tipo de Levantamiento Artificial de BES a B.H

(25-Enero-89) Sacan equipo BES: Cable golpeado, eléctricamente bueno.

Bombas OK, protectores malos con aceite contaminado, motor y unidad Psi

circuitados. Se baja completación con cavidad Kobe tipo “D”.


ANTES 20-Ene-89 BES OFF

DESPUES 16-Feb-89 H PPH 900 2.0 ― 31.1

Exitoso.

104

WO Nº 18 Cambio de Completación por Comunicación Bajo la

Cavidad.

(12-Mayo-09)Sacan completación de B.H presenta escala en las 6 últimas

paradas. Bajan BHA de limpieza hasta 10215`, circulan, limpian y sacan.

Bajan completación de B.H con 2 Packers FHL y HS y CAVIDAD Guiberson

de 2 7/8”.


ANTES 8-Mayo-09 H Cerrado por Comunicación bajo la cavidad

DESPUES 19-May-09 H PPH 129 26.9 NR 26.3

Trabajo exitoso, se recupera la producción anterior.


Archivo Auca (2012)

4.1.2.4 AUCA 06

Al quedar completado el pozo AUCA 06 se cambia la completación para

evaluación con Bomba JET dando resultados exitosos en la producción,

105

luego se evalúa con bombeo electrosumergible lo que no da los resultados

esperados al aplicar este sistema, ya que la producción del pozo se redujo;

por lo que se decide volver al bombeo hidráulico tipo JET, luego se evalúa

cómo se manejaría el pozo con una bomba hidráulica tipo PISTÓN no dando

mejores resultados por lo que se vuelve a la bomba hidráulica tipo JET

estabilizando la producción del pozo AUCA 06.

Completación y Pruebas: 26-Abril-74


Arena Hollín: 10218`-10220` (2`)

10224`-10238` (14`)

10261`-10266` (5`)

WO Nº 01 Eliminar el Corte de Agua con Retenedor de Cemento.

(02-Septiembre-77) CIA. Schlumberger asienta CIBP a 10219`. Asienta

RTTS a 10127`. Se realiza tratamiento con HCl al 15% (250 GAL). Se dejó la

mezcla ácida en la formación 1 hora.


ANTES 25-Ago-77 H FN 533 80.0 3.9 32.0

DESPUES 18-Sep-77 H FN 226 0.3 N.R 31.9

WO Nº 02 Cambio de Completación para Evaluación con Bomba JET.

(25-Febrero-85)


ANTES MUERTO H

DESPUES 02-Mar-85 H PPH 905 32.0 ― 28.0

Trabajo exitoso. Se incrementa la producción en ± 700 BPPD.

106

WO Nº 03 Realizar Cementación Forzada a Hollín. Evaluar con Bomba

JET. Bajar BES.

(07-Septiembre-85) Perforar CIBP a 10223`. Bajan y asientan retenedor de

cemento EZSO a 10155`. Mezclan 100 sacos de cemento clase A + 0.5%

CFRZ + 0.6% HALAD-9. Corren registros eléctricos CBL-CCL-GR. Buen

cemento. Instalan BES Reda con Packer TL a 9059`. 2 bombas D-20.


ANTES 21-Ago-85 H PPH 715 46.0 ― 30.0

DESPUES 08-Sep-85 H PPS 590 25.0 ― 27.9

Disminuye la producción.

WO Nº 08 Bajar Cavidad KOBE para producir por B.H

(29-Diciembre-86) Equipo BES Reda en buen estado, se observa pequeña

cantidad de arena en la bomba. Se baja tubería de 3 ½” con cavidad KOBE.

WO Nº 15 Cambio de Completación por Cavidad en Mal Estado.

(16-Febrero-06) Sacan completación PowerOil sale OK. Bajan BHA de

limpieza hasta 10223`, circulan, limpian y sacan.

Bajan completación B.H con 3 PackersArrow + Cavidad National.

PRUEBAS FECHA ZONA BFPD BSW% BPPD BOMBA

ANTES 10-Feb-06 BT Cavidad en mal estado

DESPUÉS 24-Feb-06 BT 259 18,9 242 JET

Trabajo exitoso se recupera 300 BPPD, no se puede trabajar con Pomba

Pistón debido a la baja presión de fondo de la arena BT.


ANTES BES Circuitada

DESPUES Esperando instalación para bombeo hidráulico

107


Archivo Auca (2012)

4.1.2.5 AUCA 09

Una vez completado el pozo AUCA 09 empieza produciendo con flujo natural

luego se determina el sistema de levantamiento artificial óptimo para este

pozo por lo que se evalúa con bombeo hidráulico siendo este beneficioso

para aumentar la producción del pozo.

Completación y Pruebas iniciales: 24-Abril-74

Perforan Intervalos:

Hollín INF. 10157`-10170` (13`)

Hollín SUP. 10098`-10124` (26`)

WO Nº 01 Eliminar Corte de Agua con Tapón CIBP

(25-Junio-79)Asentaron tapón CIBP a 10149`.Realizaron acidificación (RMA)

a Hollín Superior. Molieron CIBP a 10149`, para que quede produciendo de

Hi + Hs.

108

WO Nº 03 Cambio de Empacaduras. Evaluar B.H.

(13-Octubre-84) Operación normal. Se baja B.H.

PRUEBA FECHA ZONA MÉTODO BPPD BSW% ºAPI

ANTES 21-sep-84 H Cerrado

DESPUÉS 14-oct-84 H PPH 525 2.8% 26.7

WO Nº 09 Cambio de Completación por Comunicación Bajo Cavidad.

(24-Septiembre-07) Sacan completación de bombeo hidráulico. Sale sin

novedad. Bajan BHA de producción con cavidad oil-master 3x48” miden.

Calibran, prueban con 3000 psi c/20 paradas hasta 10059`.

Realiza prueba de producción de arena “U”.

PRUEBA FECHA ZONA MÉTODO BPPD BSW% API

ANTES 20-sep-07 U PPH pozo no aporta

DESPUÉS 14-oct-07 U PPH 370 25% 26.7

Trabajo satisfactorio se recupera producción anterior.


Archivo Auca (2012)

109

4.1.2.6 AUCA 10

El pozo AUCA 10 no producía por flujo natural por lo que se bajó una Bomba

Hidráulica tipo JET dando buenos resultados al evaluar con este sistema de

levantamiento artificial, luego se cambió de sistema y se bajó una bomba

electrosumergible no siendo exitoso este cambio en un principio; por lo que

se evalúo con bombeo hidráulico tipo PISTÓN en un principio el cambio

produjo un incremento de la producción, pero un declive del pozo por lo que

se regresó al BES estabilizando la producción del pozo AUCA 10.

Completación y Pruebas: 16-Septiembre-70

Cañón de 4” a 8 DPP: Arena Hollín: 10056`-10082` (26`)

10090`- 10102` (12`)

10124`-10144` (28`)

WO Nº 02 Recuperar Pescado del Tubing, Evaluar Arenas “Hi” y “U”

(18-Abril-83)

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW% ºAPI

ANTES MUERTO

DESPUES MUERTO

No exitoso, alto corte de agua en “Hi” y “U”

WO Nº 03 Cambio de Completación para Evaluación con Bomba JET.

(27-Febrero-85)


ANTES MUERTO

DESPUES 22-03-85 U PPH 243 83 28

Satisfactorio, se incrementó la producción en 243 BPPD.

110

WO Nº 04 Aislar Entrada de Agua con Cementación Forzada a Hollín

y “U”, Bajar BES.

(24-Julio-85)


ANTES 20-05-85 U PPH 218 85 31

DESPUES 29-05-85 U PPS 130 75 31

Trabajo no exitoso.

WO Nº 09 Cambio de Sistema de PPS a PPH

(11-Noviembre-86)


ANTES 19-09-86 BES OFF

DESPUES 1-08-87 U+T PPH 1013 32.8 25

Exitoso. Se incrementa la producción en 1013 BPPD.

WO Nº 12 Cambio de PPH a PPS

(20-Octubre-08) Controlan pozo con 8.3 LPG, OK. Bajan BHA de Limpieza a

9800`. Asientan RBP, retiran BOP y CSG SPOLL, cortan y acondicionan

CSG de 7”.

Bajan completación BES con 2 bombas P12X (252 + 104 Etapas). Finalizan

operaciones el 20 de Octubre 2008 a las 11:00 Hrs.

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW% API

ANTES 04-OCT-8 U PPH 317 44.3 25.9

DESPUES 24-OCT-87 U PPS 549 50 25.9

Trabajo exitoso, se incrementa producción a 550 BPPD.

111


Archivo Auca (2012)

4.1.2.7 AUCA 26

El pozo AUCA 26 no produce por flujo natural por lo que se implementa el

bombeo hidráulico resultando satisfactorio para el pozo este sistema.

Fecha de Completación: 17-Noviembre-90

Perforaciones Iniciales: Hs: 10130`-10142` (12`)

Napo “T” 9937`-9960` (23`)

Napo “U” 9680`-9700` (20`)

FECHA BPPD BSW% ºAPI METODO ARENA

11-11-90 341 2.0 29.0 PPF Hsup

12-11-90 1512 16.0 29.0 PPH Hsup

16-11-90 0 0 No produce T

112

WO Nº 04 Cambio de Completación por Cavidad Dañada. Repunzonar

“BT”.

(13-Junio-05) Sacan BHA de Bombeo Hidráulico en tubería de 3 ½” OK.

Repunzonar “BT”: 8924`-8934` (10`) a 5 DPP. Arman y bajan completación

de B.H midiendo, calibrando y probando con 3000 psi cada 20 paradas hasta

8933`. Bajan con Cavidad Kobe tipo “D” y pácker ARROW.

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW% ºAPI PC Psi

ANTES 10-06-05 BT PPH Cerrado

DESPUES 12-07-05 BT PPH 356 21.1 26.4 100

Trabajo exitoso.


Archivo Auca (2012)

4.1.2.8 AUCA 31

El pozo AUCA 31 empieza sus operaciones con flujo natural dándose

buenos resultados, luego se presenta una baja de producción

113

aproximadamente del 50% por lo que se decide cambiar de completación y

aplicar levantamiento artificial ejecutando en el pozo bombeo hidráulico tipo

PISTÓN produciendo por varios años con este sistema luego es cambiando

por una Bomba tipo JET.

Fecha de Completación: 18-Julio-91

Perforaciones iniciales: (Cañón 4”)

Hollín: 10108`-10115` (7`)

10129`-10135` (6`)

10150`-10170` (20`)

Napo “U”: 9672`-9702` (30`)

FECHA BPPD BSW% ºAPI ZONA METODO

15-07-91 2928 50 29 H PPF

WO Nº 01 Aislar Entrada de Agua con Cementación Forzada a Hollín.

Repunzonar evaluar.

(10-Noviembre-91) Bajan cañón de 4” y realizan 2 DDP de 10173`-10175`

(2`).

Asientan retenedor de cemento a 10076`. Realizan pruebas de inyectividad

con 1500 psi a 3 BPM. Realizan cementación forzada a Hollín con 150 Sxs

de cemento clase “G”. Evalúan Hollín con B`UP. Bajan completación

hidráulica y asientan “Separation Tool” en cavidad “HR”. Finalizan

operaciones el 8 de Noviembre de 1991.

PRUEBAS FECHA BPPD BSW% ºAPI ZONA METODO

ANTES 27-10-91 547 75 18.9 H PPF

DESPUÉS 10-11-91 1484 5 32 H PPF

Exitoso baja BSW de 75% a 5%.

114

WO Nº 08 Cambio de Completación BH por Bomba Pistón No

Recuperable.

(20-Julio-2010) Tensionan con 145000 LBS para desasentar packers.

Sacan completación de BH recuperando el 100%.

Arman completación POWER OIL sin packers y prueban con 3000 psi.

Instalan 2 packers + cavidad GUIBERSON PLII. Bajan completación

definitiva POWER OIL en tubería 3 ½ clase B. Desplazan bomba JET-10I

con sistema POWER OIL e intentan realizar prueba de producción de la

arena U sin éxito.


DESPUÉS 27-08-2010 218 15 26.2 U PPH


Archivo Auca (2012)

4.1.2.9 AUCA 32

El pozo AUCA 32 produce por Levantamiento Artificial, luego de las pruebas

iniciales se bajó la completación para bombeo hidráulico, este sistema

115

resultó eficiente para el pozo ya que solo se ha realizado un WorkOver

desde su inicio de operaciones.

Fecha de Completación: 05-Febrero-92

Perforaciones iniciales:

Hollín INF: 10170`-10171` (1‟)

10145`-10153` (8`)

Hollín SUP: 10119`-10124` (5`)

10074`-10086` (12`)

Napo “U”: 9646`-9653` (7`)

9658`-9691` (33`)

PRUEBAS FECHA BPPD BSW% ºAPI ZONA MÉTODO

INICIALES 29-01-92 1004 0.4 31.6 Hi PPF

Bajan completación para bombeo hidráulico.

WO Nº 01 Cambio de Completación por Cavidad Dañada.

(02-Diciembre-07) Sacan completación de bombeo hidráulico tensionado con

120000 LBS. Tubería sale sin presencia de corrosión ni escala. Asientan

tapón a 10130`. Bajan completación de bombeo hidráulico, al probar

asentamiento pácker “FH” presenta liqueo. Sacan completación, pácker FH

no trabajó.

Bajan nueva completación de bombeo hidráulico con Cavidad Kobe tipo “D”

y packers ARROW y FH. Finalizan operaciones el 14 de Noviembre del

2007.


ANTES 05-11-07 Bajo aporte 26.1 Hs PPH

DESPUÉS 02-12-07 452 8.6 26.1 Hs PPH

Trabajo satisfactorio recuperan producción +/- 450 BPPD.

116


Archivo Auca (2012)

4.1.2.10 AUCA 33

El pozo AUCA 33 produce por levantamiento artificial, luego de las pruebas

iniciales se decide bajar la completación para bombeo hidráulico;

aplicándose primero el tipo JET pero al ver que no da los resultados

esperados se remplaza por una bomba tipo Pistón.

Fecha de Completación: 28-Febrero-82

Perforaciones Iniciales (cañón 4”):

Napo “T”: 9946`-9966` (20`)

9972`-9998` (26`)

Napo “U”: 9731‟-9745` (14`)


INICIALES 24-02-92 392 4.0 26.9 “T” PPH

25-02-92 329 10.0 24.4 “U” PPH

Bajan completación para bombeo hidráulico.

117

WO Nº 02 Cambio de Completación por Comunicación TBG-CSG.

(11-Septiembre-02) Bajan completación de producción clase “A” y dejan

abierta camisa de “T”. Terminan operaciones el 11 de septiembre de 2002.

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW% RGP ºapi PC Psi

ANTES 6-Ago-02

DESPUES 16-Ago-02 T PPH 343 2,15 NR 26 240

CERRADO POR COMUNICACIÓN TBG-CSG

WO Nº 03 Cambio de Completación por Bomba Pistón No

Recuperable.

(16-Octubre-06) Sacan completación de producción desasentando packers

con 160000 LBS de tensión. 107 tubos y 2 packers salen cubiertos de

parafina.

Bajan BHA de limpieza hasta 10290`. Circulan, limpian y sacan.

Bajan completación de bombeo hidráulico con Ccvidad Oilmaster y packers

ARROW. Recupera producción de 347 BPPD.


Archivo Auca (2012)

118

4.1.2.11 AUCA 34

La producción del pozo AUCA 34 se da mediante la utilización de un sistema

de levantamiento artificial; siendo el bombeo hidráulico el más adecuado

para explotar este pozo. Las pruebas iniciales se dan ya con una

completación hidráulica tipo PISTÓN, la cual luego será cambiada para bajar

una bomba tipo JET aumentando con esto la producción del pozo.

Fecha de Completación: 30-Enero-93

Perforaciones Iniciales (cañón 4”):

Hollín INF: 10206`-10226` (20`)

Napo “U”: 9752`-9779‟ (27‟)


INICIALES 27-01-93 1794 16.0 31.2 Hi PPH

26-01-93 2212 3.0 31.6 Hs+i PPH

Bajan Completación Hidráulica.

WO Nº 04 Cambio de Completación Hidráulica por Comunicación

TBG-CSG bajo el pácker.

(02-Abril-11) Bajan completación Power Oil en 3 ½ TBG EUE clase “B” hasta

10179`. Realizan prueba de producción a la arena “Hs” con bomba JET 10-I

a la estación. Finalizan operaciones el 08 de Abril del 2011 a las 6 Hrs.

PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BFPD BPPD BSW API

ANTES 02-Mar-2011 HS PPH 702 48 53 21.8

DESPUÉS 03-May-2011 HS PPH 1136 437 62 20.6

Trabajo exitoso, se recupera producción +/- 400 BLS.

119


Archivo Auca (2012)

4.1.2.12 AUCA 37

El pozo AUCA 37 actualmente se encuentra cerrado debido a su bajo aporte;

en sus inicios este pozo produjo mediante bombeo hidráulico tipo PISTÓN y

JET hasta el año 2002 el pozo aporto con +/- 1100 BPPD, luego el pozo

declinó de manera drástica por lo que se intentó recuperar su aporte pero al

no conseguirlo se suspende definitivamente las operaciones de AUCA 37 el

24 de Enero del 2011 a las 06:00 hrs dejando el pozo cerrado FIGURA 4.1

Completación y Pruebas: 4-Mayo-94


Hollín Superior: 10232`-10254` (22‟)

Napo “T”: 10080`-10098‟ (18`)

FECHA BPPD BAPD SB&A ºAPI METODO ARENA

21-ABRIL-1994 2098 110 5 31.5 PPH HS

22-ABRIL-1994 1464 1464 0 31.5 PPF HS

120

WO Nº 03 Cementación Forzada a “Hs”. Punzonar y Evaluar.

(28-Octubre-02) Bajan BHA de prueba. Realizan admisión a “T” con 2100 psi

y 0.4 BPM. Bombean HCL al 15% a la arena “T”. Evalúan “T” con JET E8.

Bajan BHA definitivo para bombeo hidráulico, desplazan JET D6.

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW% PC Psi ºAPI

ANTES 29-06-02 Cerrado Comunicación Tubing-Casing

DESPUES 12-11-02 T PPH Cerrado por bajo aporte

Trabajo no exitoso.

WO Nº 04 Sacar Completación Hidráulica, Recuperar Tubería.

(24-Enero-11) Inician operaciones el 20-Ene-11 a las 03:00 hrs. Sacan

completación PowerOil, recuperan tubería de 3 1/2“. Asientan tapón 7” CIBP

a 9516`. Pozo queda cerrado. Finalizan operaciones el 24-Ene-11 a las

06:00 hrs.


Archivo Auca (2012)

121

Figura 4.1 Completación AUCA 37 (Pozo Cerrado)


122

4.1.2.13 AUCA 39

El pozo AUCA 39 inicia la producción con levantamiento artificial por bombeo

hidráulico, evaluando tanto el tipo PISTÓN como el tipo JET, luego se

cambia de completación y se baja BES resultando este sistema más

eficiente para el pozo AUCA 39.

Completación y Pruebas: 28-Mayo-94

Perforaciones Iniciales: Con Cañón de 4 ½ se dispara la arena Hollín:

10280`-10300` (20`) a 4 DPP

FECHA ZONA METODO BPPD BSW% PC Psi ºAPI

28-05-94 H PPH 1306 20% NR 31.2

Pozo inicia producción con Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico.

WO Nº 05 Evaluar “H” con BUILD UP, Diseñar Equipo BES, Cambiar

de Método de PPH a PPS.

(01-Noviembre-08) Inicia operaciones RIG TRIBOIL GAS 09 el 20 de

Octubre del 2008.Desasientan pácker ARROW sacan completación de

POWER OIL.

Bajan BHA de limpieza a 10350`, circulan limpian y sacan. Desplazan

Bomba JET 10A (se tapona por sólidos). Cierran pozo para Build UP 12 hrs

a 10156`. Cia. Wood Group intenta bajar Equipo BES (2) TD-1200, falló 2

veces. Cambiar BES a Cia. SLB DN-1100 hasta 1025`. Finalizan

operaciones 1-Noviembre-08.


ANTES 18-10-08 H PPH 294 49 25.8

DESPUES 10-11-08 H PPS 318 70 25

123

WO Nº 06 Reparar BES (Fase Desbalanceadas y a Tierra)

(08-Abril-10) Controlan pozo, desarman cabezal, prueba OK. Sacan BES DN

1100 en TGB 3 ½ EUE. (Presencia de sólidos en la descarga)Bajan

completación BES 2 bombas DN 1100 (201 + 182) en TBG 3 1/2” EUE Clase

“B”. Finalizan operaciones (8-Abril-10).

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW API

ANTES 15-03-10 H PPS 319 55 25.8

DESPUES 13-04-10 H PPS 513 55 25

Trabajo satisfactorio se recupera la producción de 525 BPPD


Archivo Auca (2012)

4.1.2.14 AUCA 40

El pozo AUCA 40 produce por levantamiento artificial, luego de las pruebas

iniciales con bombeo hidráulico y con flujo natural; se baja completación para

BES sistema que resulta adecuado para el pozo AUCA 40.

124

Completación y Pruebas Iniciales: 15-Julio-9

Inician operaciones el 5 de Julio de 1994 con equipo Andina-34.

FECHA ARENA METODO BPPD BSW% ° API

10-07-94 Hinf PPH 2376 2.0 29.5

11-07-94 Hinf PPF 1388 0.3 30.2

WO Nº 01 Bajar Bomba Electrosumergible (BES).

(10-Enero-95) Bajan equipo BES REDA una Bomba DN-1300 con 147

etapas.


ANTES 15-12-94 Hinf. PPF 708 8 30.2

DESPUES 10-01-95 Hinf. PPS 834 45 30.2

WO Nº 04 Cambio de Completación de Fondo (Std. Valve atascado).

Bajar equipo similar.

(17-Febrero-99) Bomba inferior remordida. Un carreto circuitado. Mínima

presencia de escala. Bajan Equipo BES REDA con dos Bombas DN-800 de

153 y 191 Etapas.


ANTES 11-02-99 T PPS 84 1 26.5

DESPUES 17-02-99 T PPS 807 20 26.5


(08-Febrero-2012) Inician operaciones el 02-Febrero-11 a las 18:00 Hrs.

Sacan Equipo BES, equipo eléctricamente con fases desbalanceadas, motor

con bajo aislamiento. Bajan equipo BES DN-475 en 3 1/2“ TBG UEU clase

“B” hasta 9840`. Realizan prueba de producción al tanque en locación.

125

PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BFPD BPPD BSW%

ANTES 31-Ene-2012 T PPS 443 421 5

DESPUÉS 14-Feb-2012 T PPS 282 268 5

Se produce +/- 260, trabajo exitoso.


Archivo Auca (2012)

4.1.2.15 AUCA 45

El pozo AUCA 45 inicio su etapa de producción con bombeo hidráulico,

evaluando el tipo PISTÓN y el tipo JET, luego se bajó una bomba

electrosumergible obtenido buenos resultados; hasta que el pozo declino

drásticamente a partir Octubre-2009, se trató de recuperar la producción del

pozo no consiguiendo los resultados esperados por lo que el Pozo AUCA 45

queda cerrado en Mayo-2011 por poco aporte a la producción.

126

Completación y Pruebas: 09-Julio95.

Perforaciones Iniciales: Con cañón de 5 se dispara la arena Hollín SUP:

10156`-10164` (8`)

10132`-10146` (14`)

FECHA ZONA METODO BPPD BSW% PC Psi ºAPI

07-05-95 HS PPH 3101 0.6 NR 27

07-07-95 HS PPH 1451 0.6 NR 27

WO Nº 01 Aislar con CIBP Hollín Superior, Evaluar, Completar para

Bombeo Hidráulico Recuperado (Elementos de Presión).

(23-Agosto-98) Asientan CIBP a 10150`. Bajan BHA de evaluación y evalúan

“Hs” con bomba JET-D6. Bajan completación de bombeo hidráulico en TBG

3 ½“.Realizan prueba de producción OK.

Trabajo satisfactorio, se recupera la producción del pozo.

WO Nº 07 Punzonar Arena “Ti”, Evaluar con B`UP, Bajar

Completación de Acuerdo a Resultados.

(27-Mayo-11) Con unidad de cable eléctrico bajan cañones convencionales

de 4 5/8”, punzonan intervalo de arena “BT” 8962`-8976` a 5DPP.Bajan

completación PowerOil en 3 ½” TBG EUE clase “B” hasta 8942`.

Evalúan arena “BT” con bomba JET 10-I al tanque bota del RIG. Suspenden

operaciones para evaluar sin torre el 27 de mayo del 2011 a las 12:00 Hrs.

Trabajo no exitoso, pozo no aporta, POZO CERRADO.

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW% PC Psi °API

ANTES 11-jul-98 Hs PPH 96 81.6 - 27

DESPUES 18-sep-98 Hs PPH 201 6.8 - 327

127

Tabla 4.17Historial de Producción AUCA

Archivo Auca (2012)

4.1.2.16 AUCA 46

El pozo AUCA 46 pasó en producción por un poco más de un año con +/-

700 BPPD. Se evaluó el pozo con bombeo hidráulico tipo JET y con BES,

pero el pozo no arrojó los resultados deseados por lo cual se decidió cerrar

el Pozo AUCA 46 por poco aporte.

Completación y Pruebas Iniciales: 13-Mayo-01

Perforan intervalo: 9846`-9850` (4`) a 4DPP para SQZ. Realizan

cementación forzada a “Ui” con 25 barriles de lechada de cemento clase “G”.

13 barriles a la formación. Presión de cierre 3600 Psi. Disparar el siguiente

intervalo con TCP:

U INF: 9798`-9826` (28`) a 5 DPP POZO NO FLUYE.

Prueban pozo con bomba JET E8: BFPD = 1008, BPPD = 868, BSW = 14%,

API = 21.0. Cierran pozo por 16 horas para restauración de presión de “Ui”.

128

Arman y bajan BES Reda: 2 Bombas DN-1300 (110+185) ETAPAS, Motor

125 HP 2425 voltios, 32 AMP. Chequean rotación OK. Realizan prueba de

funcionamiento de la BES: BFPD = 1440, BPPD = 360, BSW = 75%, PSI =

1357, THE = 6.Finalizan operaciones a las 09H00 del 13-05-01.

WO Nº 01 Punzonar y Evaluar Hollín SUP y Napo “T”. Rediseñar BES.

(09-Julio.02) Sacan BES Reda, desarman, todo el equipo con giro suave,

aceite contaminado en las dos cámaras, eléctricamente bien. Asientan CIBP

a 9850`.

Realizan cementación forzada con 90 Sxs tipo “G”, 7 barriles a la formación.

Con TCP punzonan la arena “Hs” en el intervalo:

10240`-10270` (30`) a 5 DPP. POZO NO SOPLA.

Desplazan JET E8, pozo no aporta. Sacan conjunto TCP. Reversan JET,

chequean OK. Vuelven a desplazar la misma y continúan evaluando: BFPD

= 720, BSW = 100%, THE = 33. Desarman BOP, arman cabezal y queda

con tubo colgado. Finalizan las operaciones a las 12h00 del 09-Julio-02.


Archivo Auca (2012)

129

4.1.2.17 AUCA 51

El pozo AUCA 51 empezó su producción con flujo natural una vez que los

volúmenes de producción descendieron, se diseñó el sistema apropiado

para el pozo, evaluando con bombeo hidráulico tipo Jet y BES; siendo el

bombeo electrosumergible el cual logró mantener estable la producción del

pozo.

Fecha de Completación: 17-Marzo-05

Perforaciones Iniciales: TCP

Hollín INF: 10194`-10202` (8`)

Realizan las siguientes pruebas a Flujo Natural de la arena “Hollín Inferior”.

FECHA ARENA BFPD BPPD BSW% ºAPI

60°F GOR

Salinidad

PPM MÉTODO

21-mar-05 " Hi " 3840 3832 0.2 32,1 NR NR PPF

23-mar-05 " Hi " 3024 2879 4,8 32,4 NR NR PPF

24-mar-05 " Hi " 2784 2478 11 32,4 NR 500 PPF

27-mar-05 “Hi” 1992 1753 12 28,8 NR NR PPF

WO Nº 01 Realizar Squezze a Arena “Hi”, Punzonar Hollín Superior.

Evaluar con B`UP. Diseñar BES.

(29-Abril-07) Sacan BHA de producción Flujo Natural OK. Realizan Squezze

a arena “Hi” con 13 BLS de cemento Micromatrix, BLS FORM = 4; BLS

CAMARA = 0.5; BLS REVERSADOS = 8.5, PC = 3600 Psi, Bajan BHA de

limpieza a 10180`. Circulan, limpian, sacan. Asientan CIBP a 10185`. Bajan

conjunto TCP y Punzonan Arena “Hs”.

Cierran pozo por 16 Hrs para Build `UP. Bajan equipo BES Centrilift, 2

Bombas 400 P6x (231+166 etapas). Motor 152 Hp, 2352 V, 40 AMP.

130

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW% PC Psi PM Psi

ANTES 03-04-07 Hinf FN 94 90

DESPUES 07-05-07 Hsup PPS 534 4.0 10 30

Trabajo exitoso se recupera producción +/- 500 BLS.


(23-Agosto-11) Inician operaciones: 24-Junio-11. Controlan pozo con fluido

especial. Sacan equipo BES D-460N en TBG 3 ½”, giro del conjunto Normal.

Motor sale recubierto externamente con pasta endurecida de precipitados de

químicos y sólidos finos. Desarman BOP, cortan y viscelan CSG de 7”.

Bajan equipo BES D460N en TGB 3 ½” Clase “B”.

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW%

ANTES 17-JUL-11 Hsup PPS 308 56 5

DESPUES 23-AGT-11 Hsup PPS 356 5

Trabajo exitoso recuperan producción +/- 356 BPPD.


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131

4.1.2.18 AUCA 52

La producción del pozo AUCA 52 se da a través de bombeo hidráulico, luego

de las pruebas iniciales este pozo empezó a trabajar con BES, resultando

este adecuado hasta que cayó la producción y se cambió de sistema.

Fecha de Completación: 06-Enero-06.

Perforaciones iniciales: Cañón 4 ½”.

Hollín SUP: 10232`-10238` (6`)

“Ui”: 9778`-9818` (40`)

FECHA ARENA BFPD BSW% BPPD API

60°F GOR

Salinidad

PPM MÉTODO

10-dic-05 " Hs " 1368 100 0 „- „- 2500 PPH

28-dic-05 " Ui " 504 24 383 19.4 NR 19500 PPH

WO Nº 01 Reparar Equipo BES

(20-Diciembre-06) Sacan equipo BES: giro de todo el conjunto BES suave.

El housing de las bombas corroído, cámaras de los protectores con agua y

aceite contaminado. Severa corrosión a la altura de la cabeza del motor.

Equipo sale con bajo aislamiento. Al bajar BHA de limpieza se encuentra al

CIBP recorrido 132`. Asientan tapón CIBP a 9860`. Repunzonan arena

“Ui”.Bajan equipo BES D725N con Motor de 150 HP en 3 ½” tubería.

Realizan prueba de producción.

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW%

ANTES 10-12-06 Uinf BES OFF, BAJO AISLAMIENTO

DESPUES 27-12-06 U inf PPS 625 3.0

Trabajo exitoso se recupera producción +/- 625 BPPD.

132


(28-Febrero-10) Controlan con fluido especial. Sacan equipo BES Flact cable

aplastado a la altura de la cabeza del motor. Segundo carreto con bajo

aislamiento. Bajan BHA de limpieza. Obstrucción a 9625`. (Posible colapso

de CSG). Bajan equipo BES P6xH6 en TBG 3 ½” EUE Clase “B”.

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW% OBSERVA

ANTES 27-EN-10 U inf PPS BAJO AISLAMIENTO D725N

DESPUES 28-FEB-10 U inf PPS 274 3 P6XH6

Trabajo satisfactorio. Recuperan 250 BPPD.


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4.1.2.19 AUCA 55

El pozo AUCA 55 tras las pruebas iniciales de producción no arroja buenos

resultados, en este pozo se trató de mejorar la producción mediante bombeo

hidráulico, pero no sé alcanzó el objetivo, por lo que se decidió dejar a este

pozo como REINYECTOR debido a su muy bajo aporte FIGURA 4.2

133

Inicia Perforación: 16-Enero-03 Finaliza Perforación: 9-Febrero-03

Completación y Pruebas Iniciales: 15-Abril-03

“Ui”: 9714`-9730` (16`)

Hollín SUP: 10187`-10196` (9`)

“Ti”: 9992`-10002` (10`)

FECHA BPPD BAPD BSW% METODO ºAPI ARENA

15-04-03 0 432 100 PPH “Ui”

15-04-03 303 81 21 PPH 26.0 “Hs”

WO Nº 02 Completar Para pozo REINYECTOR de Arena TIYUYACU.

(28-Abril-06) Desasientan packers con 160000LBS. Sacan BHA de

producción hidráulico. Asientan CIBP a 8320`. Punzonan de 8296`8300` y

realizan SQZ a Tiyuyacu con 70 Sxs de cemento: BLS a la formación = 11.5,

BLS en cámara = 2, BLS reversados = 0.5. Presión de cierre = 3550 Psi.

Punzonan de 7886`-7890` y realizan SQZ a Tiyuyacu con 60 Sxs de

cemento: BLS a la formación = 9.6, BLS en cámara = 2.4, BLS reversados =

0.5. presión de cierre = 3600 Psi. A las 06H00 del 28-Abril-06 bajando BHA

definitivo para REINYECTOR.


Archivo Auca (2012)

134

Figura 4.2 Completación AUCA 55 (Pozo Re-Inyector)

Archivo Auca (2012)

135

4.1.2.20 AUCA 60D

La producción del Pozo Auca 60 se da por medio bombeo

Electrosumergible; desde su inicio de operaciones el pozo tuvo un flujo

natural el mismo que le permitió producir por un poco más de un año, luego

se bajó al pozo Equipo BES para continuar con niveles estables de

producción.

Completación y Pruebas: 29-Diciembre-05.


Hollín SUP: 10657`-10668` (11`)

Hollín INF: 10680`- 10690` (10`)

FECHA BPPD BPPD BSW% GOR METODO ARENA

29-12-05 1200 1200 0.1 - PPF “Hs+i”

Bajan conjunto TCP. Asientan pácker “R-3” a 10512`.

Pozo Flujo Natural. Realizan prueba de producción de arenas “Hs+i” a FN al

tanque en locación. Finalizan operaciones el 29-Diciembre-05

WO Nº 01 Cambio de Sistema de PPF a PPS.

(25-Septiembre-06) Sacan conjunto TCP. Bajan equipo BES GN-1300 con

motor de 200 HP en 3 ½” tubería. Realizan prueba de producción: BFPD =

1392, BSW = 100%, FREC = 55 Hz.

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW% OBSERV

ANTES 20-09-06 H s+i PPH 839 24 MTU

DESPUES 01-10-06 H s+i PPS 801 30 GN-1300

Trabajo exitoso queda produciendo +/- 800 BPPD.

Se estranguló (8 vueltas) la válvula WING para controlar el BSW y se dejó

completado con TCP para evitar daño a la arena H.

136

Tabla 4.21Historial de Producción AUCA 60D

Archivo Auca (2012)

4.1.2.21 AUCA 61D

El pozo AUCA 61D empieza su producción con altos volúmenes con flujo

natural, luego estos volúmenes disminuyen de manera notoria por lo cual se

baja una bomba electrosumergible al pozo, este sistema de levantamiento

artificial permitió al pozo recuperar en parte la producción al mismo tiempo

que brinda una estabilidad al mismo.

Completación y Pruebas: 5-Enero-06


Hollín Superior: 10511`-10522` (11`)

FECHA BFPD BPPD BSW% ºAPI METODO ARENA

5-ENE-06 3840 3782 1.5 30.8 PPF “ Hs ”

Bajan conjunto TCP. Asientan pácker ARROW Set a 10364`.

137

Pozo sopla fuerte y fluye. Realizan prueba de producción a Flujo Natural de

Arena “Hs” al tanque en locación. Finalizan operaciones el 5-Enero-06.

WO Nº 01 Cambio de Sistema de PPF a PPS

(31-Julio-08) RIG CPEB-550 inicia operaciones el 18 de Julio del 2008 a las

06H00.Controlan pozo, desarman cabezal, arman BOP y sacan conjunto

TCP, observan roscas corroídas y desgastadas. Bajan BHA de limpieza en

TGB: 3 ½” drill pipe midiendo, calibrando hasta 10598`, circulan, limpian y

sacan.

Arman el siguiente equipo BES: UNA BOMBA P21x (123 ETAPAS). UN

SEPARADOR DE GAS SERIE 513. UN SELLO, SERIE 51. UN MOTOR: 1.6

hp, 2133 V, 45 AMP. UN SENSOR CINTINEL SERIE 450

Bajan equipo BES en tubería hasta 3 ½” clase “A”, midiendo, calibrando y

probando con 3000 Psi cada 20 paradas hasta 9525`. Arman cabezal,

realizan pruebas de rotación y producción.

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW% ºAPI OBSERVACIONES

ANTES 16-Jul-08 Hs PPF 461 38 32.1

DESPUES 31-Jul-08 Hs PPS 1129 50 32.1

Exitoso, se incrementa 668 BPPD.


(30-Noviembre-08) Inician operaciones el 24-11-08, a las 12H00.Controlan

pozo a la estación, sacan Equipo BES: Giro trabado en todo el conjunto, giro

de la Bomba con ligero arrastre, descarga, intake y protectores limpios.

Motor con mínima capa de escala y bajo aislamiento. Sensor mecánico y

eléctricamente OK. Bajan BHA de limpieza a 10594`, circulan, limpian y

sacan. Bajan Equipo BES: Bomba SN-2600. Realizan prueba de producción

a 57 Hz. OK.

138

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW% ºAPI OBSERVACIONES

ANTES 13-No-08 Hs PPS 1074 48 32.1

DESPUES 11-dic-08 Hs PPS 844 56 32.1

Trabajo parcialmente exitoso, se recuperan 800 BPPD.

Tabla 4.22 Historial de Producción AUCA 61D

Archivo Auca (2012)

4.1.2.22 AUCA 62D

Luego de las primeras pruebas de producción el pozo AUCA 62 queda

produciendo mediante flujo natural, hasta que la producción desciende

drásticamente y se realiza una completación para BES, siendo exitosa para

el pozo luego de un segundo reacondicionamiento la producción aumenta

dando los resultados esperados, se estabiliza la producción de AUCA 62 y el

pozo queda produciendo mediante BES.

139

Completación y Pruebas Iniciales: 19-Diciembre-05.


“Hollín Inferior”: 10512`-10528` (16`)

FECHA BFPD BPPD BSW% GOR METODO ARENA

19-12-05 3192 3186 0.2 - PPF “Hi”

Cia. Schlumberger corre registro de cemento CBL-GR (cemento bueno en

zonas de interés de arena “Hi”). Bajan conjunto TCP. Asientan positrieve-

packer a 10434`. (Soplo fuerte). Pozo a Flujo Natural.

Realizan prueba de producción de arena “Hi” a FN al tanque en locación.

WO Nº 01 Punzonar arena “Hs”, Evaluar, Completar. Bajar BES.

(28-Marzo-95) Desasientan pácker a 10445` con 180000 LBS. Se recupera

100% de completación TCP. Bajan una bomba GC-2200 con (74 ETAPAS).

NOTA: Posiblemente al realizar estimulación se comunicó con arena “Hi”,

por lo que se incrementó el BSW.


ANTES 17-Feb-07 Hinf. PPF 48 95 31.9

DESPUES 28-Mar-95 Hs. PPS 410 78 31.9

Trabajo satisfactorio se recupera producción en +/- 500 BPPD.


(15-Agosto-11) Desasientan Hanger levantan y se incrementa a 180000

LBS. Controlan pozo con fluido especial. Sacan equipo BES: giro del

conjunto, bombas presenta una capa fina de arena, motor, sensor y cable

mecánica y eléctricamente en buenas condiciones. MLE presenta explosión

a la altura del protector. Bajan BES P8x (180+113+113) etapas. Bajan en

TGB clase “A”.

140


ANTES 05-agt-11 REPARAR BES

DESPUES 15-agt-11 Ui PPS 276 48 25.2

Trabajo exitoso, se recupera producción +/- 276 BPPD.


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4.1.2.23 AUCA 65D

Al iniciar con las pruebas de producción el pozo AUCA 65D no produce por

flujo natural por lo que se baja completación hidráulica y se trabaja con

bomba tipo JET, luego se evalúa con bombeo electrosumergible; dando este

último mejores resultados por lo cual en el Pozo AUCA 65D se deja instalado

equipo BES para su producción.

141

Completación y Pruebas: 01-Diciembre-09.

Perforaciones Iniciales: “Arena Ui”: 10206`-10232` (26`)

FECHA ARENA BFPD PPD BSW% SALINIDAD GOR METODO

23-Nov-09 “Ui” 600 516 14% 1500 ppm - PPH

Realizan corrida de registros de cementación, observando mala cementación

en arenas “Hs” y “T”; en arena “Ui” existe sello inferior. Bajan TCP. Asientan

pácker a 10081`. Pozo no fluye soplo moderado.

Reversan bomba JET, recuperan elementos de presión. Desplazan bomba

JET y continúan evaluando arena “U” con camión bomba. Desplazan píldora

divergente, controlan pozo y sacan conjunto TCP. Bajan Equipo BES P11x

(86+174) etapas con motor de 228 HP en 3 ½” tubería clase “A”

Realizan prueba de producción: BFPD = 1104, BSW = 100%, FREC = 54Hz.


(14-Noviembre-09) Sacan equipo BES P11xH6, giro de bomba superior duro

y bomba inferior OK. Protector atascado, motor con giro suave y

eléctricamente en buen estado. Presencia de escala bajo intake. Se realiza

tratamiento químico a la arena “Ui”, solventes + HCl al 10%. Abren by-pass

de pácker y desplazan píldora. Cierran by-pass y forzan la píldora a la arena

“Ui” con 300 Psi a 0.5 BPM (pozo toma 160 BLS). Se saca el equipo y

verifican parámetros eléctricos. No se encuentra MID JOINT, se asume que

pasó libre al fondo del pozo. Bajan nuevamente BES hasta 10131`. Se

realizan pruebas de rotación y producción.

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW% OBSERV

ANTES 24-Oct-09 Ui PPS 254 64 MTU

DESPUES 04-Nov-09 Ui PPS 183 25 GN-1300

Trabajo exitosos queda produciendo. Estimulan matricialmente arena “Ui”.

Recuperan producción de +/- 200 BPPD.

142


Archivo Auca (2012)

4.1.2.24 AUCA 67D

Durante las pruebas de producción el Pozo AUCA 67D no Fluye por empuje

natural, por lo que se decide instalar en una completación para bombeo

hidráulico y bajar una bomba Tipo JET, pero no hay respuesta mayor dentro

del pozo; por lo que instala Equipo BES dentro del pozo y de manera exitosa

el este queda en operación.

Completación y Pruebas: 26-Abril-09.

Perforaciones Iniciales: “Arena U”: 10176`-10192` (16`)

10196`-10214` (18`)

FECHA ARENA BFPD BPPD BSW% SALINIDAD METODO

22-Abr-09 “U” 336 215 36 2500 ppm PPH

Bajan conjunto TCP. POZO NO FLUYE soplo moderado. Abren camisa de

circulación, desplazan bomba JET y evalúan arena “U” con unidad MTU:

143

BFPD = 336, BSW = 62%, BPPD = 128. Cierran pozo para resultados de

presión. Bajan Equipo BES P&xH6 con motor de 132 HP en 3 ½” tubería.

Realizan prueba de producción: BFPD = 720, BSW = 100%.

WO Nº 04 Reparar Equipo BES.

(11-Abril-12) Inician operaciones el 05 de Abril del 2012. Controlan pozo con

fluido especial. Sacan Equipo BES en 3 ½” TBG EUE. Desarman Equipo

BES P4xH6: giro del conjunto del eje trabajando, bomba superior y media

giro semiduro, bomba inferior eje roto en le parte inferior, separador de gas,

sello, giro OK, motor eléctricamente OK, sensor y cable mecánica y

eléctricamente OK. Bajan Equipo BES con camisa de refrigeración en 3 ½”

TBG clase “B”. 3 Bombas P4xH6SSD (269+124+124) etapas. MOTOR: 102

HP.

FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW% ° API

ANTES 13-marzo-2012 U PPS 126 2 19

DESPUES 24-Abril-2012 U PPS 365 2 19

Trabajo exitoso, pozo queda produciendo +/- 350 BPPD.


Archivo Auca (2012)

144

4.1.2.25 AUCA 70D

El pozo AUCA 70D no produce por flujo natural por lo que para realizar las

pruebas de producción se bajó una completación hidráulica; empezando su

producción a través de este sistema; luego se rediseñó el tipo de

levantamiento artificial entrando a trabajar un Equipo BES con mejoras en la

producción de AUCA 70D.

Fecha de Completación: 21-Marzo-09


Arena “T”: 10482`-10492` (10`)

Arena “Hs”: 10678`-10704` (26`)

FECHA ARENA BFPD BSW% BPPD ºAPI

60°F GOR

Salinidad

PPM MÉTODO

03-MAR-09 " Hs " 114 22 112 28 - - PPH

13-MAR-09 " T " 600 2 588 22.5 - - PPH

WO Nº 01 Rediseñar Tipo de Levantamiento. Bajar Equipo BES.

(20-Julio-09)Inicio de operaciones 26-Abril-09.Recuperan pescado por

descarga corroída (BES D725N en el fondo). Bajan BHA de evaluación,

asientan elementos de presión en NO-GO a 10313`, desplazan bomba JET

10-A prueban arena “T”. Suspenden operaciones el 8 de Mayo del 2009.

Reinician operaciones el 14 de Julio del 2009.

Bajan Equipo BES DN-1100 (2 bambas: 182+182 etapas), motor 210 HP.

Realizan prueba de producción arena “U” al tanque en locación: BFPD =

936, BSW = 100%, TM = 284ºF, PINT = 1145 Psi, 32 AMP, 55Hz, THE = 6.

145


60°F MÉTODO

12-abril-2009 " T " 216 4 207 22.5 PPH

28-julio-2009 "U" 698 2 684 185 PPH

WO Nº 02 Rediseñar BES de Acuerdo a Evaluación Arena “T” con

PWF

(15-Mayo-10) Inicio de operaciones 23-Abril-10.Sacan BES DN-450 en

tubería de 3 ½”. Bombas mecánicamente en buen estado, giro normal,

separador de gas y protectores en buen estado, motor con giro normal y bajo

aislamiento, cables de potencia en buen estado. Controlan el pozo con agua

filtrada y tratada y sacan completación de fondo. Bajan cañones de 4 ½” con

colchón de agua de 2000 pies a 10070 pies. Repunzonan U en el intervalo

de 10260`-10272` (12`) a 5DPP (POZO CON SOPLO DÉBIL). Arman y bajan

completación de fondo con válvula FLRV en tubing de 3 ½. Bajan Equipo

BES con camisa de enfriamiento de 5 ½.Realizan pruebas de rotación de

equipo BES a 55Hz.


Archivo Auca (2012)

146

4.1.2.26 AUCA 73D

Luego de las primeras pruebas de producción en AUCA 73D al no haber

flujo natural se evalúa el tipo de levantamiento a usar en el pozo se baja

Equipo BES; siendo este tipo de levantamiento artificial el adecuado para la

producción en AUCA 73D.

Fecha de Completación y Pruebas Iniciales: 24-Abril-09


Arena “U”: 10834`-10846` (12`)

10858`-10870` (12`)


60°F

Salinidad

PPM MÉTODO

15-ABR-09 " U " 336 44 188 18.9 1250 PPS


(3-Noviembre-09) Inician operaciones el 20 de Octubre del 2009.

Controlan con fluido especial. Sacan Equipo BES. Con unidad de cable

eléctrico repunzonan “Ui”. Evalúan con elementos (PWS = 1304 Psi, PWF =

1085 Psi).

Bajan Equipo BES P8xH6. En TGB 3 ½” clase “B”.


ANTES 20 OCT-09 Tinf REPARAR BES

DESPUES 16-NOV-09 Tinf PPS 580 3 18.9

Trabajo exitoso. Incrementa la producción en 300 BPPD.

147


Archivo Auca (2012)

4.1.2.27 AUCA 75D

Una vez terminado la etapa de completación y pruebas el pozo AUCA 75D

empieza su producción con un equipo BES, el mismo que resulto adecuado

para el pozo luego de realizar evaluaciones con completación hidráulica y

BES.

Fecha de Completación y Pruebas Iniciales: 03-Abril-09.


Arena “U”: 9882`-9892` (10`)

9910`-9928` (18`)


60°F MÉTODO

31-MAR-2009 " U " 336 22 262 28 PPH

Se baja Equipo BES.

148

WO Nº 01 Reparar Equipo BES.

(11-Julio-10) Inician operaciones el 06-Julio-10.Sacan BES P8X en Tubería

de 3 ½”, giro del conjunto duro, bomba superior con giro OK, bomba inferior

con eje roto, la base de los sellos con giro normal, cámaras con aceite

contaminado, motor y sensor eléctrico en buen estado. Bajan Equipo BES y

realizan empate con cable Nº 02 a 4500 pies. Realizan conexión Quick

Conector bajo Hanger.

Realizan pruebas de rotación equipo BES a 60Hz.

Realizan prueba de producción de arena “U” a la mini estación AUC-51D:

BFPD = 664, BSW = 100%, TM = 102ºF, PINT = 653 psi, 41 AMP, 54 Hz,

THE = 6.


60°F MÉTODO

11-jul-10 " U " 341 5 323 19 PPS

8-ago-10 "U" 504 9 459 19 PPS

Trabajo exitoso, se produce +/- 450 BPPD.


Archivo Auca (2012)

149

4.1.2.28 AUCA 76D

Una vez completado el pozo AUCA 67D se inician las pruebas de

producción, se evalúa el pozo con completación hidráulica bajando al pozo

una bomba tipo JET, luego se evalúa bajando equipo BES; se hacen nuevas

pruebas con bomba JET y finalmente se decide dejar en el pozo el Equipo

BES que resulta el más indicado para el pozo AUCA 67D.

Fecha de Completación: 13-Agosto-09


Cia. Halliburton corren registro de cemento (CASTF.CBL - MSG-GR-CCL)

desde 11140` hasta 9500` (buen cemento en zona de interés).

Bajan conjunto TCP con cañones 4 5/8” cargas de alta penetración para

punzonar los siguientes intervalos de la arena “U”:

ARENA “U”: 10662`-10672` (10`) 5DPP.

10676`-10692` (16`) 5DPP.

Asientan elementos de presión, desplazan JET 10-J y evalúan con

elementos arena “U”:BFPD = 384, BPPD = 134, BSW = 65%, THE C/E = 25,

SAL: = 1800 PPP-Cl. Cierran pozo por 24 Hrs. (PWS = 1718 Psi; PWF =

1421 Psi), desplazan JET y continúan evaluando: BFPD = 360, BPPD = 115,

BSW = 68%, SAL = 2100 PPM-CL; API = 18. Reversan JET, forzan píldora

gelificada, controlan pozo.

Bajan Equipo BES D725N (3) Bombas serie 400; motor (120 HP, 2270 V, 32

AMP), serie 562 en 3 ½” TBG EUE; clase “A”. Finalizan operaciones el 13 de

Agosto del 2009.


60°F MÉTODO

5-AGO-2009 " U " 384 65 134 18 PPH

150


Archivo Auca (2012)

4.1.2.29 AUCA 77D

El pozo AUCA 77D produce por medio levantamiento artificial, mediante una

bomba electrosumergible, una vez completado el pozo se evaluó con bomba

hidráulica tipo JET y luego con Equipo BES resultando este último el más

indicado ya que arrojó mejores resultados.

Fecha de Completación: 13-Septiembre-09.


Corren registros de cemento (CBL-VDL-GR-CCL). 2000` desde fondo

(10057`).

Buen cemento en zonas de interés “Ui” y “Hs”.

Bajan conjunto TCP con 4 ½” cañones y cargas de lata penetración para

punzonar arena “Ui”.

ARENA “U”: 10497`-10514` (17`) 5DPP.

151

Asientan elementos de presión, desplazan JET 10-J e intentan evaluar sin

éxito pozo no aporta. Intentan recuperar STD VALVE sin éxito. Controlan

pozo, desasientan pácker, sacan conjunto TCP. Bajan BHA de evaluación,

prueban admisión de “Ui” con 2000 Psi presión cae 500 Psi/min. Asientan

elementos de presión, desplazan JET 10-J, evalúan: BFPD = 312, BPPD =

75, BSW = 76%, THE C/E = 37, SAL = 1800 PPM-CL, API = 18.Reversan

JET, controlan pozo con fluido especial, desasientan empacadura, sacan

BHA de evaluación. Intentan bajar Equipo BES P6XH6 por 2 ocasiones

(detectan bajo aislamiento y la segunda fases a tierra).Bajan BHA

acondicionador con taper mil, vicelan hombros del colgador. Bajan Equipo

BES P6X con camisa de refrigeración en 3 ½” TBG EUE clase “A”.


60°F

Salinid

ppm MÉTODO

24-AGO-09 " U " 312 76 75 18 1800 PPH

Bajan Equipo BES, se inicia la producción con +/- 500 BPPD, luego se

estabiliza la producción en +/- 350 BPPD.


Archivo Auca (2012)

152

4.1.2.30 AUCA 86D

El pozo AUCA 86D inicia su producción con flujo natural con +/- 1200 BPPD,

luego de unos meses el pozo declina su producción, por lo que se decide

bajar al pozo Equipo BES recuperando la producción y siendo un sistema

eficiente en AUCA 86D, luego de un tiempo el pozo ha ido declinando.

Fecha de Completación: 03-Julio-11.


Cia. Halliburton toman registros de cemento desde 10820` hasta 10050` pies

(buen cemento en zonas de interés).

Bajan conjunto TCP con cañones de 4 5/8” y cargas de alta penetración en 3

½” TBG. Correlacionan profundidad, asientan empacadura, prueban, OK.

Sueltan barra y punzonan el siguiente intervalo de arena “Hi”.

10772`-10778` (6`) a 5DPP.

Realizan prueba de producción de arena “Hi” a Flujo Natural:

BFPD = 1200, BPPD = 1176, BSW = 2%, THE = 58, TBR = 2953.

Prueba oficial:

FECHA ARENA MÉTODO BFPD BPPD BAPD BSW% °API

04-Jul-11 “H inf” PPF 1200 1176 24 2% 32.1

WO Nº01 Sacar TCP. Recuperar HTAS de S/LINE. Bajar Equipo BES

Diseño de Acuerdo a Resultados.

(13-Septiembre-11)

Controlan pozo con agua filtrada y tratada con químicos de 9.1 LPG. Sacan

conjunto TCP. Bajan BHA de limpieza.

153

Bajan Equipo BES TD-1250 en 3 ½” TBG UEU clase “A”.

Realizan prueba de producción con Equipo BES de la arena “Hi”:

BFPD = 1104, BSW = 100%, Hz = 52, P. Intake = 2330 Psi, Tm = 227ºF.

Tabla 4.31Historial de Producción AUCA 86D (Archivo Auca 2012)

Archivo Auca (2012)

4.1.2.31 AUCA 87D

El pozo AUCA 87D es un pozo nuevo, el cual el 2 de febrero del 2012

finaliza sus operaciones de perforación e inicia sus operaciones de CP&I, el

17 de mayo del 2012 sale de CP&I y se baja Equipo BES; el mismo que

queda en operación iniciando su etapa de producción con +/- 500 BPPD.

154


Archivo Auca (2012)

4.1.2.32 AUCA 88D

El pozo AUCA 88-D inicia su producción con levantamiento artificial,

específicamente a través de una bomba electrosumergible; el pozo no

presenta un buen aporte por lo que se intenta rediseñar el sistema mediante

los resultados que arroje el primer WO, pero se suspende en dos ocasiones

las operaciones de WO debido a la intervención delos Pozos AUCA 49 y

AUCA 76D de mayor prioridad de producción en la misma locación.

155

Fecha de Perforación: 12-Marzo-12

Fecha de Completación: 04-Abril-12

Inician Operaciones el 20 de Marzo del 2012.

CIA. SLB corre registro de cemento. Buen cemento en zonas de interés.

CIA. HALLIBURTON realiza tubing pickling con HCL al 10%.

CIA. SLB intenta bajar canasta calibradora y cañones con ancla por tres

ocasiones. SIN ÉXITO. No pasan a 10109` (tope del colgador de 7”),

trabajan obstrucción y pasan con dificultad hasta 11020`.

CIA. SLB baja conjunto TCP con 4 ½” cañones de alta penetración.

Correlación para punzonar intervalos de Arena “U” inferior.

10474`-10508` (32`) a 5 DPP.

S/LINE bajan elementos de presión a 10194`, abren camisa de circulación,

desplazan JET D-6 y evalúan arena “U” inferior:

BFPD = 264, BPPD = 124, BSW = 53%, THE C/E = 31.

Cierran pozo para B`UP por 20 Hrs. (PSW = 930 Psi, PWF = 507 Psi).

Controlan pozo con fluido especial, desasientan pácker, sacan conjunto

TCP.

Finalizan operaciones el 04-Abril-2012.

WO Nº 01 Estimular Arena “Ui”. Evaluar con B`UP. Rediseñar de

Acuerdo a Resultados.

INICIAN operaciones el 04-Junio-12. SUSPENDEN operaciones de WO el

05-Junio-12 debido a la intervención del pozo AUCA-49 de mayor prioridad

de producción.

REINICIAN operaciones el 13-Junio-12. SUSPENDEN operaciones de WO

el 09-Julio-12 debido a la intervención del pozo AUCA 76D de mayor

prioridad de producción en la misma locación.


60°F

Salinidad

PPM MÉTODO

31-MAR-12 " U INF" 264 53 124 18.8 1500 PPH

156


Archivo Auca (2012)

4.1.3 PROPUESTA TÉCNICA ECONÓMICA PARA INSTALACIÓN DE

EQUIPO BES EN POZOS DE AUCA CENTRAL.

La propuesta técnica económica consiste en dar a la empresa que requiere

contratar dicho servicio, los detalles técnicos y económicos de todo el Equipo

que se va a instalar en el pozo; en la propuesta se detallan las condiciones

de operación del equipo a instalarse, información del motor, rangos de

operación, perfil de la bomba, costos del Equipo BES y de los misceláneos

de fondo y superficie para la correcta instalación como se muestra a

continuación:

162

4.2 ANÁLISIS ECONÓMICO

4.2.1 ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO

El estudio económico se basa fundamentalmente, en el análisis de

inversiones, costos de producción, ingresos y egresos; mismos que

determinan la puesta en marcha de un proyecto y al mismo tiempo nos

indica si es o no rentable.

4.2.2 COSTOS DE PRODUCCIÓN

Los costos de producción incluyen los costos de los trabajos a realizarse de

acuerdo con el análisis técnico, el tiempo de duración de los trabajos y la

producción de petróleo a recuperarse por los trabajos propuestos en cada

pozo. (Tabla 4.34)

Los costos de producción están relacionados al capital que hay que invertir

para la producción de petróleo una vez que se ha ejecutado el proyecto

destinado al control de arena, por ejemplo para producir 1 barril fluidos del

yacimiento (agua y petróleo), se consideran básicamente los siguientes

costos: Costo Operativo, Costo de Procesos y Químicos y los Costos de

Mantenimiento.

Tabla 4.34 Costos de Producción para 1 barril de fluido.

DESCRIPCIÓN COSTO

(USD /BLS)

Operativos 4.60

Procesos y Químicos 0.15

Mantenimiento (2.5 % del precio de 1 bl) 2.25

TOTAL 7

163

4.2.2.1 Costo Operativo

Este costo se refiere a las instalaciones y equipos necesarios para la

producción de petróleo, como por ejemplo: personal de trabajo, seguridad

física e industrial, fuente de energía para el funcionamiento de los equipos,

reparación de los pozos en el evento de que alguno de estos deje de

producir ya sea por un shut down o cualquier otra eventualidad que pueda

generar un colapso del sistema eléctrico sumergible o hidráulico.

4.2.2.2 Costo de Procesos y Químicos

En este rubro se consideran a los equipos extras que ayudan al

mejoramiento de la producción de fluidos del yacimiento, tales como: camión

vacuum, ácidos para la limpieza del equipo de fondo que controla la

producción de arena.

4.2.2.3 Costos por Mantenimiento

Se refiere a los gastos que se hacen para mantener en buen estado las

facilidades de superficie necesarias para la producción de petróleo. Para

ejemplo de este análisis económico se puede fijar el precio del petróleo en

60 USD, lo que nos permite tener las siguientes relaciones de costos con

respecto a la producción de 1 barril de petróleo.

4.2.2.4 Costos por Reacondicionamiento de Pozos

En el caso del subsuelo, este costo es generado por el uso del taladro de

reacondicionamiento en cualquiera de los pozos que se fuera a usar, con el

164

objetivo de solucionar algún problema que se presente ya sea para cambiar

o dar mantenimiento a alguna herramienta de fondo del pozo. Para este fin

se estima que el costo del taladro de reacondicionamiento es de 11000 USD

diarios.

En la Tabla 4.35 se representan los costos de un trabajo de

reacondicionamiento típico para el cambio de geometría de la bomba jet de

fondo, que serán aplicados a los pozos objeto de análisis en este estudio.

Tabla 4.35 Costos de Reacondicionamiento BH

Operación-Material Costo USD

Movilización y Supervisión 1.120

Técnico de Operación (día o fracción) 300

Camión Pluma (cargo básico 8 horas) 700

Nueva Geometría (tobera+garganta+carcaza) 16.500

Procedimiento de cambio de bomba JET (reversada+

bajada de bomba)

1.680

Lubricador 224

Contingencias 6.506

TOTAL

27.030

La inversión inicial que se realiza para implementar un sistema de bombeo

hidráulico en un pozo es de aproximadamente +/- 200.000 dólares.

En las Tablas 4.36 y 4.37 se representan los costos reales de un trabajo de

reacondicionamiento en un pozo para reparar un equipo BES; estos costos

serán mayores o menores dependiendo de la duración del trabajo y del

problema presentado en el equipo.

165

Tabla 4.36 Costos de Reacondicionamiento AUCA 73D

COMPAÑÍA W.O CAMPO POZO FECHA

PETROPRODUCCION 1 AUCA AUC-73D 3-Nov-09

COMPAÑÍA SERVICIO GASTO USD

TRIBOILGAS MOVIMIENTO DE LA TORRE ( 115 KM ) 23.100,00

GEOPTSA – 03 TRABAJO DE LA TORRE ( 14 DIAS + 13 HORAS ) 117.861,90

GEOPTSA – 03 SUPERVISION Y TRANSPORTE 10.179,20

QUIMICOS 4.716,00

CENTRILIFT EQUIPO DE SUBSUELO Y SUPERFICIE 150.000,00

CENTRILIFT SUPERVISION E INSTALACION BES 2.317,60

PETROTECH UNIDAD DE WIRE LINE

593,50

DYGOIL 2.338,68

ADRIALPETRO SUPERVISION E INSTALACION BES 3.800,00

SOLIPET SERVICIO DE SPOOLER 4.886,08

ECUAPET UNIDAD DE BOMBEO (EVAL. MTU) 13.999,64

TOTAL

333.792,60

Tabla 4.37 Costos de Reacondicionamiento AUCA 38

COMPAÑÍA W.O CAMPO POZO FECHA

EP PETROECUADOR 6 AUCA AUC-39 6-Abr-10

COMPAÑÍA SERVICIO GASTO USD

PETROTECH MOVIMIENTO DE LA TORRE (38 KMS) 5.000,00

PETROTECH-03 TRABAJO DE LA TORRE ( 6 DIAS + 8 HORAS ) 49.115,73

PETROTECH-03 SUPERVISION Y TRANSPORTE 5.133,33

QUIMICOS 2.236,00

SCHLUMBERGER EQUIPO DE SUBSUELO Y SUPERFICIE 150.000

SCHLUMBERGER SUPERVISION E INSTALACION BES 2.042,40

SOLIPET UNIDAD SPOOLER 3.940,90

ADRIALPETRO INSTALACION DE QUICK CONECTOR 3.800,00

DYGOIL UNIDAD DE WIRE LINE (SWAB + ELEMENT) 342,79

TOTAL

221.611,15

166

La implementación de Equipo BES para producir mediante este sistema de

levantamiento en un pozo petrolero tiene un costo aproximado de +/-

600.000 incluido IVA y misceláneos.

4.2.2.5 Ingresos

Los ingresos se obtienen multiplicando el precio del barril de petróleo por el

número de barriles a ser producidos cada mes.

De acuerdo con los historiales de producción del Campo AUCA CENTRAL

se estima que su declinación de producción es del 12% anual. Con lo que

para el proyecto se establece una declinación mensual del 1%, con el

periodo mensual considerado de 30,41 días y el periodo semanal de 7 días.

4.2.2.6 Egresos

Los egresos mensuales constituyen la suma entre los costos del trabajo de

reacondicionamiento de cada sistema y el costo de futuros

reacondicionamientos, el costo operativo de producción que se tiene en el

Campo Auca es de 7 dólares por barril ya sea por bombeo hidráulico o BES.

4.2.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO

Los parámetros en los que se basa el estudio económico del presente

proyecto son los siguientes:

Para el cálculo de los ingresos que tiene cada pozo se tomara

100,00, valor en el cual oscila el WTI.

No se considera depreciación contable de los equipos, puesto que

no intervienen los impuestos fiscales.

167

A continuación, se presenta una tabla con los valores de producción

obtenidos al aplicar a un pozo bombeo hidráulico o BES; en esta tabla

también se presenta valores de declive de producción si antes del sistema

de levantamiento instalado se aplicó o evaluó al pozo con otro sistema.

También se encuentran valores con los cuales la producción de cada pozo

se estabilizó. Tabla 3.38.

Tabla 3.38 Producción de AUCA CENTRAL con BES e Hidráulico

Cálculo de Egresos diarios, mensuales y anuales de los pozos

pertenecientes al CAMPO AUCA CENTRAL que se encuentran en

producción. Tabla 4.39

168

Tabla 4.39 Egresos de Auca Central Petróleo a 100 Dólares

POZO

MÉTODO

DE

PRODUC

BPPD

INVERSIÓN

INICIAL USD

(INV. INIC)

EGRESOS

DIARIOS

7USD/BLS

EGRESOS

MENSUALES

(USD)

EGRESOS

ANUALES USD

+ INV. INIC

AUC-02 PPS 473 600000 3311 99330 1808515

AUC-05 PPH 240 200000 1680 50400 813200

AUC-06 PPH 250 200000 1750 52500 838750

AUC-09 PPH 410 200000 2870 86100 1247550

AUC-10 PPS 215 600000 1505 45150 1149325

AUC-26 PPH 250 200000 1750 52500 838750

AUC31 PPH 250 200000 1750 52500 838750

AUC-32 PPH 570 200000 3990 119700 1656350

AUC-33 PPH 450 200000 3150 94500 1349750

AUC-34 PPH 1020 200000 7140 214200 2806100

AUC-39 PPS 230 600000 1610 48300 1187650

AUC-40 PPS 450 600000 3150 94500 1749750

AUC-51 PPS 330 600000 2310 69300 1443150

AUC-52 PPH 250 200000 1750 52500 838750

AUC-60D PPS 210 600000 1470 44100 1136550

AUC-61D PPS 270 600000 1890 56700 1289850

AUC-62D PPS 200 600000 1400 42000 1111000

AUC-65D PPS 190 600000 1330 39900 1085450

AUC-67D PPS 310 600000 2170 65100 1392050

AUC-70D PPS 220 600000 1540 46200 1162100

AUC-73D PPS 290 600000 2030 60900 1340950

AUC-75D PPS 400 600000 2800 84000 1622000

AUC-76D PPS 350 600000 2450 73500 1494250

AUC-77D PPS 370 600000 2590 77700 1545350

AUC-86D PPS 180 600000 1260 37800 1059900

AUC-87D PPS 500 600000 3500 105000 1877500

AUC-88D PPS 150 600000 1050 31500 983250

TOTAL

EGRESOS

35`666.540

Calculo de Ingresos diarios, mensuales y anuales para los pozos

pertenecientes a Auca Central, con el barril de petróleo a 100 dólares. Sin

tomar en cuenta la declinación del pozo que es 12% anual. Tabla 4.4

169

Tabla 4.40 Ingresos del Campo Auca Central

POZO

MÉTODO

BPPD INGRESOS

DIARIOS USD

INGRESOS

MENSUALES USD

INGRESOS

ANUALES USD

AUC-02 PPS 473 47300 1419000 17264500

AUC-05 PPH 240 24000 720000 8760000

AUC-06 PPH 250 25000 750000 9125000

AUC-09 PPH 410 41000 1230000 14965000

AUC-10 PPS 215 21500 645000 7847500

AUC-26 PPH 250 25000 750000 9125000

AUC31 PPH 250 25000 750000 9125000

AUC-32 PPH 570 57000 1710000 20805000

AUC-33 PPH 450 45000 1350000 16425000

AUC-34 PPH 1020 102000 3060000 37230000

AUC-39 PPS 230 23000 690000 8395000

AUC-40 PPS 450 45000 1350000 16425000

AUC-51 PPS 330 33000 990000 12045000

AUC-52 PPH 250 25000 750000 9125000

AUC-60D PPS 210 21000 630000 7665000

AUC-61D PPS 270 27000 810000 9855000

AUC-62D PPS 200 20000 600000 7300000

AUC-65D PPS 190 19000 570000 6935000

AUC-67D PPS 310 31000 930000 11315000

AUC-70D PPS 220 22000 660000 8030000

AUC-73D PPS 290 29000 870000 10585000

AUC-75D PPS 400 40000 1200000 14600000

AUC-76D PPS 350 35000 1050000 12775000

AUC-77D PPS 370 37000 1110000 13505000

AUC-86D PPS 180 18000 540000 6570000

AUC-87D PPS 500 50000 1500000 18250000

AUC-88D PPS 150 15000 450000 5475000

TOTAL

INGRESOS

329`522.000

170

4.2.3.1 Análisis de resultados

En AUC-05, AUC-06 y AUC-52 pozos que operan con bombeo hidráulico en

su momento fueron evaluados con BES presentándose una declinación en la

producción por lo cual el proyecto pasó a no ser tan rentable como lo era con

bombeo hidráulico por lo que se bajó equipo hidráulico nuevamente.

En los pozos AUC-09, AUC-26, AUC-31, AUC-32, AUC-33 y AUC-34 se

opera con bombeo hidráulico, sistema de levantamiento artificial que resulto

económicamente rentable para estos pozos desde su implementación, no

requiriendo evaluarse el pozo con otro tipo de sistema.

Los pozos AUC-02, AUC-10, AUC-39, AUC-60, AUC-61, AUC-65, AUC-67,

AUC-70, AUC-73, AUC-75, AUC-76, AUC-77 y AUC-88 operan con BES,

estos pozos pasaron por evaluaciones mediante bombeo hidráulico no

dándose los resultados esperados; ya que la producción con este sistema

empezó a declinar y el proyecto dejo de tener la misma rentabilidad; por lo

cual se bajó equipo BES que resulto ser económicamente más rentable.

Los pozos AUC-40, AUC-51, AUC-62, AUC-86 y AUC-87 se mantienen en

operación con BES, sistema de levantamiento que resulto económicamente

rentable para estos pozos desde su implementación, no requiriendo hacer

evaluaciones con otro tipo de sistema.

Al analizar la tabla de ingresos obtenidos con el valor del barril de petróleo a

100 dólares, nos damos cuenta que este proyecto es totalmente aceptable

ya que la inversión inicial será recuperada de forma rápida.

CONCLUSIONES Y

RECOMENDACIONES

171

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES:

El sistema de levantamiento artificial más aplicado en los pozos del

CAMPO AUCA CENTRAL, que se encuentran en producción es el

bombeo electrosumergible ya que un 67% de los pozos producen

mediante este sistema y el 33% restante mediante bombeo hidráulico,

resultando más eficiente para el CAMPO el BES.

De los Workovers (W.O) analizados para los pozos con bombeo

hidráulico del Campo AUCA CENTRAL, se encontró que en su

mayoría estos habían operado con bombas electrosumergibles, más

debido a la baja producción y presencia de arenas esta no fue la

mejor alternativa por las reparaciones constantes que debían

efectuarse, por lo que se optó por la implementación de bombeo

hidráulico, más económico y eficiente para este caso.

Los pozos que operan con bombeo electrosumergible, pasaron por

evaluaciones con bombeo hidráulico tanto Tipo JET como tipo

PISTÓN, no siendo este sistema último la mejor alternativa de

producción, luego de analizarse los Workovers referentes, se

concluye que en estos pozos se obtuvo mejores resultados al

implementarse el bombeo electrosumergible por lo que se optó por

dejar con este sistema de levantamiento artificial en operación ya que

172

era la mejor opción puesto que mantenía estable y elevada la

producción de cada pozo.

Del estudio económico del proyecto se obtuvo que la inversión inicial

total del proyecto es de +/- 200.000 para el bombeo hidráulico y de +/-

600.000 para el bombeo electrosumergible, misma inversión que en el

peor de los escenarios será recuperada en poco más de un mes.

El costo inicial para implementar bombeo electrosumergible en pozos

del CAMPO AUCA CENTRAL, triplica al costo inicial que se tiene por

implementar bombeo hidráulico; pero si hablamos de costos

operacionales tenemos similares escenarios para los dos sistemas de

levantamiento artificial es de 7 dólares/barril; diferencia que radica en

la cantidad de barriles obtenidos con él un sistema y los obtenidos

con el otro sistema lo que hace rentable al proyecto, e influye en la

selección del sistema de levantamiento que va trabajar en el pozo.

La principal diferencia económica entre estos dos sistemas de

levantamiento artificial se presenta al momento de realizar una

reparación del equipo ya que si se trata de bombeo electrosumergible

tiene un costo de +/- 300.000 mismo valor que es 10 veces mayor al

costo que se tiene por reparar equipos hidráulicos.

173

5.2 RECOMENDACIONES:

Cuando un sistema de levantamiento artificial instalado en un pozo

presenta daños constantes en el equipo, por lo que se tiene que parar

la producción mientras se repara y el problema con el equipo sigue

presentándose; se debe buscar una mejor alternativa de producción,

es decir, evaluar con otro sistema que nos brinde rentabilidad, un

menor costo de mantenimiento y eficiencia.

Es necesario ejecutar trabajos de pruebas de pozos para poder contar

con datos actualizados de los pozos del Campo AUCA CENTRAL,

obteniéndose de este modo índices de productividad y declinación a

medida que avanza la producción, lo que permitirá diseñar y mantener

los equipos.

Es importante que toda la información obtenida del pozo se tenga en

cuenta para el diseño del equipo electrosumergible, para así evitar

problemas de mal dimensionamiento de la bomba BES.

Las torres de reacondicionamiento deben estar equipadas con

sistemas de filtrado de agua. Lo que permita realizar una limpieza

óptima de los pozos, ya que generalmente el agua suministrada por

los vacuums contiene piedras que pueden ser causantes de

problemas de atascamiento de las bombas o rotura de impulsores y

difusores de las etapas.

La duración de los equipos depende en gran parte de los arranques

aplicados, por lo que se debe procurar que estos sean suaves y en el

menor número posible.

Los talleres deben estar equipados con los repuestos necesarios para

realizar un mantenimiento preventivo, para no tener que aplazar los

trabajos programados, lo más normal es realizar arreglos parciales

174

conservando las mismas piezas hasta un próximo trabajo, esto

implica espera de tiempo para que lleguen los repuestos con las

debidas consecuencias que esto implica; pero se tiene de positivo que

no se da una para de la producción por el tiempo de espera del

repuesto.

Se deben tener presente los problemas que existen en las facilidades

de producción, ya que no se ha dado renovación de equipos y

tuberías, además de que las instalaciones de superficie en muchos

casos ya han cumplido el tiempo de vida útil especificado por el

fabricante, sobre todo los primeros pozos AUCA CENTRAL que se

explotaron en los años 70`s.

En cuanto a los costos parciales y generales se debe tener en cuenta

que un equipo siempre posee fallos, durante el periodo de vida útil y

peor todavía cuando salen del tiempo de vida útil como es en la

mayoría de los casos, en donde se pueden apreciar tres etapas:

1. Fallos Iniciales: se caracterizan por tener una elevada tasa de

fallos que descienden rápidamente con el tiempo, estas fallas se

deben a diferentes razones como es el caso de defectos,

instalaciones incorrectas, errores de diseño del equipo,

desconocimiento del equipo por parte de los operadores o

desconocimiento del procedimiento adecuado, partes no

disponibles en el mercado y escases por parte de los proveedores.

2. Fallas normales: etapa que se caracterizan por tener fallas

menores y constantes, usualmente por causas aleatorias externas;

estas causas pueden ser accidentes fortuitos, mala operación,

condiciones inadecuadas y otros sucesos.

175

3. Fallas de desgaste. Se caracterizan por tener una tasa de fallas

rápidamente creciente. Las fallas se producen por el desgaste

natural del equipo esto es debido al transcurso del tiempo.

176

GLOSARIO DE TÉRMINOS

YACIMIENTO: Volumen de roca saturada de Hidrocarburos.

CPF: Sistema Cerrado de Fluido Motriz.

OPF: Sistema Abierto de Fluido Motriz.

FN: Flujo Natural.

BES: Bombeo Electrosumergible.

PPS: Bombeo Electrosumergible.

PPH: Bombeo Hidráulico.

PIP: Presión Entrada de la Bomba.

BHP: Potencia al Freno (HP).

TDH: Columna Dinámica Total.

VSD: Controlador de Velocidad Variable.

WORKOVERS: Trabajos de Reacondicionamiento.

PWF: Presión de Fondo Fluyente.

PWS: Presión de Fondo Estática.

GOR: Relación Gas Petróleo.

177

% BSW: Porcentaje de Agua y Sedimentos.

SAL: Salinidad (Porcentaje de Sal ppm.)

BPPD: Barriles de Petróleo por Día

BFPD: Barriles de Fluido por Día.

VAN: Valor Actual Neto.

RCB: Relación Costo Beneficio.

WTI: West Texas Intermediate. Petróleo que se toma como referencia para

determinar el precio del crudo Ecuatoriano.

178

REFRENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

- Dresser Oil Tools, (2008) Introducción a los Sistemas de Bombeo Hidráulico. Información Técnica y de Comercialización. Dallas, Texas 75211-0700. Dresser industries, Inc.

- Coss Bu, R., (2005) Análisis y Evaluación de Proyectos de Inversión

2a ed. México. Editorial Limusa.

- Melo, V., (2007) “Folleto de Levantamiento Artifical”. Quito: Preparado por Vinicio Melo.

- Petroproducción, Nct., (1998) Estudio de Simulación de los Yacimientos del Campo Auca-Auca Sur de Petroproducción en el Distrito Amazónico. Quito. Archivo.

- Petroproducción, Departamento de Yacimientos (2007) “Estudio del Área Auca, Diagnóstico y Proyección”, Quito. Archivo.

- Petroproducción. Subgerencia de Exploración y Desarrollo (2012). Archivo técnico. “File del Campo Auca-Auca Sur”. Campo Auca. Recopilación Archivo.

- Petroproducción. Coordinación de Ingeniería de Petróleos Intendencia

Auca. (2012) Workovers, Información Técnica y Ejecutiva Auca. Recopilación Archivo.

- Reda, (2008) Principios de Bombeo Electrosumergible. Plan de

Entrenamiento. Folleto Reda.

- Dodo (2005) Valor Actual Neto (2004) recuperado 23 de abril, 2013 de: http://es.wikipedia.org/wiki/Valor_actual_neto

- Nihilo (2008) Relación Costo Beneficio (RCB) recuperado 23 de abril, 2013, de http://es.wikipedia.org/wiki/Análisis_de_coste-beneficio

trabajo previo a la obtenciÓn del tÍtulo de...

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