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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

OPTIMIZACIÓN DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PARA EL CAMPO

SHUSHUQUI

Autor

José Luis Cedeño Lombeida

Quito, Septiembre 2017

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“OPTIMIZACIÓN DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PARA EL CAMPO

SHUSHUQUI”

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

José Luis Cedeño Lombeida

TUTOR:

Ing. Gustavo Pinto Arteaga M. Sc.

Septiembre 2017

QUITO – ECUADOR

ii

AGRADECIMIENTO

Ante todo agradecerle a Dios por darme la fortaleza necesaria y lograr esta meta tan

importante en mi vida.

A mi familia por ser un pilar fundamental y una inspiración para poder realizar todas mis

metas propuestas, de manera especial agradecerle a mis padres Luis Cedeño y Guillermina

Lombeida por ser personas maravillosas que me enseñaron a nunca rendirme y ser una

persona sencilla, sin ellos no podría haber realizado este gran sueño.

Muy agradecido con PETROAMAZONAS EP por permitirme realizar este Estudio Técnico en

especial al Ingeniero Oscar Ponce por su colaboración, dedicación y enseñanzas y sobre todo

por brindarme su amistad. De igual manera muy agradecido con la empresa SERTECPET por

permitirme tener acceso a la utilización del software Syal que fue de gran importancia para la

realización de este Estudio Técnico, muy agradecido con la Ingeniera Gabriela Proaño por la

dedicación y gran enseñanza, por brindarme su tiempo y aportar con la realización de este

Estudio Técnico.

Agradezco a la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, a todos los

docentes por compartir sus conocimientos, en especial a los Ingenieros Atahualpa Mantilla y

Carolina Artigas. A mi tutor Ingeniero Gustavo Raúl Pinto Arteaga M.Sc mil gracias por el

apoyo brindado a lo largo del desarrollo de este Estudio Técnico.

vii

ÍNDICE GENERAL

AGRADECIMIENTO ............................................................................................................... ii

DERECHOS DE AUTOR ....................................................... ¡Error! Marcador no definido.

INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL ................................................................. vi

ÍNDICE DE ILUSTRACIONES .............................................................................................. xi

ÍNDICE DE GRÁFICOS ......................................................................................................... xii

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................ xiv

ÍNDICE DE ANEXOS ........................................................................................................... xvi

RESUMEN .......................................................................................................................... xviii

ABSTRACT ............................................................................................................................ xix

ABREVIATURAS Y SIGLAS ................................................................................................ xx

CAPÍTULO I: GENERALIDADES .......................................................................................... 1

1.1 Introducción ................................................................................................................ 1

1.2 Planteamiento del Problema ............................................................................................ 1

1.3 Objetivos ..................................................................................................................... 2

1.3.1 Objetivo General .................................................................................................. 2

1.3.2 Objetivos Específicos........................................................................................... 2

1.4 Justificación e Importancia.......................................................................................... 2

1.5 Entorno del Estudio ..................................................................................................... 3

1.5.1 Marco Institucional .............................................................................................. 3

1.5.2 Marco Ético .......................................................................................................... 3

1.5.3 Marco Legal ......................................................................................................... 3

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO ......................................................................................... 5

viii

2.1 Descripción del Activo LIBERTADOR ..................................................................... 5

2.1.1 Ubicación ............................................................................................................. 5

2.2 Campo Shushuqui ....................................................................................................... 6

2.2.1 Ubicación ............................................................................................................. 6

2.2.2 Descripción .......................................................................................................... 7

2.3 Análisis Nodal .................................................................................................................. 7

2.3.2 Concepto .................................................................................................................... 7

2.3.3 Componentes ............................................................................................................. 7

2.3.4 Análisis de sensibilidad ............................................................................................. 8

2.4 Afluencia de fluidos ....................................................................................................... 10

2.4.1 Índice de productividad (IP o J) .............................................................................. 10

2.4.2 Curvas IPR ............................................................................................................... 11

2.4.3 Vogel ....................................................................................................................... 12

2.5 Daño de formación ......................................................................................................... 14

2.6 Levantamiento Artificial ................................................................................................ 14

2.7 Bombeo Electrosumergible (BES) ................................................................................. 14

2.7.1 Equipo de superficie ................................................................................................ 15

2.7.2 Equipo de fondo....................................................................................................... 15

2.7.3 Rango de operación de la bomba ............................................................................. 16

2.7.4 Ventajas ................................................................................................................... 16

2.7.5 Desventajas .............................................................................................................. 17

2.8 Bombeo Hidráulico (BH) ............................................................................................... 17

2.8.1 Componentes de superficie ...................................................................................... 18

2.8.2 Componentes de fondo ............................................................................................ 18

2.8.3 Ventajas ................................................................................................................... 20

ix

2.8.4 Desventajas .............................................................................................................. 21

2.9 Software Syal .............................................................................................................. 21

2.10 Software Pipesim ...................................................................................................... 22

CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO ....................................................................... 23

3.1 Tipo de estudio ............................................................................................................... 23

3.2 Universo y muestra......................................................................................................... 23

3.3 Métodos y técnicas de recolección de datos................................................................... 23

3.4 Procesamiento y análisis de información ....................................................................... 23

3.4.1 Reservas remanentes de cada pozo del campo Shushuqui ...................................... 24

3.4.2 Evaluación del estado actual del pozo SHH-06 Ui.................................................. 25

3.4.3 Evaluación del estado actual del pozo SHH-14 Ui.................................................. 26

3.4.4 Evaluación del estado actual del pozo SHH-22 BT ................................................ 27

3.4.5 Simulación en el software Syal en el pozo SHH-06 Ui ........................................... 27

3.4.6 Análisis con el software Pipesim ............................................................................. 43

CAPÍTULO IV: RESULTADOS ............................................................................................ 48

4.1 Analisis de las condiciones de los pozos con BH a la última fecha de Build UP y fecha

actual .................................................................................................................................... 48

4.2 Propuesta de conservar la bomba jet en pozos con bombeo hidráulico ......................... 49

4.3 Propuesta de cambio de bomba jet en pozos con bombeo hidráulico ............................ 51

4.3.1 Pozo Shushuqui 14 Ui ............................................................................................. 51

4.3.2 Pozo Shushuqui 22 BT ............................................................................................ 53

4.4 Análisis del sistema de levantamiento artificia de los pozos con bombeo

electrosumergible ................................................................................................................. 55

4.4.1 Shushuqui 23 T ........................................................................................................ 55

x

4.4.2 Shushuqui 24 Ti ....................................................................................................... 58

4.4.3 Shushuqui 25 Us ...................................................................................................... 60

4.5 Análisis de rentabilidad de la realización de cada propuesta de incremento de producción.

.............................................................................................................................................. 62

4.5.1 Shushuqui 14 cambio de bomba Jet 8I a 11K ......................................................... 62

4.5.2 Shushuqui 22 cambio de bomba Jet 12L a 13M ...................................................... 63

4.5.3 Shushuqui 23 cambio de bomba SN 3600 a SN 8000 ............................................. 65

4.5.4 Shushuqui 24 cambio de bomba TE 2700 a DN 4000 ............................................ 67

4.5.5 Shushuqui 25 estimulación inyectando solventes (JP1 más Tolueno o Sileno) ...... 68

CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................. 71

5.1 Conclusiones .................................................................................................................. 71

5.2 Recomendaciones ........................................................................................................... 72

REFERENCIAS ....................................................................................................................... 73

FUENTES ELECTRÓNICAS ................................................................................................. 75

GLOSARIO DE TÉRMINOS.................................................................................................. 76

ANEXOS ................................................................................................................................. 77

xi

ÍNDICE DE ILUSTRACIONES

Ilustración 1. Mapa de ubicación geográfica del activo LIBERTADOR. ....................................... 5

Ilustración 2. Mapa estructural del Activo libertador. ................................................................ 6

Ilustración 3. Posibles pérdidas de presión en el sistema completo.) ........................................ 8

Ilustración 4. Ubicación de nodos. ............................................................................................. 8

Ilustración 5. Determinación de la capacidad de flujo, curvas Inflow y Outflow. ....................... 9

Ilustración 6. Efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del tamaño del tubing. .... 10

Ilustración 7. Efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del tamaño de la línea de

flujo. ......................................................................................................................................... 10

Ilustración 8. Curva de índice de productividad. ...................................................................... 11

Ilustración 9. Curva IPR combinado para yacimientos Subsaturados. ...................................... 12

Ilustración 10. Curva IPR para pozos sin daño de un yacimiento con empuje por gas disuelto.

.................................................................................................................................................. 13

Ilustración 11. Componentes del sistema de Bombeo Electro Sumergible. ............................. 15

Ilustración 12. Curva de rendimiento de bomba electrosumergible ........................................ 16

Ilustración 13. Esquema de un sistema de bombeo hidráulico de un solo pozo. .................... 18

Ilustración 14. Bomba tipo pistón. ........................................................................................... 19

Ilustración 15. Bomba tipo jet. ................................................................................................. 20

xii

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 1. Histórico de producción del pozo SHH-06 Ui ........................................................ 25

Gráfico 2. Histórico de producción del pozo SHH-14 Ui ........................................................ 26

Gráfico 3. Histórico de producción del pozo SHH-22 BT....................................................... 27

Gráfico 4. Datos generales del pozo SHH-06 .......................................................................... 30

Gráfico 5. Características del pozo SHH-06 ............................................................................ 31

Gráfico 6. Correlaciones de flujo para el pozo SHH-06 .......................................................... 32

Gráfico 7. Datos PVT del pozo SHH-06 ................................................................................. 33

Gráfico 8. Análisis mecánico del pozo SHH-06 ...................................................................... 34

Gráfico 9. Ensamblaje de fondo del pozo SHH-06 .................................................................. 35

Gráfico 10. Cálculo y ajuste IPR ............................................................................................. 36

Gráfico 11. Datos para cálculo de Pwf corregida .................................................................... 37

Gráfico 12. Bomba Jet actual ................................................................................................... 38

Gráfico 13. Pwf corregida ........................................................................................................ 39

Gráfico 14. Cálculo IPR con Pwf corregida ............................................................................ 40

Gráfico 15. Cálculo de presión de inyección con Pwf corregida ............................................. 41

Gráfico 16. Presión y caudal de inyección con Pwf corregida ................................................ 42

Gráfico 17. Modelo físico utilizado en el Software Pipesim ................................................... 45

Gráfico 18. Propiedades del Fluido del pozo SHH-06 T ......................................................... 45

Gráfico 19. Información del Tubing (Surveys)........................................................................ 46

Gráfico 20. Datos de la bomba / BES ...................................................................................... 46

Gráfico 21. Rendimiento de la bomba ..................................................................................... 47

Gráfico 22. Curva IPR del pozo SHH-06 Ui ........................................................................... 50

Gráfico 23. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-06 Ui ....................................... 50

Gráfico 24. Curva IPR del pozo SHH-14 Ui ........................................................................... 51

xiii

Gráfico 25. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-14 Ui con la bomba de

configuración 8I ....................................................................................................................... 52

Gráfico 26. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-14 Ui con la bomba de

configuración 11K ................................................................................................................... 52

Gráfico 27. Curva IPR del pozo SHH-22 BT .......................................................................... 53

Gráfico 28. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-22 BT con bomba Jet 12 L ..... 54

Gráfico 29. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-22 BT con bomba Jet 13 M .... 55

Gráfico 30. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-23 T con la bomba SN 3600 ................ 56

Gráfico 31. IPR del pozo SHH 23 ........................................................................................... 57

Gráfico 32. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-23 T con la bomba SN 8000 ................ 57

Gráfico 33. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-24 Ti con la bomba TE 2700 ............... 58


Gráfico 35. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-24 Ti con la bomba DN 4000 .............. 59

Gráfico 36. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-25 Us con la bomba SN 2600 .............. 61


xiv

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Reservas remanentes de petróleo ............................................................................... 25

Tabla 2: Pozos con bombeo hidráulico .................................................................................... 28

Tabla 3: IP a la fecha del último Build Up .............................................................................. 28

Tabla 4: Datos actuales para el cálculo IP ............................................................................... 28

Tabla 5. Datos actuales de pozos con bombeo electrosumergible ........................................... 44

Tabla 6. IP de cada pozo con BH ............................................................................................ 48

Tabla 7. Propuesta de conservar la bomba jet.......................................................................... 49

Tabla 8. Propuesta de cambio de bomba en el pozo SHH-14 Ui ............................................. 51

Tabla 9. Propuesta de cambio de bomba en el pozo SHH-22 BT ............................................ 53

Tabla 10. Propuesta para SHH-23 T ........................................................................................ 55

Tabla 11. Propuesta para SHH-24 Ti ....................................................................................... 58

Tabla 12. Propuesta para SHH-25 Us ...................................................................................... 60

Tabla 13. Declinación de la producción del pozo SHH 14 ...................................................... 62

Tabla 14. Inversión en el cambio de bomba 11K .................................................................... 62

Tabla 15. Costo para la producción del pozo SHH 14 ............................................................. 62

Tabla 16. Ingresos de la producción del pozo SHH 14 ............................................................ 63

Tabla 17. Flujo de caja de la producción del pozo SHH 14 .................................................... 63

Tabla 18. VAN y TIR de la producción del pozo SHH 14 ...................................................... 63


Tabla 20. Inversión en el cambio de bomba 13M .................................................................... 64




xv



Tabla 26. Inversión en el cambio de bomba SN 8000 ............................................................. 65






Tabla 32. Inversión en el cambio de bomba DN 4000 ............................................................ 67






Tabla 38. Inversión en la estimulación .................................................................................... 69





xvi

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Mapa Estructural Arena Ts del campo Shushuqui ................................................... 77

Anexo 2. Mapa Estructural Arena Ti del campo Shushuqui ................................................... 78

Anexo 3. Mapa Estructural Arena Ui del campo Shushuqui ................................................... 79

Anexo 4. Mapa Estructural Arena Us del campo Shushuqui................................................... 80

Anexo 5. Mapa Estructural Arena BT del campo Shushuqui .................................................. 81

Anexo 6. Histórico de producción del pozo Shushuqui 10 Ui ................................................. 82


Anexo 8. Histórico de producción del pozo Shushuqui 13 BT ............................................... 83


Anexo 10. Histórico de producción del pozo Shushuqui18 Ui ................................................ 84

Anexo 11. Histórico de producción del pozo Shushuqui 20 Ui ............................................... 84

Anexo 12. Histórico de producción del pozo Shushuqui 21 Ui ............................................... 85

Anexo 13. Histórico de producción del pozo Shushuqui 23 Ts ............................................... 85

Anexo 14. Histórico de producción del pozo Shushuqui 23 Ti ............................................... 86

Anexo 15. Histórico de producción del pozo Shushuqui 24 Ti ............................................... 86

Anexo 16. Histórico de producción del pozo Shushuqui 25 Us .............................................. 87

Anexo 17. Proyección de Pr al año 2017 del pozo SHH-06 Ui ............................................... 87




Anexo 21. Diagrama mecánico del pozo SHH-06 ................................................................... 90



xvii







Anexo 30. Diagrama mecánico del pozo SHH-22D ................................................................ 99

Anexo 31. Diagrama mecánico del pozo SHH-23 ................................................................. 100



xviii

RESUMEN

El presente estudio técnico cuyo tema es “OPTIMIZACIÓN DEL LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL PARA EL CAMPO SHUSHUQUI”, tiene como finalidad realizar una

evaluación del estado actual del sistema de levantamiento artificial de cada pozo productor del

campo Shushuqui para poder determinar si las condiciones de producción son las óptimas. El

campo Shushuqui produce con levantamiento artificial por bombeo electrosumergible en 3

pozos y bombeo hidráulico tipo Jet en 10 pozos. Los pozos con bombeo hidráulico fueron

analizados con el software Syal donde se determinó el cambio de bomba en los pozos SHH-14

Ui y SHH-22 BT, para tener mayor producción mientras que, en los pozos SHH- 06, 10, 12,

13, 15, 18, 20, 21 luego de simular en el software Syal a distintas bombas se estableció

conservar la bomba puesto que son las que mejor se acoplan a una óptima producción. Los

pozos con bombeo electrosumergible se los analizó con el software Pipesim, en los pozos SHH-

23 T y SHH- 24 Ti, se estableció cambiar las bombas eléctricas puesto que se puede tener

mayor producción, mientras que en el pozo SHH- 25 Us se determinó realizar una estimulación

con solvente JP1 para aumentar su productividad.

Se realizó una estimación económica en hojas de cálculo del software Excel, en base a todos

los gastos que implica cada una de las propuestas que se plantea, con la finalidad de tener

mayor producción, con este análisis se determinó que efectivamente es rentable realizar los

cambios propuestos.

PALABRAS CLAVES: OPTIMIZACIÓN, PIPESIM, SYAL, BOMBEO,

ELECTROSUMERGIBLE, BOMBEO HIDRÁULICO.

xix

ABSTRACT

The present technical study which the title is "OPTIMIZING ARTIFICIAL LIFT IN THE

SHUSHUQUI FIELD", consists of carrying out an evaluation of the study of the current state

of the artificial lift system of each producing well of the Shushuqui field to determinate if the

conditions of the production are optimal. The Shushuqui field produces with the use of ESP in

3 wells and in 10 wells with Hydraulic Jet Pumping. The wells with hydraulic pumps were

analyzed with Syal software, where it was the change of the pumps in the SHH-14 Ui and SHH-

22 BT, wells to have in order higher production, while in SHH-06, 10, 12, 13, 15, 18, 20, 21,

after simulating in the software Syal, it was determined to keep the arrange of the pumps in

place which engaged an optimum production. The wells with electric submersible pumps were

analyzed with the Pipesim software, in the SHH-23 T and the SHH-24 Ti wells it was

established to change the electrical pumps which it could have greater production, whereas in

the SHH-25 Us well was determined to perform a stimulation with solvent JP1 to increase its

productivity.

An economic estimate was made in spreadsheets of the software Excel, based on all the

costs that each of the proposals implies to have greater production, with this analysis, it was

determined that it is really profitable to make the proposed changes.

KEY WORDS: OPTIMIZATION, PIPESIM, SYAL, ELECTRICAL SUBMERSIBLE

PUMPING, HYDRAULIC JET PUMPING.

xx

ABREVIATURAS Y SIGLAS

CES: Consejo de Educación Superior

SHH: Shushuqui

Pr: Presión promedio del reservorio (psi)

Psep: Presión del separador (psi)

Pwh: Presión del cabezal del pozo (psi)

ΔP: Variación de presión (psi)

IP: Índice de Productividad (Bl/día /psi)

S: Daño de formación

Pwf: Presión de fondo fluyente (psi)

Q: Caudal de fluido (Bl/día)

Pb: Presión de burbuja (psi)

Qo: Caudal de petróleo (Bl/día)

Qmáx: Caudal máximo de fluido (Bl/día)

BES: Bombeo Electrosumergible

BH: Bombeo Hidráulico

GOR: Relación Gas Petróleo (Scf/Bbl)

VDF: Variador de Frecuencia

1

TEMA: “OPTIMIZACIÓN DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PARA EL

CAMPO SHUSHUQUI.”

Línea de estudio Área: Producción

CAPÍTULO I: GENERALIDADES

1.1 Introducción

La producción de petróleo es una importante fuente de la economía del Ecuador, de manera

que la realización de estudios que permitan el aumento de dicha producción son de gran

importancia para el mejoramiento económico del país. El presente estudio técnico está

enfocado en realizar un análisis que permita aumentar o mantener la producción de

hidrocarburos del campo Shushuqui, perteneciente al activo LIBERTADOR bloque 57 que es

parte de la Cuenca Oriente Ecuatoriana. Los pozos del campo Shushuqui producen por medio

de levantamiento artificial, 10 pozos por bombeo hidráulico y 3 pozos por bombeo

electrosumergible. En este estudio técnico se realiza un análisis al sistema de levantamiento

artificial de cada pozo productor ya sea que cuente con bombeo hidráulico o con bombeo

electrosumergible. El desarrollo del análisis para los pozos que operan con bombeo electro

sumergible se lo realiza con el software Pipesim (Schlumberger), que se lo utiliza en las

instalaciones de PETROAMAZONAS EP, mientras que el análisis del sistema de bombeo

hidráulico se lo realizó en el software Syal de la empresa Sertecpet.

1.2 Planteamiento del Problema

El Campo Shushuqui está conformado de 24 pozos de los cuales 13 son productores, 8

cerrados y 3 inyectores en la actualidad, existiendo disminución de la producción de petróleo

por el incremento de la producción de agua, de manera que generan pérdidas económicas para

el país al no realizar una óptima producción de hidrocarburos en el campo.

2

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo General

Realizar el estudio para la optimización de la producción de petróleo de los pozos del campo

Shushuqui y presentar observaciones económicas.

1.3.2 Objetivos Específicos

• Realizar una evaluación del estado actual de la producción de cada pozo del campo

Shushuqui.

• Analizar el comportamiento actual del Sistema de Levantamiento Artificial.

• Proponer alternativas que permitan el aumento de producción en los pozos del campo

Shushuqui.

• Estimar los beneficios económicos para cada alternativa.

1.4 Justificación e Importancia

En el presente estudio técnico se realiza un análisis con el software Pipesim (Schlumberger)

en los pozos con bombeo electrosumergible, y un análisis del sistema de bombeo hidráulico

con el software Syal (Sertecpet). El realizar un correcto estudio técnico del tipo de

levantamiento artificial permite establecer si el costo beneficio es el indicado para continuar

con dicho tipo de levantamiento o realizar adecuaciones al mismo.

El incremento de la producción es de suma importancia para obtener la mejor rentabilidad

posible en la explotación del campo Shushuqui y de tal manera contribuir con el mejoramiento

de la economía del país.

3

1.5 Entorno del Estudio

1.5.1 Marco Institucional

El presente estudio técnico se realiza por el requerimiento de la Carrera de Ingeniería de

Petróleos de la Universidad Central del Ecuador para la Titulación como Ingeniero en

Petróleos.

La Misión de la Carrera de Ingeniería en Petróleos es de:

“Formar integralmente a Ingenieros de Petróleos con excelencia para el desarrollo de las

actividades relacionadas con el aprovechamiento óptimo y sustentable de los hidrocarburos,

con valores éticos y comprometidos con el desarrollo del Ecuador, capaces de liderar equipos

multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las exigencias nacionales e

internacionales.” (Carrera de Ingeniería en Petróleos, 2016)

Se cuenta con la autorización de PETROAMAZONAS EP en el acceso a la información y

utilización del software Pipesim (Schlumberger), gracias al Convenio Marco de Cooperación

Técnico – Científica, firmado entre la Universidad Central del Ecuador y PETROAMAZONAS

EP. Para la utilización del software Syal se cuenta con la autorización pertinente de la empresa

Sertecpet.

1.5.2 Marco Ético

El presente Estudio Técnico se enfoca en realizar cualquier actividad dentro de los

parámetros éticos y morales, enfatizando en que se realiza un correcto uso de los programas

utilizados y de la información proporcionada por PETROAMAZONAS EP, los resultados

obtenidos del Estudio Técnico realizado son reales y no han sufrido alteración alguna.

1.5.3 Marco Legal

El presente estudio técnico se realiza al amparo de lo establecido en la normativa vigente

de la Ley Orgánica de Educación Superior, el Reglamento de Régimen Académico en el Art.

123 y 21 inciso 3, el Estatuto Universitario y varias resoluciones.

4

La Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de Petróleos aprobado por el

CES entre las modalidades de titulación se establece el Estudio Técnico y dice:

“Estudios Técnicos son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos,

procesos, etc., referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación,

explotación y cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con alternativas

técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los resultados. ” (Carrera de Ingeniería de

Petróleos, 2015)

5

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

2.1 Descripción del Activo LIBERTADOR

2.1.1 Ubicación

Desde el punto de vista geográfico el activo Libertador se ubica en la región Noreste del

Ecuador, en la provincia de Sucumbíos, Cantón Lago Agrio, distante 250 Km de la ciudad de

Quito y 25 Km al sur de la frontera con Colombia, limitado al Norte por el Campo Tapi-Tetete,

al Sur por el Campo Shushufindi, al Este por el Campo Cuyabeno-Sansahuari y hacia el Oeste

el Campo Atacapi. (Pardaliservices, 2013)

Ilustración 1. Mapa de ubicación geográfica del activo LIBERTADOR.

Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2017)

6

El activo LIBERTADOR Bloque 57 es parte de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y se ubica

en el corredor Sacha – Shushufindi, fue descubierto en el año 1980 con la perforación del pozo

exploratorio Secoya 001 por la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE). Desde el

punto de vista estructural, es considerado como “mega estructura” formada por dos anticlinales

mayores de marcada orientación N-S, donde se ubican cinco cierres principales independientes

entre sí, que llevan el nombre de subestructuras: Secoya, Shushuqui, Shuara, Pichincha-

Carabobo y Pacayacu. (PARDALISERVICES S.A, 2013)

2.2 Campo Shushuqui

2.2.1 Ubicación

El campo Shushuqui se encuentra ubicado al Nor-Occidente de la mega-estructura

Libertador. Definido como anticlinal con dirección preferencial NE-SW, con una longitud

aproximada de 7Km y 3.5 Km de ancho, su cierre estructural está definido por una falla al este

del campo. (PARDALISERVICES S.A, 2013)

Ilustración 2. Mapa estructural del Activo libertador.

Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2017)

7

2.2.2 Descripción

Con la perforación del pozo SSH-01 fue descubierta la estructura del campo Shushuqui en

el año de 1980, a partir de ese año hasta la actualidad se han perforado 25 pozos en este Campo

cuya distribución en mapas estratigráficos se muestra en los anexos 1 y 2. Las zonas

productoras son las arenas “T”, “Ui”, “Us” y “BT”. (PARDALISERVICES S.A, 2013)

2.3 Análisis Nodal

2.3.2 Concepto

“Es una herramienta analítica utilizada para el pronóstico del desempeño de los diversos

elementos que integran el sistema de terminación y producción. El análisis nodal se utiliza para

optimizar el diseño de la terminación con el fin de que se adecúe a la capacidad de producción

del yacimiento y para identificar las restricciones o límites presentes en el sistema de

producción y cualquier mecanismo de mejoramiento de la eficiencia de la producción.”

(Schlumberger Oilfield Glossary, 2017)

2.3.3 Componentes

Existen tres componentes para la evaluación de un sistema de producción en el análisis

nodal.

1. Flujo en el yacimiento por un medio poroso.

2. Flujo por medio de la tubería de producción.

3. Flujo en la tubería en superficie desde la cabeza de poso hasta el separador. (Beggs, 2003)

8

Ilustración 3. Posibles pérdidas de presión en el sistema completo.

Fuente: (Beggs, 2003)

2.3.4 Análisis de sensibilidad

Para la realización del Análisis Nodal se selecciona un punto en el pozo conocido como

nodo el que permite la división del sistema, los nodos usualmente utilizados se pueden apreciar

en la siguiente figura. (Beggs, 2003)

Ilustración 4. Ubicación de nodos.


9

Todos los elementos existentes hacia arriba del nodo (Upstream) forman parte de la entrada

del fluido (Inflow section), y todos los elementos que se encuentran hacia abajo del nodo

(Downstream) serán parte de la sección de salida del fluido (Outflow section). (Beggs, 2003)

Cuando ya se selecciona el nodo, a partir de las presiones fijas se realiza el cálculo de la

presión del nodo en las dos direcciones de la siguiente forma:

• Entrada de flujo al nodo:

Pr- ΔP (Upstream Components) = nodo P

• Salida del nodo:

Psep + ΔP (Downstream Components) = nodo P

La determinación de las condiciones de los dos parámetros fundamentales anteriormente

mencionados, se lo puede obtener de la intersección de las curvas que genera la gráfica de la

presión del nodo versus el caudal, estas dos curvas generan una intersección por que la caída

de presión varía con el caudal en cualquier componente. Dicho procedimiento se puede apreciar

en la siguiente imagen. (Beggs, 2003)

Ilustración 5. Determinación de la capacidad de flujo, curvas Inflow y Outflow.


10

El aumento de la capacidad de flujo del sistema se puede producir por dos efectos, con el

aumento del tamaño del tubing y con el cambio en el tamaño en la línea de flujo, como se

muestra en las siguientes figuras. (Beggs, 2003)

Ilustración 6. Efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del tamaño del tubing.


Ilustración 7. Efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del tamaño de la línea de flujo.


2.4 Afluencia de fluidos

2.4.1 Índice de productividad (IP o J)

El Índice de Productividad (IP) derivado a partir de la Ley de Darcy, es la constante de

proporcionalidad del resultado de la relación existente entre el caudal y la diferencial de presión

entre el yacimiento y las paredes del pozo. También se pude decir que el Índice de

11

Productividad es un indicador de la capacidad de producción de un pozo de hidrocarburos, y

se lo simboliza en las ecuaciones con la letra J. (Nind, 1987)

𝐽 =𝑄

𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓 Ecuación (1)

Donde:

J o IP: Índice de productividad (BFPD/Psi)

Q: Caudal de fluido (BFPD)

Pr: Presión estática promedio del yacimiento (Psi)

Pwf: Presión del fondo fluyente (Psi)

Ilustración 8. Curva de índice de productividad.

Fuente: (NIND, T.E.W. 1987)

2.4.2 Curvas IPR

Las curvas son la relación del desempeño del Influjo o por sus siglas en inglés (Inflow

Performance Relationships), la gráfica de la curva IPR se determina con la relación existente

entre la presión de fondo fluyente y el caudal de fluido, para una sola fase líquida el IPR está

determinado por la Ley de Darcy como se muestra en la figura 13. Mientras que cuando existe

liberación de gas y se generan dos fases es decir Pwf < Pb, existen otros métodos para

determinar las curvas IPR entre ellos: el método de Vogel, Standing, Fetkovich, Jones, Blount

y Glaze. (Maggiolo, 2008)

12

Ilustración 9. Curva IPR combinado para yacimientos Subsaturados.

Fuente: (Maggiolo, 2008)

2.4.3 Vogel

Mediante una correlación Vogel logró calcular el IPR de pozos productores de petróleo para

yacimientos saturados en el año de 1968. Se ha establecido que este método es aplicable para

cualquier yacimiento en el que la saturación de gas aumente a medida que disminuye la presión.

Vogel determino correlaciones para pozos sin ninguna estimulación, estimulados y dañados.

Para pozos sin estimulación la correlación es la siguiente:

𝑞

𝑞𝑚á𝑥= 1 − 0,2 (

𝑃𝑤𝑓

�̅�𝑅) − 0,8(

𝑃𝑤𝑓

�̅�𝑅)2 Ecuación 2

Donde:

𝑞: Caudal de fluido (BFPD)

𝑞𝑚á𝑥: Caudal máximo de fluido a Pwf = 0 (BFPD)

�̅�𝑅: Presión promedio del reservorio (Psi)

Para pozos estimulados o dañados la correlación es la siguiente:

𝑄𝑜 ∗ 𝐵𝑜 =(7,08𝑋10−3)∗𝑘𝑜∗ℎ∗∆𝑃

𝜇𝑜∗((𝐼𝑛𝑟𝑒𝑟𝑤

)−0,75+𝑆𝑡+𝐷𝑞𝑜) Ecuación 3

13

Donde:

𝑄𝑜: Caudal de petróleo (BFPD)

𝐵𝑜: Factor volumétrico de petróleo (BY/BN)

𝑘𝑜: Permeabilidad del petróleo (md)

ℎ: Espesor (ft)

ΔP: Variación de presión (Psi)

µ𝑜: Viscosidad del petróleo (md)

𝑟𝑒 : Radio de drenaje (ft)

𝑟𝑤: Radio del pozo (ft)

𝑠𝑡: Skin total o Daño

𝐷𝑞𝑜: Pseudo Skin debido a la turbulencia (Maggiolo, 2008)

Ilustración 10. Curva IPR para pozos sin daño de un yacimiento con empuje por gas disuelto.

Fuente: (Maggiolo, 2008)

14

2.5 Daño de formación

“Un factor adimensional calculado para determinar la eficiencia de la producción de un pozo

mediante la comparación de las condiciones reales con las condiciones teóricas o ideales. Un

valor de factor de daño positivo indica la existencia de cierto daño o influencias que están

deteriorando la productividad del pozo. Un valor de factor de daño negativo indica un

mejoramiento de la productividad, resultante generalmente de la estimulación.” (Schlumberger

Oilfield Glossary, 2017)

2.6 Levantamiento Artificial

“Cualquier sistema que agrega energía a la columna de fluido de un pozo con el objetivo de

iniciar y mejorar la producción del pozo. Los sistemas de levantamiento artificial utilizan una

diversidad de principios de operación, incluidos el bombeo mecánico, el levantamiento

artificial por gas y las bombas eléctricas sumergibles.” (Schlumberger Oilfield Glossary, 2017)

2.7 Bombeo Electrosumergible (BES)

“Es un método de elevación artificial eficiente y fiable para elevar volúmenes moderados a

altos de fluidos de pozos. Estos volúmenes oscilan entre un mínimo de 150 B / D y hasta

150.000 B / D.” (Lake, 2007, página 626)

La composición de este sistema se puede clasificar en dos grandes grupos: equipo de

superficie y equipo de fondo.

15

Ilustración 11. Componentes del sistema de Bombeo Electro Sumergible.

Fuente: (Baker Hughes, 2009)

2.7.1 Equipo de superficie

Su función es de suministrar energía eléctrica a todo el equipo de fondo, de tal manera

proporcionar el control de su correcto funcionamiento. Dentro de los principales componentes

de este equipo se tiene:

• Cabezal

• Tableros de control

• Caja de venteo

• Transformadores (Schlumberger. REDA, 2007)

2.7.2 Equipo de fondo

Este equipo se encuentra colgado del final de la tubería de producción. Los componentes

necesarios para tener un correcto equipo de fondo son los siguientes:

• Bomba

• Separador de gas

16

• Sello

• Cable de potencia

• Motor eléctrico

• Sensor (Schlumberger. REDA, 2007)

2.7.3 Rango de operación de la bomba

En las curvas de rendimiento de las bombas (Ilustración 12) se puede apreciar el rango de

operación óptimo de la bomba, donde se ve claramente que si la bomba se encuentra bajo el

rango de operación la bomba tendrá un desgaste por empuje descendente conocido como

DOWNTHRUST, mientras que si la bomba se encuentra sobre el rango de operación puede

tener desgaste por empuje ascendente considerado como UPTHRUST.

Ilustración 12. Curva de rendimiento de bomba electrosumergible Fuente: (Baker Huges, 2011)

2.7.4 Ventajas

• No cuenta con partes móviles en superficie.

• Trabaja con altos volúmenes de fluido.

• Trabaja con altos cortes de agua.

17

• Si se dispone de protectores especiales soporta elevadas temperaturas.

• Trabaja con bajas presiones de fondo.

• Se puede aplicar en pozos desviados.

• Menor impacto ambiental.

• Monitoreo a través de controles automatizados.

• Se puede utilizar en ambientes corrosivos y con producción de escala. (Lake, 2007)

2.7.5 Desventajas

• Elevado costo inicial.

• Presenta problemas en pozos con alto GOR.

• Se necesita de un reacondicionamiento en reparación del equipo de fondo.

• En pozos con elevada producción de arena presenta problemas.

• No es rentable para producción de bajos volúmenes de fluido.

• Si no dispone de protectores especiales a elevadas temperaturas se deñan los cables.

• Se necesita de mucha energía para su operación. (Lake, 2007)

2.8 Bombeo Hidráulico (BH)

Este método de levantamiento artificial es utilizado desde principios del año 1930, la

profundidad a las que puede desempeñarse este método van desde los 500 a 19000 pies,

mientras que la producción está entre los 100 a 20000 BPD. El principio fundamental que rige

a este método es la ley de Pascal, Bernoulli establece que la presión generada sobre un fluido

en un recipiente es transferida con la misma fuerza a cualquier parte del líquido y las paredes

de dicho recipiente. Los fluidos empleados habitualmente son crudos livianos o agua, para la

operación de este método se puede emplear el sistema de fluido motriz abierto o el sistema de

fluido motriz cerrado. (Lake, 2007)

18

Ilustración 13. Esquema de un sistema de bombeo hidráulico de un solo pozo. Fuente: (Petroleum Engineering Handbook. SPE, 1992)

2.8.1 Componentes de superficie

• Unidad de potencia

• Cabezal de distribución o manifold

• Tubería de presión (alta y baja)

• Cabezal de pozo

2.8.2 Componentes de fondo

• Bomba tipo pistón

• Bomba tipo jet

• Cavidad

• Válvula de pie (Standing Valve)

• Packers

• Camisas

19

4) Bomba tipo pistón

Es un conjunto de pistones reciprocantes que son accionados por el fluido motriz, este fluido

ingresa por la parte superior de la bomba hasta una parte del cilindro motriz, de tal manera hace

que el pistón se desplace hasta el otro extremo como se muestra en la siguiente figura: (Lake,

2007)

Ilustración 14. Bomba tipo pistón.

Fuente: (Petroleum Engineering Handbook. SPE, 1992)

b) Bomba tipo jet

No contiene partes móviles, su principio de funcionamiento se basa en el efecto Venturi, es

decir que se produce un cambio de energía potencial a energía cinética generado a la salida de

la boquilla o nozzle, de tal manera generar una succión del fluido del yacimiento. Dicha mezcla

de fluidos pasa a un área conocida como garganta para posteriormente soportar un cambio de

energía cinética a energía potencial a la entrada del difusor, en esta área mediante la energía

potencial obtenida se puede llevar los fluidos a superficie. (Lake, 2007)

20

Ilustración 15. Bomba tipo jet.

Fuente: (Petroleum Engineering Handbook. SPE, 1992)

2.8.3 Ventajas

a) Bombeo Hidráulico Tipo Jet

• Se puede aplicar en pozos desviados.

• Facilidad para tratamientos anti corrosión.

• Puede manejar grandes volúmenes de producción.

• Es aplicable costa afuera.

• No cuenta con partes móviles.

• No necesita retirarse toda la sarta de producción para retirar la bomba. (Lake, 2007)

21

b) Bombeo Hidráulico Tipo Pistón

• Aplicable en pozos con baja presión.

• Se puede instalar costa afuera.

• Puede manejar grandes volúmenes de producción a grandes profundidades.

• En pozos desviados presenta mínimos inconvenientes.

• Permite realizar pruebas con facilidad. (Lake, 2007)

2.8.4 Desventajas

a) Bombeo Hidráulico Tipo Jet

• Puede existir cavitación a ciertas condiciones.

• Cuando existe producción de gas limita el manejo de fluidos.

• Se necesita elevadas presiones en superficie para el fluido de potencia.

• Necesita como mínimo un 20% de sugerencia en el fluido para lograr su eficiencia.

(Lake, 2007)

b) Bombeo Hidráulico Tipo Pistón

• Costos de operación elevados.

• Existen problemas cuando hay producción con sólidos.

• Generan más costos las instalaciones con venteo.

• En sistemas con aceite de potencia necesita gran cantidad de equipos.

• Existe riesgo de incendios en los sistemas que tienen aceite como fluido motriz.

• Dificultad para la limpieza de incrustaciones por debajo del empaque. (Lake, 2007)

2.9 Software Syal

“El software SYAL de Sertecpet es una potente herramienta de simulación matemática y

análisis para el levantamiento artificial. Cuenta con las siguientes características

22

• Se encuentra diseñado bajo una plataforma web de seguro y fácil acceso con una

interfaz moderna, amigable y accesible al usuario desde cualquier parte del mundo con

conexión a internet.

• Realiza los cálculos de ingeniería, mediante análisis PVT de los fluidos con

correlaciones empíricas o ingreso de datos de laboratorio, los cuales se ajustan a las

necesidades técnicas del usuario.

• Realiza simulaciones de las capacidades del pozo (IPR) combinado con el

comportamiento del levantamiento de flujo (VLP). Estas optimizan el análisis nodal.”

(Manual del Usuario, SYAL, Sertecpet,2015)

2.10 Software Pipesim

“Es un simulador de flujo de fluidos multifásicos en estado estacionario que se utiliza para

el diseño y el análisis diagnóstico de sistemas de producción de petróleo y gas. Las

herramientas del software modelan el flujo multifásico desde el yacimiento hasta el cabezal del

pozo. El software PIPESIM analiza además el desempeño de la línea de flujo y de las

instalaciones de superficie para proveer un análisis integral del sistema de producción.”

(Schlumberger Caso de Estudio, 2010)

23

CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de estudio

El presente estudio técnico es analítico.

Se realizó en base a análisis, evaluaciones y la recopilación de los datos necesarios, para

hacer el análisis nodal de los sistemas de levantamiento artificial en los pozos con BES del

campo Shushuqui con la utilización del software Pipesim (Schlumberger) y la evaluación de

levantamiento artificial en los pozos con BH con la simulación en el software Syal (Sertecpet).

3.2 Universo y muestra

El Universo es el Campo Shushuqui conformado por 24 pozos que se encuentra en el Activo

LIBERTADOR denominado así por PETROAMAZONAS EP, de los cuales 3 pozos son

inyectores, 8 pozos se encuentran cerrados y 13 pozos son productores. La muestra la

conforman 13 pozos productores, de ellos 10 pozos cuentan con el sistema de levantamiento

artificial de Bombeo Hidráulico tipo Jet y 3 pozos con el Bombeo Electrosumergible (BES).

3.3 Métodos y técnicas de recolección de datos

En la realización del presente estudio técnico se obtuvo la información necesaria de

PETROAMAZONAS EP, con la autorización de las autoridades pertinentes, dicha información

necesaria como: historiales de producción, diagramas de flujo, pruebas de presión, diagramas

de pozos, surveys y propiedades PVT de los fluidos. También se realizó consultas en textos

relacionados con el tema, que fueron de gran ayuda para la realización del estudio técnico.

3.4 Procesamiento y análisis de información

El procesamiento y análisis de la información se lo realizó con el software Pipesim

(Schlumberger) y el software Syal (Sertecpet).

24

El software Pipesim se utilizó para el procesamiento y análisis de la información de los

pozos con levantamiento artificial de bombeo electrosumergible, con la autorización pertinente

de PETROAMAZONAS EP quien cuenta con la licencia del software.

El software Pipesim permitió realizar el análisis nodal en la cara de la arena de la formación

de los pozos de estudio del campo Shushuqui con Bombeo Electrosumergible y generar la

curva IPR, de tal manera poder ver si tiene posible potencial de incrementar la producción.

Para la evaluación del levantamiento artificial de bombeo hidráulico tipo Jet se utilizó el

software Syal con la autorización de la empresa Sertecpet. En este software se realizó la

evaluación actual del BH, se generaron curvas IPR, y se simuló con bombas que prestan las

condiciones óptimas de producción para determinados pozos.

La realización de las estimaciones económicas se hicieron mediante hojas de cálculo en el

programa Excel, dicho programa da las prestaciones necesarias para realizar cálculos.

3.4.1 Reservas remanentes de cada pozo del campo Shushuqui

La información de las reservas remanentes de cada pozo se la obtuvo de

PETROAMAZONAS EP del área de Reservorios, mediante gráficas realizadas en el software

OFM (gráficos 1, 2 y 3), (anexos 6-16). Los resultados de la interpretación de estos gráficos se

tabulan en la tabla 1.

25

Tabla 1. Reservas remanentes de petróleo

POZO ARENA MÉTODO

ACUMULADO DE PETRÓLEO

RESERVAS REMANENTES DE

PETRÓLEO

07/23/2017 07/31/2022

Barriles Barriles

SSH 06 Ui BH-Jet 1.691.190 145.193

SSH 10 Ui BH-Jet 2.698.150 175.539

SSH 12 Ui BH-Jet 1.079.140 280.726

SSH 13 BT BH-Jet 765.985 538.938

SSH 14 Ui BH-Jet 2.641.680 180.964

SSH 15 Ui BH-Jet 1.005.070 46.850

SSH 18 Ui BH-Jet 1.068.980 147.313

SSH 20 Ui BH-Jet 2.205.830 134.755

SSH 21 Ui BH-Jet 1.208.920 173.394

SSH 22 BT BH-Jet 987.006 549.228

SSH 23 T BES 3.560.583 567.311

SSH 24 Ti BES 1.992.160 261.860

SSH 25 Us BES 604.977 121.828 Fuente: PETROAMAZONAS EP Elaborado por: José Cedeño

3.4.2 Evaluación del estado actual del pozo SHH-06 Ui

Gráfico 1. Histórico de producción del pozo SHH-06 Ui

2010 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

0

150

300

450

600

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHH-006UI

Rate-Time Decline Analysis

Working forecast Parameters

Phase : Oil

Case Name : TESIS1

b : 0

Di : 0.0942969 A.e.

qi : 100.977 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022

Final Rate : 61.4097 bbl/d

Cum. Prod. : 1691.19 Mbbl

Cum. Date : 07/23/2017

Reserves : 145.913 Mbbl

Reserves Date : 07/31/2022

EUR : 1837.11 Mbbl

Forecast Ended By : Time

DB Forecast Date : 07/24/2017

Reserve Type : None

SHH-006UI


26

Fuente: (OFM, 2017)

Elaborado por: José Cedeño

El pozo SHH-06 Ui actualmente se encuentra produciendo con normalidad como se aprecia

en el gráfico 1, realizado en el software OFM, a la fecha actual 2017, se encuentra produciendo

89 Bl/día de petróleo, la curva de producción tiene la misma tendencia que la de declinación

mostrando que no existe ningún problema en el pozo y continuará produciendo con normalidad.

De igual manera se realizó la gráfica del histórico de producción para los demás pozos del

campo Shushuqui, demostrando el mismo comportamiento del grafico 1 los pozos SHH-10,

12, 13, 15, 18, 20 y 21, como se aprecia en los anexos del 6-12.

3.4.3 Evaluación del estado actual del pozo SHH-14 Ui

Gráfico 2. Histórico de producción del pozo SHH-14 Ui

Fuente: (OFM, 2017)


En este pozo se puede realizar un cambio de bomba puesto que entre la curva del histórico

de producción y la declinación actual muestra un desfase, de tal manera se puede tener más

2010 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 220

75

150

225

300

375

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHH-014UI



Phase : Oil

Case Name : TESIS2

b : 1

Di : 0.0681011 A.e.

qi : 83.0384 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 2771.41 Mbbl



Reserve Type : None

SHH-014UI


27

producción si se realiza un cambio de bomba como se aprecia en el gráfico 2 ya corregida la

curva de producción con la de declinación.

3.4.4 Evaluación del estado actual del pozo SHH-22 BT

Gráfico 3. Histórico de producción del pozo SHH-22 BT

Fuente: (OFM, 2017)


De igual manera que en el caso del pozo SHH- 14 Ui, en este pozo SHH- 22 BT se pude

realizar la optimización de producción con un cambio de bomba, puesto que la curva del

histórico de producción y la declinación actual muestra un desfase, de tal manera se puede tener

más producción si se realiza una ajuste de la curva de producción con la de declinación.

3.4.5 Simulación en el software Syal en el pozo SHH-06 Ui

El software Syal permite obtener la presión de fondo fluyente Pwf corregida a la cara de la

arena, partiendo de la presión de inyección que se tiene en el sistema de Bombeo Hidráulico

cuya fuente de energía es POWER OIL.

2012 13 14 15 16 17 18 19 20 21 220

250

500

750

1000

1250

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHHA-022BT



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 8.55187

Di : 0.0454637 A.e.

qi : 326.448 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 1536.23 Mbbl



Reserve Type : None

SHHA-022BT


28

Los datos que se ingresaron para este cálculo fueron obtenidos de los últimos Build Up y de

la información actual de producción de cada pozo, como se detalla en las siguientes tablas.

Tabla 2: Pozos con bombeo hidráulico

POZO ARENA MÉTODO TIPO DE

INICIO PRODC.

TIPO DE ASENTM. BOMBA

BOMBA Fecha POZO TVD (ft)

MD (ft)

SHH 06 Ui BH-Jet 9I 1983 VERTICAL 8.929

SHH 10 Ui BH-Jet 12L 1986 VERTICAL 8.266


SHH 13 BT BH-Jet 12M 1997 VERTICAL 8.269



SHH 18 Ui BH-Jet 0J 2004 VERTICAL 8.912

SHH 20 Ui BH-Jet 10K 2004 VERTICAL 8.913


SHH 22 BT BH-Jet 12L 2013 DIRECCIONAL

TIPO S 8.304 8.706

Fuente: PETROAMAZONAS EP Elaborado por: José Cedeño

Tabla 3: IP a la fecha del último Build Up

FECHA DE BUILD UP

POZO ARENA TIPO DE BUP Pr Pwf Tr Pb IP

BOMBA Fecha psi psi °F Psi Bl/día/psi

SHH 06 Ui JET 9I 2010 3.232 1.147 213 1.157 0,3516

SHH 10 Ui JET 12L 2015 2.929 1.711 213 1.157 1,0706

SHH 12 Ui JET 9I 2010 3.153 1.383 213 1.157 0,2068

SHH 13 BT JET 12M 2015 736 274 218 360 0,9815

SHH 14 Ui JET 8I 2015 3.232 2.420 228 1.157 1,1059

SHH 15 Ui JET 10I 2011 2.387 1.074 224 1.119 0,1386

SHH 18 Ui JET 10J 2016 2.800 1.728 230 1.157 0,8181

SHH 20 Ui JET 10K 2011 3.262 753 232 1.260 0,4133

SHH 21 Ui JET 9I 2009 2.230 1.168 230 1.354 0,5463

SHH 22 BT JET 12L 2015 1.162 520 218 360 1,7928


Tabla 4: Datos actuales para el cálculo IP

RESULTADOS SYAL DATOS ACTUALES 2017

POZO Pr Pwf P. inyec. Q iny. Qt Qo IP

psi psi psi Bl/día Bl/día Bl/día Bl/día/psi

SHH 06 Ui 3075 1.545,3 3.662,6 1.339,0 705 89 0,461

29

SHH 10 Ui 2929 1.534,7 3.673,6 2.729,2 1.427 131 1,023

SHH 12 Ui 2900 679,4 3.700,75 1.472,5 390 167 0,176

SHH 13 BT 736 208,0 3.683,2 3.178,0 456 320 0,864

SHH 14 Ui 3232 1.904,4 3.700 1.039,1 863 74 0,65

SHH 15 Ui 2000 1.015,5 3.600,0 1.880,0 145 47 0,147

SHH 18 Ui 2800 1.419,3 3.700,87 1.554,0 864 99 0,626

SHH 20 Ui 3217 2.011,4 3.192,8 1.409,2 1.025 88 0,575

SHH 21 Ui 2183 1.183,8 3.700,6 656,9 647 128 0,648

SHH 22 BT 2162 1.024,7 3.663,5 3.007,1 1.129 245 0,993


Los datos de presión de reservorio Pr a condiciones actuales año 2017 se las obtuvo

realizando una proyección de las presiones de reservorio de los Build Up realizados, es decir

que se prolongó la recta de declinación que se presenta en la caída de presión de reservorio a

través del tiempo, puesto que los reservorios no son de empuje hidráulico, se realizó graficas

en el software Excel de la declinación de presión de reservorio que se muestran en los anexos

del 17 al 20. Para los pozos SHH 10, 13, 14, 18, 22 se conservó la presión de reservorio a la

última fecha de Build Up puesto que son cercanos a la fecha actual y no existe mucha variación

en la declinación de la presión de reservorio.

El procedimiento de ingreso de datos y del cálculo de: Pwf corregida, presión de inyección,

caudal de inyección y el IP, que se realiza en el software Syal se detalla en los siguientes

gráficos, los datos que se necesitan ingresar en la ventana de Ensamblaje de Fondo del módulo

de Análisis mecánico del pozo se los adquirió del esquema mecánico que se encuentran en los

anexos del 21 al 30.

30

Gráfico 4. Datos generales del pozo SHH-06

Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)


31

Gráfico 5. Características del pozo SHH-06



32

Gráfico 6. Correlaciones de flujo para el pozo SHH-06



33

Gráfico 7. Datos PVT del pozo SHH-06



34

Gráfico 8. Análisis mecánico del pozo SHH-06



35

Gráfico 9. Ensamblaje de fondo del pozo SHH-06



36

Gráfico 10. Cálculo y ajuste IPR



37

Gráfico 11. Datos para cálculo de Pwf corregida



38

Gráfico 12. Bomba Jet actual



39

Gráfico 13. Pwf corregida



40

Gráfico 14. Cálculo IPR con Pwf corregida



41

Gráfico 15. Cálculo de presión de inyección con Pwf corregida



42

Gráfico 16. Presión y caudal de inyección con Pwf corregida



43

El procedimiento anteriormente realizado para el pozo SHH-06 en el software Syal se

repitió para los pozos SHH-10, 12, 13, 14, 15, 18, 20, 21, 22D, con los datos de las tablas 2, 3

y 4. Los resultados se tabularon en la tabla 6 del siguiente capítulo.

Para realizar la optimización de los pozos con Bombeo Hidráulico se efectuó el mismo

procedimiento anteriormente realizado en el software Syal con la variación en el tipo de bomba

Jet, utilizando la bomba que genera mayores prestaciones para la producción a condiciones

actuales de cada pozo, estos datos se detalla en el capítulo de resultados.

3.4.6 Análisis con el software Pipesim

El software Pipesim permite realizar la optimización del sistema BES mediante el análisis

nodal, en este proyecto se realizó el análisis nodal de fondo a cabeza es decir ubicando el nodo

solución en la cara de la arena.

Los datos que se ingresaron para este cálculo fueron obtenidos de los diagramas mecánicos

que se encuentran en los anexos 31, 32, 33 y de la información actual de producción de cada

pozo con Bombeo Electrosumergible, como se detalla en la siguiente tabla. Los datos PVT se

los adquirió correlacionando con pozos vecinos de la misma formación de interés puesto que

no se cuenta con Build Up de estos pozos con BES.

44

Tabla 5. Datos actuales de pozos con bombeo electrosumergible

UNIDADES SHH 23 SHH 24 SHH 25

Fecha mes-año jul-17 ago-17 sep-17

Inicio Producción mes-año jul-14 sep-14 sep-15

Arena T Ti Us

Método BES BES BES

Tipo de bomba SN-3600 TE-2700 SN-2600

Bomba Etapas 53 90 153

Frecuencia Hz 60 57 53

API grado 30,9 33,1 29

BSW % 90 93 4

GOR Scf/BbL 2.609 1.344 604

Pr psi 3.000 3.000 2.800

Pip psi 2.960 1.500 600

Pwf psi 2.005,58 1.810,7 668,56

Pwh psi 210 100 90

Pb psi 1.368 1.368 1.075

Tr F 236 236 225

Qt Bl/día 3.335 2.435 321

Qo Bl/día 333,5 170,45 308,16

Espesor Arena ft 19 12 32

Diámetro del pozo ft 0,58 0,58 0,58

K yacimiento md 1.300 1.300 175

MD ft 9.602 9.708 10.020

TVD ft 9.435 9.411 9.435,34


La realización de la simulación en el software Pipesim de los tres pozos con BES a

condiciones actuales se detalla a continuación con un ejemplo realizado del pozo SHH- 23 T.

45

Gráfico 17. Modelo físico utilizado en el Software Pipesim

Fuente: (Pipesim/Schlumberger, 2017)


Gráfico 18. Propiedades del Fluido del pozo SHH-06 T



46

Gráfico 19. Información del Tubing (Surveys)



Gráfico 20. Datos de la bomba / BES



47

Gráfico 21. Rendimiento de la bomba



Posterior a esto se procede a correr el modelo para que el software Pipesim realice la

simulación de un análisis nodal de fondo a cabeza con los datos ingresados, para los dos pozos

restantes SHH-24 y SHH-25 se realizó el mismo procedimiento anteriormente detallado en los

gráficos. Las gráficas que dio como resultado el software se encuentran en el siguiente capítulo.

48

CAPÍTULO IV: RESULTADOS

4.1 Analisis de las condiciones de los pozos con BH a la última fecha de Build UP y fecha

actual

En la siguiente tabla se puede observar la diferencia del IP actual con el IP que se tenía a la

fecha del último Build Up realizado a cada pozo.

Tabla 6. IP de cada pozo con BH

FECHA DE BUILD UP DATOS ACTUALES

POZO Fecha Pr Pwf IP

Fecha Pr Pwf IP

psi psi Bl/día/psi psi psi Bl/día/psi

SHH 06 Ui 2010 3.232 1.147 0,352 2017 3.075 1.545,3 0,461

SHH 10 Ui 2015 2.929 1.711 1,071 2017 2.929 1.534,7 1,023

SHH 12 Ui 2010 3.153 1.383 0,185 2017 2.900 679,4 0,176

SHH 13 BT 2015 736 274 0,982 2017 736 208,0 0,864

SHH 14 Ui 2015 3.232 2.420 1,106 2017 3.232 1.904,4 0,65

SHH 15 Ui 2011 2.387 1.074 0,139 2017 2.000 1.015,5 0,147

SHH 18 Ui 2016 2.800 1.728 0,818 2017 2.800 1.419,3 0,626

SHH 20 Ui 2011 3.262 753 0,413 2017 3.217 2.011,4 0,575

SHH 21 Ui 2009 2.183 1.168 0,546 2017 2.183 1.183,8 0,648

SHH 22 BT 2015 1.162 520 1,793 2017 2.162 1.024,7 0,993

Fuente: PETROAMAZONAS EP y SERTECPET Elaborado por: José Cedeño

Los pozos que presentan variación en el IP han sufrido algún tipo de alteración en la

formación como es el caso del pozo SHH-06 Ui donde se realizó el repunzado de nuevos

intervalos en la arena productora Ui, pero el aumento del IP no es considerable es decir que se

mantiene en el mismo rango de la escala IP considerado como bajo IP < 0,5. Otro pozo que

tiene un incremento en su productividad de 0,413 a 0,575 es el SHH-20 Ui en este pozo se

repunzonó la arena productora generando los intervalos de producción actual, lo mismo sucedió

en el pozo SHH-21.

En el pozo SHH-14 Ui se establece que existe daño de formación según el último Build Up

tomado en el año de 2015, posterior a esto no se han realizado trabajos para remover este daño

de tal manera la reducción de su IP es considerable, se reduce de 1,106 a 0,650 es decir que

49

según el rango de IP de alta productividad ahora se encuentra en baja productividad. De igual

forma el Pozo SHH-18 Ui presenta disminución en su IP pero no es considerable, se mantiene

en el mismo rango de productividad media 0,5 < IP <1, en este pozo debe de existir daño de

formación pero no se reporta en el último Build Up realizado de análisis de producción.

4.2 Propuesta de conservar la bomba jet en pozos con bombeo hidráulico

Tabla 7. Propuesta de conservar la bomba jet

CONSERVAR BOMBA

POZO TIPO DE BOMBA Fecha P. inyec. Q iny. Qt Qo

psi Bl/día Bl/día Bl/día

SHH 06 Ui JET 9I 2017 3.662,58 1.338,96 705 89

SHH 10 Ui JET 12L 2017 3.673,60 2.729,17 1.427 131

SHH 12 Ui JET 9I 2017 3.700,75 1.472,48 390 167

SHH 13 BT JET 12M 2017 3.683,24 3.177,96 456 320

SHH 15 Ui JET 10I 2017 3.600,00 1.880,00 145 47

SHH 18 Ui JET 10J 2017 3.700,87 1.554,02 864 99

SHH 20 Ui JET 10K 2017 3.192,77 1.409,24 1.025 88

SHH 21 Ui JET 9I 2017 3.700,60 676,93 647 128

Fuente: SYAL/SERTECPET Elaborado por: José Cedeño

En el caso del pozo SHH-10 Ui se cuenta con una bomba Jet 12 L que produce 89 Bl/día de

petróleo, en la curva IPR se aprecia que la producción actual de 131 Bl/día de petróleo está

cercana a la Pb (gráfico 23) y la simulación a condiciones actuales en el software Syal muestra

en el ajuste de levantamiento que el sistema está al límite de su presión de inyección y al de

cavitación (gráfico 24), puesto que el sistema power oil tolera como máximo una presión de

inyección de 3.700 psi, por lo que se propone mantener la bomba Jet 12 L.

Luego de la simulación en el software Syal para el resto de pozos con BH se analizó las

gráficas IPR y las de ajuste de levantamiento como en el caso anteriormente descrito del pozo

SSS-10 Ui, dando como resultado parámetros similares a los ya mencionados con los que se

está evaluando el que se considere mantener la bomba.

50

Gráfico 22. Curva IPR del pozo SHH-06 Ui


Gráfico 23. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-06 Ui



3.075

1.157

137,51

1.157

1.5451.545

89,02

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

0 50 100 150 200

Pw

f (p

si)

Qo [bbl/d]

IPR SHH-06

CURVA IP

CURVA VOGEL

PB

Pwf1/qo

51

4.3 Propuesta de cambio de bomba jet en pozos con bombeo hidráulico

4.3.1 Pozo Shushuqui 14 Ui

Tabla 8. Propuesta de cambio de bomba en el pozo SHH-14 Ui

SHH 14 Ui

FECHA ACTUAL PROPUESTA

TIPO DE BOMBA JET 8I 11K P. inyec. 3.700 3.700 psi

Q iny. 1.039,056 2.257 Bl/día

Qt 863 1.100 Bl/día

Qo 74 95 Bl/día

INCREMENTO DE PETROLEO 21 Bl/día


Gráfico 24. Curva IPR del pozo SHH-14 Ui


En este caso la curva IPR del pozo SHH-14 muestra que se puede incrementar la producción

de petróleo puesto que existe un rango aceptable entre la producción actual y el punto de

burbuja, además en la simulación realizada en el software Syal se puede apreciar en la gráfica

de ajuste de levantamiento artificial (gráfico 26) que hay un rango aceptable entre la curva de

presión de inyección con la de cavitación, de tal manera se puede realizar el cambio de bomba

por una configuración 11 K (gráfico 27) con esta bomba se puede incrementar la producción

en 12 Bl/día.

140,05

1.157

1.9041.904

74,00

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

0 50 100 150 200

Pw

f (p

si)

Qo [bbl/d]

IPR SHH-14

CURVA IP

CURVA VOGEL

PB

Pwf1/qo

52

Gráfico 25. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-14 Ui con la bomba de configuración 8I



Gráfico 26. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-14 Ui con la bomba de configuración

11K



53

4.3.2 Pozo Shushuqui 22 BT

Tabla 9. Propuesta de cambio de bomba en el pozo SHH-22 BT

SHH 22 BT

FECHA ACTUAL PROPUESTA

TIPO DE BOMBA JET 12L JET 13M

P. inyec. 3.663,499 3.665 psi

Q iny. 3.007,12 3.369,917 Bl/día

Qt 1.129 1.500 Bl/día

Qo 245 326 Bl/día

INCREMENTO DE PETROLEO 81 Bl/día


Gráfico 27. Curva IPR del pozo SHH-22 BT


El pozo SHH-14 muestra en la gráfica de IPR que se puede incrementar la producción de

petróleo puesto que existe un rango aceptable entre la producción actual y el punto de burbuja,

además en el simulación realizada en el software Syal se puede apreciar en la gráfica de ajuste

de levantamiento artificial (gráfico 29) que el rango entre la curva de presión de inyección con

la de cavitación no es muy aceptable pero como actualmente se mantiene con una presión de

inyección bajo el límite del sistema se simuló en el software con una bomba más grande y con

2.162

360

411,00

360

1.0251.025

245,00

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

0 100 200 300 400 500

Pw

f (p

si)

Qo [bbl/d]

IPR SHH-22

CURVA IP

CURVA VOGEL

PB

Pwf1/qo

54

la presión de inyección al límite y los resultados fueron favorables permitiendo un incremento

de la producción en 81 Bl/día de petróleo con la bomba de configuración 13 M (gráfico 30).

Gráfico 28. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-22 BT con bomba Jet 12 L



55

Gráfico 29. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-22 BT con bomba Jet 13 M



4.4 Análisis del sistema de levantamiento artificia de los pozos con bombeo

electrosumergible

4.4.1 Shushuqui 23 T

Tabla 10. Propuesta para SHH-23 T

SHH 23 T

2017 PROPUESTA

Tipo de bomba SN-3600 SN-8000

Frecuencia (Hz) 60 60

BSW (%) 90 90

Pwf (psi) 2.005,58 1.000

Qt (Bl/día) 3.335 6.225,14

Qo (Bl/día) 333,5 622,514

INCREMENTO DE PETRÓLEO 289,014

Fuente: Pipesim Elaborado por: José Cedeño

56

Gráfico 30. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-23 T con la bomba SN 3600

Fuente: (Pipesim, 2017)


La simulación realizada en el software Pipesim de las condiciones actuales del pozo demuestran que

está trabajando en buenas condiciones de producción, pero la curva IPR (gráfico 31) del pozo muestra

resultados favorables, se puede producir más con otra bomba de mayor capacidad puesto que la bomba

actual está trabajando al límite y ya no se le puede subir más la frecuencia porque esto generaría que se

queme el motor que está cargado al 96%. También la curva IPR muestra que se puede producir más

bajo el punto de burbuja, pero se debe de bajar un manejador de gas.

57

Gráfico 31. IPR del pozo SHH 23


Gráfico 32. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-23 T con la bomba SN 8000



3.000

7371,88

1.3681.000

6.225,14

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Pw

f (p

si)

Qo [bbl/d]

IPR SHH-23

CURVA IP

CURVA VOGEL

PB

Pwf1/qo

58

4.4.2 Shushuqui 24 Ti

Tabla 11. Propuesta para SHH-24 Ti

SHH 24 Ti

2017 PROPUESTA

Tipo de bomba TE-2700 DN-4000

Frecuencia (Hz) 57 60

BSW (%) 93 93

Pwf (psi) 1.810,7 1.000

Qt (Bl/día) 2.435 4.497,84

Qo (Bl/día) 170,45 314,8488



Gráfico 33. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-24 Ti con la bomba TE 2700



Se puede observar en el gráfico de la simulación realizada en el software Pipesim de las condiciones

actuales del pozo que está trabajando en buenas condiciones de producción, pero la curva IPR (gráfico

32) del pozo muestra resultados favorables, se puede producir más con la bomba DN 4000 que es de

mayor capacidad, también la curva IPR muestra que se puede producir más bajo el punto de burbuja,

pero se debe de bajar un manejador de gas para generar mejores condiciones de producción.

59



Gráfico 35. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-24 Ti con la bomba DN 4000



3.000

1.368

915,89

1.3681.000

1.000

773,41

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

0 200 400 600 800 1000 1200

Pw

f (p

si)

Qo [bbl/d]

IPR SHH-24

CURVA IP

CURVA VOGEL

PB

Pwf1/qo

60

4.4.3 Shushuqui 25 Us

Tabla 12. Propuesta para SHH-25 Us

SHH 25 Us

2018 PROPUESTA

Tipo de bomba SN-2600 Estimular

Frecuencia (Hz) 53 Solventes

BSW (%) 4 4

Pwf (psi) 668,56 600

Qt (Bl/día) 321 1.000

Qo (Bl/día) 308,16 960



Con los datos actuales se puede apreciar que se tiene poca producción y que se tiene una bomba muy

grande para el caudal de fluido que se está levantando, se asume que existe daño en el pozo pero no se

conoce el valor real puesto que no hay BUILD UP, por lo que se tiene un BSW bajo se considera que

el daño puede ser de bloqueo por agua. La propuesta es de realizar una estimulación bombeando

solventes (JP1 + Tolueno o Sileno) y recuperar la producción que se tenía en sus mejores escenarios de

producción, se tomó un estimado de 1000 Bl/día de fluido a una presión de fondo fluyente de 600 psi y

se generó la curva IPR (gráfico 37) para estas condiciones dando favorables resultado de un caudal

máximo de 974 Bl/día de fluido.

61

Gráfico 36. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-25 Us con la bomba SN 2600





2.800

1.075

973,67

1.0751.0001.000

804,77

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

0 200 400 600 800 1000 1200

Pw

f (p

si)

Qo [bbl/d]

IPR SHH-25

CURVA IP

CURVA VOGEL

PB

Pwf1/qo

62

4.5 Análisis de rentabilidad de la realización de cada propuesta de incremento de

producción.

4.5.1 Shushuqui 14 cambio de bomba Jet 8I a 11K

Tabla 13. Declinación de la producción del pozo SHH 14

DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

2017 2018 2019 2020 2021

Qo (Bl/día) 95 87 83 78 75

Qo (B/año) 34.675 31.755 30.295 28.470 27.375


Tabla 14. Inversión en el cambio de bomba 11K

INVERSIÓN

Fijos dólares

Nozle 4.000

Garganta 2.000

Reversada + corrida 950

Misceláneos 1.200

TOTAL 8.150 Fuente: PETROAMAZONAS EP Elaborado por: José Cedeño

Tabla 15. Costo para la producción del pozo SHH 14

COSTO

Producir 1 Barril (dólares)

23,49

2017 814.515,75

2018 745.924,95

2019 711.629,55

2020 668.760,3

2021 643.038,75

Fuente: EP PETROECUADOR Elaborado por: José Cedeño

63

Tabla 16. Ingresos de la producción del pozo SHH 14

INGRESOS

2017 2018 2019 2020 2021

PRECIO 42,81 44 40 40 45 dólares

Qo 34.675 31.755 30.295 28.470 27.375 barriles

PRODUCCIÓN (OIL)

1.484.436,75 1.397.220 1.211.800 1.138.800 1.231.875 dólares

Fuente: Banco Central del Ecuador Elaborado por: José Cedeño

Tabla 17. Flujo de caja de la producción del pozo SHH 14

2017 2018 2019 2020 2021 INGRESOS 1.484.436,8 1.397.220,0 1.211.800,0 1.138.800,0 1.231.875,0 dólares

EGRESOS 822.665,8 745.925,0 711.629,6 668.760,3 643.038,8 dólares

TOTAL (año) 661.771,0 651.295,1 500.170,5 470.039,7 588.836,3 dólares

TOTAL (mes) 55.147,6 54.274,6 41.680,9 39.170,0 49.069,7 dólares

TOTAL (día) 1.813,1 1.784,4 1.370,3 1.287,8 1.613,3 dólares Elaborado por: José Cedeño

Tabla 18. VAN y TIR de la producción del pozo SHH 14

TASA DE DESCUENTO 12%

VALOR ACTUAL NETO (VAN) $ 1.284.411,32

TASA INTERNA DE RETORNO ECONÓMICO (TIRE) 70%


El análisis económico realizado a este pozo muestra que es rentable la propuesta realizada

de cambio de bomba, es poco el incremento que se tiene pero si genera ganancias.

4.5.2 Shushuqui 22 cambio de bomba Jet 12L a 13M



2017 2018 2019 2020 2021

Qo (Bl/día) 326 306 297 290 285

Qo (B/año) 118.990 111.690 108.405 105.850 104.025


64

Tabla 20. Inversión en el cambio de bomba 13M

INVERSIÓN

Fijos dólares

Nozle 4.000

Garganta 2.000

Reversada + corrida 950

Misceláneos 1.200

TOTAL 8.150



COSTO


23,49

2017 2.795.075,1

2018 2.623.598,1

2019 2.546.433,45

2020 2.486.416,5

2021 2.443.547,25 Fuente: EP PETROECUADOR Elaborado por: José Cedeño


INGRESOS

2017 2018 2019 2020 2021


Qo 118.990 111.690 108.405 105.850 104.025 barriles

PRODUCCIÓN (OIL)

5.093.961,9 4.914.360 4.336.200 4.234.000 4.681.125 dólares




EGRESOS 2.803.225,1 2.623.598,1 2.546.433,5 2.486.416,5 2443.547,3 dólares

TOTAL (año) 2.290.736,8 2.290.761,9 1.789.766,6 1.747.583,5 2.237.577,8 dólares


TOTAL (día) 6.276,0 6.276,1 4.903,5 4787,9 6.130,4 dólares Elaborado por: José Cedeño

65




TASA INTERNA DE RETORNO ECONÓMICO (TIRE) 72%


En este caso el costo beneficio si es más elevado puesto que se tiene mayor producción con el cambio

de bomba, en este análisis se puede determinar que es rentable la propuesta realizada, se genera un

considerable incremento de ingreso económico diario.

4.5.3 Shushuqui 23 cambio de bomba SN 3600 a SN 8000



2017 2018 2019 2020 2021

Qo (Bl/día) 623 597 584 574 566

Qo (B/año) 227.395 217.905 213.160 209.510 206.590


Tabla 26. Inversión en el cambio de bomba SN 8000

INVERSIÓN

Fijos dólares

Taladro (7 días) 300.000

Upsizing (costo equipo) 350.000

Servicio de limpieza mecánica de pozo 15.000

Servicio de registros eléctricos (evaluación, asentamiento de packer) 31.362

Misceláneos 15.000


66


COSTO

Producir 1 Barril

(dólares) 23,49

2017 5.341.508,55

2018 5.118.588,45

2019 5.007.128,4

2020 4.921.389,9



INGRESOS 2017 2018 2019 2020 2021


Qo 227.395 217.905 213.160 209.510 206.590 barriles

PRODUCCIÓN (OIL)

9.734.779,95 9.587.820 8.526.400 8.380.400 9.296.550 dólares




EGRESOS 6.052.870,6 5.118.588,5 5.007.128,4 4.921.389,9 4.852.799,1 dólares







TASA INTERNA DE RETORNO ECONÓMICO (TIRE) 67% Elaborado por: José Cedeño

El incremento de dinero es considerable, de tal manera se determina que la propuesta es rentable, el

costo beneficio es alto se genera ganancias desde el primer año de producción.

67

4.5.4 Shushuqui 24 cambio de bomba TE 2700 a DN 4000



2017 2018 2019 2020 2021

Qo (Bl/día) 314 295 279 270 262

Qo (B/año) 114.610 107.675 101.835 98.550 95.630


Tabla 32. Inversión en el cambio de bomba DN 4000

INVERSIÓN

Fijos dólares





Misceláneos 15.000



COSTO

Producir 1 Barril

(dólares) 23,49

2017 2.692.188,9

2018 2.529.285,75

2019 2.392.104,15

2020 2.314.939,5


68


INGRESOS

2017 2018 2019 2020 2021


Qo 114.610 107.675 101.835 98.550 95.630 barriles

PRODUCCIÓN (OIL) 4.906.454,1 4.737.700 4.073.400 3.942.000 4.303.350 dólares




EGRESOS 3.403.550,9 2.529.285,8 2.392.104,2 2.314.939,5 2.246.348,7 dólares








El cambio de bomba es considerado rentable, se obtienen ganancias por el incremento de la

producción y compensa todo lo gastado para poder realizar este cambio de bomba.

4.5.5 Shushuqui 25 estimulación inyectando solventes (JP1 más Tolueno o Sileno)



2017 2018 2019 2020 2021

Qo (Bl/día) 960 722 662 636 626

Qo (B/año) 350.400 263.530 241.630 232.140 228.490


69

Tabla 38. Inversión en la estimulación

INVERSIÓN

Fijos dólares



Coiled tubing + química 90.000

BHA de evaluación 15.000



Misceláneos 15.000



COSTO


23,49

2017 8.230.896

2018 6.190.319,7

2019 5.675.888,7

2020 5.452.968,6

2021 5.367.230,1

Fuente: EP PETROECUADOR Elaborado por: José Cedeño


INGRESOS 2017 2018 2019 2020 2021


Qo 350.400 263.530 241.630 232.140 228.490 barriles

PRODUCCIÓN (OIL)

15.000.624 11.595.320 9.665.200 9.285.600 10.282.050 dólares


70



EGRESOS 9.077.258,0 6.190.319,7 5.675.888,7 5.452.968,6 5.367.230,1 dólares








El trabajo de estimulación propuesto para este pozo genera ganancias puesto que el

incremento de la producción es evidente desde el primer año de producción, y se considera

rentable el proceso puesto cubre los gastos generados para realizar este trabajo y genera

ganancias desde el primer año de producción.

71

CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones

• Con el histórico de producción de cada uno de los pozos del campo Shushuqui se realizó

la curva de tendencia de producción hasta la fecha actual y se comparó con la curva de

declinación proyectada a cinco años, el análisis de estas gráficas permitió constatar que

los pozos SHH-14, 22, 23, 24, 25 tienen posible potencial de realizar una propuesta de

incremento de producción.

• En la mayoría de pozos con BH tipo Jet se cuenta con óptimas condiciones de

producción con la bomba actual, es decir que se ha realizado un correcto diseño de la

bomba. Mediante el análisis de la curva IPR y la simulación en el software Syal, se

determina que se puede obtener mayor producción con el cambio de bomba de

configuración 8I a 11K en el pozo SHH-14 teniendo un incremento de 21 Bl/día, el

incremento no es alto pero si se puede considerar rentable, puesto que el realizar este

cambio de bomba Jet no genera altos costos, y se lo puede ejecutar simplemente con

una reversada de la bomba en el próximo mantenimiento. De igual manera el análisis

de la curva IPR del campo SHH 22 muestra que el pozo tiene potencial de realizar el

aumento de producción. Se efectuó la simulación en el software Syal y la bomba con la

que se tiene una óptima producción es la de configuración 13M que generará un

incremento de 81 Bl/día de petróleo, con este incremento de petróleo en el análisis

económico se demostró que es rentable la propuesta de cambio de bomba.

• El análisis de las curvas IPR de los pozos SHH 23 y SHH 24 con BES muestran que

tienen potencial para producir mayor petróleo, a pesar que se produciría bajo el Pb; pero

se estima bajar un manejador de gas de tal manera que se pueda comprimir el gas y

extraerlo por el anular. En el caso del pozo SHH 23 se propone el cambio por una

bomba más grande, de SN 3600 a SN 8000; este cambio es económicamente rentable.

72

Para el pozo SHH 24 se propone cambiar la bomba TE 2700 por la DN 4000, con esto

se genera mayor producción teniendo un incremento de 141,3988 Bl/día de petróleo;

en el análisis económico se demostró que es rentable el cambio de bomba con este

incremento de producción.

• En el pozo SHH 25 se estima existe daño de formación, puesto que la producción actual

es muy baja de 321 Bl/día de fluido, y comparando con el histórico de producción se

evidencia que en su mejor escenario producía caudales de fluido superior a los 1000

Bl/día; de tal manera se propone que se realice una estimulación con inyección de

solventes (JP1+Tolueno o Sileno) y llegar a producir 1000 Bl/día de fluido, se realizó

la IPR con esta nueva producción y efectivamente muestra mayor caudal de

recuperación, al aplicar esta estimulación se incrementaría 652 Bl/día de petróleo.

5.2 Recomendaciones

• Tomar BUILD UP para actualizar información puesto que en la mayoría de pozos los

BUILD UP son muy antiguos y en otros no se ha realizado ninguno, como es el caso

de los pozos más nuevos SHH 23, 24 y 25.

• En caso de querer implementar las propuestas de los pozos con BES tomar en

consideración se realice la corrección de los datos de presión, porque no se tiene los

datos actuales y para este estudio se realizó correlaciones con pozos cercanos.

• Realizar con más frecuencia este tipo de estudio de las condiciones actuales del

levantamiento artificial, en vista que es de gran importancia saber si el sistema de

levantamiento artificial continúa funcionando óptimamente.

• No utilizar bombas muy grandes cuando se tiene poca producción porque el gasto es

innecesario y se puede operar con bombas más pequeñas, o realizar un análisis para

constatar si se puede efectuar un trabajo de estimulación.

73

REFERENCIAS

PINTO, A. (2016). Guía de Procedimientos para Elaboración de Estudios Técnicos. Quito,

Ecuador.

BROWN, K. E. (1977). The Technology of Artificial Lift Methods, Volumen 2a, Tulsa,

Oklahoma: Penn Well Publishing Company.

BEGGS, H. D. (2003). Production Optimization Using Nodal Analysis. Segunda Edición.

Tulsa, Oklahoma: OGCI and Petroskills Publications.

NIND, E. W. (1987). Fundamentos de producción y Mantenimiento de Pozos Petroleros. 2 ed.

México, Limusa.

MAGGIOLO, R. (2008). Optimización de la Producción mediante Análisis Nodal. Lima, Peru:

ESP OIL Engineering Consultants.

LAKE, L, W. (2007). Petroleum Engineering Handbook, Volumen 4, Estados Unidos, Austin:

U. de Texas.

BAKER H. (2009). Centrilift Submersible Pump Handbook, 9th edition. Claremore,

Oklahoma.

PETROAMAZONAS EP. (2017). RESERVORIOS. QUITO.

PETROAMAZONAS EP. (2017). PRODUCCIÓN. QUITO.

PARDALISERVICES. (2013). Modelo Estático y Dinámico en los Campos Libertador y

Atacapi, Capítulo I y II Introducción, Generalidades Recopilación de la Formación.

SCHLUMBERGER. (2008). REDA Principios de Bombeo Electrosumergible.

SCHLUMBERGER. (2007). REDA Electric Submersible Pump Technology ESP Catalog.

74

SCHLUMBERGER. Caso de Estudio (2010). Severneftegazprom reduce los costos operativos

con la utilización del software PIPESIM.

SPE (1992). Petroleum Engineering Handbook.

SERTECPET. (2015). Manual del Usuario Syal, Artificial Lift System.

PINTO, G. (2014). Notas sobre la cátedra de Flujo Multifásico en Tuberías. Quito.

USHIÑA, Á. (2015). Notas sobre la cátedra de Análisis Nodal. Quito.

ARTIGAS, C. (2016). Notas sobre la cátedra de Levantamiento Artificial. Quito.

ESP Wood Group. (2005). Catálogo de equipos de Bombeo Electrosumergibles.

75

FUENTES ELECTRÓNICAS

SCHLUMBERGER. (21 de JUNIO de 2017). OILFIELD GLOSSARY. Obtenido de

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es.aspx

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es.aspx

76

GLOSARIO DE TÉRMINOS

CABEZAL: Es un conjunto de bridas dobles, válvulas y adaptadores diversos que ayudan al

control de la presión de un pozo de producción y a direccionar el flujo del fluido.

CAVITACIÓN: Es el fenómeno provocado cuando el líquido bombeado se vaporiza dentro

del tubo de succión o de la bomba, porque la presión se reduce hasta ser menor que la presión

absoluta.

DOWN THRUST: Desgaste de la bomba por empuje descendente

GRAVEDAD API: Escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para expresar la

gravedad especifica de los aceites.

MANIFOLD: Un conjunto de tuberías o válvulas diseñadas para controlar, distribuir y a

menudo monitorear el flujo de fluidos.

PACKERS: Una herramienta que puede ser bajada en un pozo con un diámetro externo inicial

más pequeño, que luego se expande externamente para sellar el pozo.

PETRÓLEO: Mezcla de carburos de hidrogeno líquidos, resultantes de la descomposición de

materia orgánica, bajo condiciones específicas de presión y temperatura.

PRESIÓN DE BURBUJA: Presión a la cual se produce la liberación de la primera burbuja de

gas del petróleo en que se encontraba en solución.

UP THRUST: Desgaste de la bomba por empuje ascendente.

77

ANEXOS

Anexo 1. Mapa Estructural Arena Ts del campo Shushuqui

Fuente: PETROAMAZONAS EP

78

Anexo 2. Mapa Estructural Arena Ti del campo Shushuqui


79

Anexo 3. Mapa Estructural Arena Ui del campo Shushuqui


80

Anexo 4. Mapa Estructural Arena Us del campo Shushuqui


81

Anexo 5. Mapa Estructural Arena BT del campo Shushuqui


82

Anexo 6. Histórico de producción del pozo Shushuqui 10 Ui

Fuente: (OFM, 2017)



Fuente: (OFM, 2017)


2010 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 220

150

300

450

600

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHH-010UI



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 0

Di : 0.125457 A.e.

qi : 131.514 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 2873.69 Mbbl



Reserve Type : None

SHH-010UI


2010 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 220

100

200

300

400

500

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHH-012UI



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 3.16154

Di : 0.0384906 A.e.

qi : 166.849 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 1359.87 Mbbl



Reserve Type : None

SHH-012UI


83

Anexo 8. Histórico de producción del pozo Shushuqui 13 BT

Fuente: (OFM, 2017)



Fuente: (OFM, 2017)


2010 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 220

80

160

240

320

400

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHH-013BT



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 9.99999

Di : 0.0457243 A.e.

qi : 319.626 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 1304.92 Mbbl



Reserve Type : None

SHH-013BT


2010 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 220

150

300

450

600

750

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHH-015UI



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 0.182022

Di : 0.251833 A.e.

qi : 47.2791 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 1051.92 Mbbl



Reserve Type : None

SHH-015UI


84

Anexo 10. Histórico de producción del pozo Shushuqui18 Ui

Fuente: (OFM, 2017)



Fuente: (OFM, 2017)


2010 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 220

100

200

300

400

500

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHH-018UI



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 1e-006

Di : 0.137422 A.e.

qi : 113.789 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 1216.29 Mbbl



Reserve Type : None

SHH-018UI


2010 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 220

150

300

450

600

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHH-020UI



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 1.75706

Di : 0.0821125 A.e.

qi : 88.1239 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 2340.58 Mbbl



Reserve Type : None

SHH-020UI


85


Fuente: (OFM, 2017)


Anexo 13. Histórico de producción del pozo Shushuqui 23 Ts

Fuente: (OFM, 2017)


2010 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 220

150

300

450

600

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHH-021UI



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 0

Di : 0.121269 A.e.

qi : 128.527 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 1382.31 Mbbl



Reserve Type : None

SHH-021UI


2012 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 270

600

1200

1800

2400

3000

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHHB-023TS



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 1.73153

Di : 0.151698 A.e.

qi : 59.34 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2027



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 768.326 Mbbl


DB Forecast Date : Not Saved

Reserve Type : None

SHHB-023TS


86

Anexo 14. Histórico de producción del pozo Shushuqui 23 Ti

Fuente: (OFM, 2017)


Anexo 15. Histórico de producción del pozo Shushuqui 24 Ti

Fuente: (OFM, 2017)


2012 13 14 15 16 17 18 19 20 21 220

750

1500

2250

3000

3750

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHHB-023TI



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 3.87373

Di : 0.0714514 A.e.

qi : 273.861 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 3359.56 Mbbl



Reserve Type : None

SHHB-023TI


2012 13 14 15 16 17 18 19 20 21 220

4000

8000

12000

16000

20000

PR

D. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHHB-024TI



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 3.37657

Di : 0.0849472 A.e.

qi : 169.474 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 07/31/2022



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 2254.02 Mbbl



Reserve Type : None

SHHB-024TI


87

Anexo 16. Histórico de producción del pozo Shushuqui 25 Us

Fuente: (OFM, 2017)


Anexo 17. Proyección de Pr al año 2017 del pozo SHH-06 Ui


2012 13 14 15 16 17 18 19 20 210

400

800

1200

1600

2000P

RD

. D

IAR

IA P

ET

RO

LE

O, b

bl/d

Date

SHHB-025US



Phase : Oil

Case Name : TESIS

b : 0

Di : 0.591938 A.e.

qi : 308.72 bbl/d

ti : 07/23/2017

te : 05/31/2021



Cum. Date : 07/23/2017



EUR : 726.805 Mbbl

Forecast Ended By : Rate


Reserve Type : None

SHHB-025US


88





89



90

Anexo 21. Diagrama mecánico del pozo SHH-06


91



92



93



94



95



96



97



98



99

Anexo 30. Diagrama mecánico del pozo SHH-22D


100



101



102



universidad central del ecuador …€¦ · 2.3 análisis nodal ... 4.1 analisis de las condiciones...

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