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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 34. IPR del pozo SHH 24 ........................................................................................... 59
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
Gráfico 37. IPR del pozo SHH 25 ........................................................................................... 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 19. Declinación de la producción del pozo SHH 22 ...................................................... 63
Tabla 20. Inversión en el cambio de bomba 13M .................................................................... 64
Tabla 21. Costo para la producción del pozo SHH 22 ............................................................. 64
Tabla 22. Ingresos de la producción del pozo SHH 22 ............................................................ 64
Tabla 23. Flujo de caja de la producción del pozo SHH 22 .................................................... 64
xv
Tabla 24. VAN y TIR de la producción del pozo SHH 22 ...................................................... 65
Tabla 25. Declinación de la producción del pozo SHH 23 ...................................................... 65
Tabla 26. Inversión en el cambio de bomba SN 8000 ............................................................. 65
Tabla 27. Costo para la producción del pozo SHH 23 ............................................................. 66
Tabla 28. Ingresos de la producción del pozo SHH 23 ............................................................ 66
Tabla 29. Flujo de caja de la producción del pozo SHH 23 .................................................... 66
Tabla 30. VAN y TIR de la producción del pozo SHH 23 ...................................................... 66
Tabla 31. Declinación de la producción del pozo SHH 24 ...................................................... 67
Tabla 32. Inversión en el cambio de bomba DN 4000 ............................................................ 67
Tabla 33. Costo para la producción del pozo SHH 24 ............................................................. 67
Tabla 34. Ingresos de la producción del pozo SHH 24 ............................................................ 68
Tabla 35. Flujo de caja de la producción del pozo SHH 24 .................................................... 68
Tabla 36. VAN y TIR de la producción del pozo SHH 24 ...................................................... 68
Tabla 37. Declinación de la producción del pozo SHH 25 ...................................................... 68
Tabla 38. Inversión en la estimulación .................................................................................... 69
Tabla 39. Costo para la producción del pozo SHH 25 ............................................................. 69
Tabla 40. Ingresos de la producción del pozo SHH 25 ............................................................ 69
Tabla 41. Flujo de caja de la producción del pozo SHH 25 .................................................... 70
Tabla 42. VAN y TIR de la producción del pozo SHH 25 ...................................................... 70
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 7. Histórico de producción del pozo Shushuqui 12 Ui ................................................. 82
Anexo 8. Histórico de producción del pozo Shushuqui 13 BT ............................................... 83
Anexo 9. Histórico de producción del pozo Shushuqui 15 Ui ................................................. 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 18. Proyección de Pr al año 2017 del pozo SHH-12 Ui ............................................... 88
Anexo 19. Proyección de Pr al año 2017 del pozo SHH-15 Ui ............................................... 88
Anexo 20. Proyección de Pr al año 2017 del pozo SHH-20 Ui ............................................... 89
Anexo 21. Diagrama mecánico del pozo SHH-06 ................................................................... 90
Anexo 22. Diagrama mecánico del pozo SHH-10 ................................................................... 91
Anexo 23. Diagrama mecánico del pozo SHH-12 ................................................................... 92
xvii
Anexo 24. Diagrama mecánico del pozo SHH-13 ................................................................... 93
Anexo 25. Diagrama mecánico del pozo SHH-14 ................................................................... 94
Anexo 26. Diagrama mecánico del pozo SHH-15 ................................................................... 95
Anexo 27. Diagrama mecánico del pozo SHH-18 ................................................................... 96
Anexo 28. Diagrama mecánico del pozo SHH-18 ................................................................... 97
Anexo 29. Diagrama mecánico del pozo SHH-21 ................................................................... 98
Anexo 30. Diagrama mecánico del pozo SHH-22D ................................................................ 99
Anexo 31. Diagrama mecánico del pozo SHH-23 ................................................................. 100
Anexo 32. Diagrama mecánico del pozo SHH-24 ................................................................. 101
Anexo 33. Diagrama mecánico del pozo SHH-25 ................................................................. 102
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.
Fuente: (Beggs, 2003)
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.
Fuente: (Beggs, 2003)
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.
Fuente: (Beggs, 2003)
Ilustración 7. Efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del tamaño de la línea de flujo.
Fuente: (Beggs, 2003)
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
Rate-Time Decline Analysis
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)
Elaborado por: José Cedeño
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 60.7476 bbl/d
Cum. Prod. : 2641.68 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 129.729 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2022
EUR : 2771.41 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : 07/24/2017
Reserve Type : None
SHH-014UI
Rate-Time Decline Analysis
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)
Elaborado por: José Cedeño
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 282.401 bbl/d
Cum. Prod. : 987.006 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 549.228 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2022
EUR : 1536.23 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : 07/24/2017
Reserve Type : None
SHHA-022BT
Rate-Time Decline Analysis
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 12 Ui BH-Jet 9I 1988 VERTICAL 8.837
SHH 13 BT BH-Jet 12M 1997 VERTICAL 8.269
SHH 14 Ui BH-Jet 8I 1990 VERTICAL 8.929
SHH 15 Ui BH-Jet 10I 1994 VERTICAL 8.285
SHH 18 Ui BH-Jet 0J 2004 VERTICAL 8.912
SHH 20 Ui BH-Jet 10K 2004 VERTICAL 8.913
SHH 21 Ui BH-Jet 9I 2011 VERTICAL 9.036
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
Fuente: PETROAMAZONAS EP Elaborado por: José Cedeño
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
Fuente: PETROAMAZONAS EP Elaborado por: José Cedeño
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)
Elaborado por: José Cedeño
31
Gráfico 5. Características del pozo SHH-06
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
32
Gráfico 6. Correlaciones de flujo para el pozo SHH-06
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
34
Gráfico 8. Análisis mecánico del pozo SHH-06
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
35
Gráfico 9. Ensamblaje de fondo del pozo SHH-06
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
37
Gráfico 11. Datos para cálculo de Pwf corregida
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
40
Gráfico 14. Cálculo IPR con Pwf corregida
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
41
Gráfico 15. Cálculo de presión de inyección con Pwf corregida
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
42
Gráfico 16. Presión y caudal de inyección con Pwf corregida
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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
Fuente: PETROAMAZONAS EP Elaborado por: José Cedeño
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)
Elaborado por: José Cedeño
Gráfico 18. Propiedades del Fluido del pozo SHH-06 T
Fuente: (Pipesim/Schlumberger, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
46
Gráfico 19. Información del Tubing (Surveys)
Fuente: (Pipesim/Schlumberger, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
Gráfico 20. Datos de la bomba / BES
Fuente: (Pipesim/Schlumberger, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
47
Gráfico 21. Rendimiento de la bomba
Fuente: (Pipesim/Schlumberger, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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
Elaborado por: José Cedeño
Gráfico 23. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-06 Ui
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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
Fuente: SYAL/SERTECPET Elaborado por: José Cedeño
Gráfico 24. Curva IPR del pozo SHH-14 Ui
Elaborado por: José Cedeño
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
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
Gráfico 26. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-14 Ui con la bomba de configuración
11K
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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
Fuente: SYAL/SERTECPET Elaborado por: José Cedeño
Gráfico 27. Curva IPR del pozo SHH-22 BT
Elaborado por: José Cedeño
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
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
55
Gráfico 29. Ajuste de levantamiento artificial del pozo SHH-22 BT con bomba Jet 13 M
Fuente: (Syal/Sertecpet, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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)
Elaborado por: José Cedeño
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
Elaborado por: José Cedeño
Gráfico 32. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-23 T con la bomba SN 8000
Fuente: (Pipesim, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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
INCREMENTO DE PETRÓLEO 144,3988
Fuente: Pipesim Elaborado por: José Cedeño
Gráfico 33. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-24 Ti con la bomba TE 2700
Fuente: (Pipesim, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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 34. IPR del pozo SHH 24
Elaborado por: José Cedeño
Gráfico 35. Curvas Inflow y Outflow del pozo SHH-24 Ti con la bomba DN 4000
Fuente: (Pipesim, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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
INCREMENTO DE PETRÓLEO 651,84
Fuente: Pipesim Elaborado por: José Cedeño
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
Fuente: (Pipesim, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
Gráfico 37. IPR del pozo SHH 25
Elaborado por: José Cedeño
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
Elaborado por: José Cedeño
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%
Elaborado por: José Cedeño
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
Tabla 19. Declinación de la producción del pozo SHH 22
DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
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
Elaborado por: José Cedeño
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
Fuente: PETROAMAZONAS EP Elaborado por: José Cedeño
Tabla 21. Costo para la producción del pozo SHH 22
COSTO
Producir 1 Barril (dólares)
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
Tabla 22. Ingresos de la producción del pozo SHH 22
INGRESOS
2017 2018 2019 2020 2021
PRECIO 42,81 44 40 40 45 dólares
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
Fuente: Banco Central del Ecuador Elaborado por: José Cedeño
Tabla 23. Flujo de caja de la producción del pozo SHH 22
2017 2018 2019 2020 2021 INGRESOS 5.093.961,9 4.914.360,0 4.336.200,0 4.234.000,0 4.681.125,0 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 (mes) 190.894,7 190.896,8 149.147,2 145.632,0 186.464,8 dólares
TOTAL (día) 6.276,0 6.276,1 4.903,5 4787,9 6.130,4 dólares Elaborado por: José Cedeño
65
Tabla 24. VAN y TIR de la producción del pozo SHH 22
TASA DE DESCUENTO 12%
VALOR ACTUAL NETO (VAN) $ 4.730.610,07
TASA INTERNA DE RETORNO ECONÓMICO (TIRE) 72%
Elaborado por: José Cedeño
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
Tabla 25. Declinación de la producción del pozo SHH 23
DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
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
Elaborado por: José Cedeño
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
TOTAL 711.362 Fuente: PETROAMAZONAS EP Elaborado por: José Cedeño
66
Tabla 27. Costo para la producción del pozo SHH 23
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
2021 4.852.799,1 Fuente: EP PETROECUADOR Elaborado por: José Cedeño
Tabla 28. Ingresos de la producción del pozo SHH 23
INGRESOS 2017 2018 2019 2020 2021
PRECIO 42,81 44 40 40 45 dólares
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
Fuente: Banco Central del Ecuador Elaborado por: José Cedeño
Tabla 29. Flujo de caja de la producción del pozo SHH 23
2017 2018 2019 2020 2021 INGRESOS 9.734.780,0 9.587.820,0 8.526.400,0 8.380.400,0 9.296.550,0 dólares
EGRESOS 6.052.870,6 5.118.588,5 5.007.128,4 4.921.389,9 4.852.799,1 dólares
TOTAL (año) 3.681.909,4 4.469.231,6 3.519.271,6 3.459.010,1 4.443.750,9 dólares
TOTAL (mes) 306.825,8 372.436,0 293.272,6 288.250,8 370.312,6 dólares
TOTAL (día) 10.087,4 12.244,5 9.641,8 9.476,7 12.174,7 dólares Elaborado por: José Cedeño
Tabla 30. VAN y TIR de la producción del pozo SHH 23
TASA DE DESCUENTO 12%
VALOR ACTUAL NETO (VAN) $ 8.733.469,65
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
Tabla 31. Declinación de la producción del pozo SHH 24
DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
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
Elaborado por: José Cedeño
Tabla 32. Inversión en el cambio de bomba DN 4000
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
TOTAL 711.362 Fuente: PETROAMAZONAS EP Elaborado por: José Cedeño
Tabla 33. Costo para la producción del pozo SHH 24
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
2021 2.246.348,7 Fuente: EP PETROECUADOR Elaborado por: José Cedeño
68
Tabla 34. Ingresos de la producción del pozo SHH 24
INGRESOS
2017 2018 2019 2020 2021
PRECIO 42,81 44 40 40 45 dólares
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
Fuente: Banco Central del Ecuador Elaborado por: José Cedeño
Tabla 35. Flujo de caja de la producción del pozo SHH 24
2017 2018 2019 2020 2021 INGRESOS 4.906.454,1 4.737.700,0 4.073.400,0 3.942.000,0 4.303.350,0 dólares
EGRESOS 3.403.550,9 2.529.285,8 2.392.104,2 2.314.939,5 2.246.348,7 dólares
TOTAL (año) 1.502.903,2 2.208.414,3 1.681.295,9 1.627.060,5 2.057.001,3 dólares
TOTAL (mes) 125.241,9 184.034,5 140.108,0 135.588,4 171.416,8 dólares
TOTAL (día) 4.117,5 6.050,5 4.606,3 4.457,7 5.635,6 dólares Elaborado por: José Cedeño
Tabla 36. VAN y TIR de la producción del pozo SHH 24
TASA DE DESCUENTO 12%
VALOR ACTUAL NETO (VAN) $ 3.808.160,60
TASA INTERNA DE RETORNO ECONÓMICO (TIRE) 59% Elaborado por: José Cedeño
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)
Tabla 37. Declinación de la producción del pozo SHH 25
DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
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
Elaborado por: José Cedeño
69
Tabla 38. Inversión en la estimulación
INVERSIÓN
Fijos dólares
Taladro (7 días) 330.000
Upsizing (costo equipo) 350.000
Coiled tubing + química 90.000
BHA de evaluación 15.000
Servicio de limpieza mecánica de pozo 15.000
Servicio de registros eléctricos (evaluación, asentamiento de packer) 31.362
Misceláneos 15.000
TOTAL 846.362 Fuente: PETROAMAZONAS EP Elaborado por: José Cedeño
Tabla 39. Costo para la producción del pozo SHH 25
COSTO
Producir 1 Barril (dólares)
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
Tabla 40. Ingresos de la producción del pozo SHH 25
INGRESOS 2017 2018 2019 2020 2021
PRECIO 42,81 44 40 40 45 dólares
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
Fuente: Banco Central del Ecuador Elaborado por: José Cedeño
70
Tabla 41. Flujo de caja de la producción del pozo SHH 25
2017 2018 2019 2020 2021 INGRESOS 15.000.624,0 11.595.320,0 9.665.200,0 9.285.600,0 10.282.050,0 dólares
EGRESOS 9.077.258,0 6.190.319,7 5.675.888,7 5.452.968,6 5.367.230,1 dólares
TOTAL (año) 5.923.366,0 5.405.000,3 3.989.311,3 3.832.631,4 4.914.819,9 dólares
TOTAL (mes) 493.613,8 450.416,7 332.442,6 319.386,0 409.568,3 dólares
TOTAL (día) 16.228,4 14.808,2 10.929,6 10.500,4 13.465,3 dólares Elaborado por: José Cedeño
Tabla 42. VAN y TIR de la producción del pozo SHH 25
TASA DE DESCUENTO 12%
VALOR ACTUAL NETO (VAN) $ 9.430.677,12
TASA INTERNA DE RETORNO ECONÓMICO (TIRE) 56% Elaborado por: José Cedeño
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
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.
82
Anexo 6. Histórico de producción del pozo Shushuqui 10 Ui
Fuente: (OFM, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
Anexo 7. Histórico de producción del pozo Shushuqui 12 Ui
Fuente: (OFM, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 67.0874 bbl/d
Cum. Prod. : 2698.15 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 175.539 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2022
EUR : 2873.69 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : 07/24/2017
Reserve Type : None
SHH-010UI
Rate-Time Decline Analysis
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 142.043 bbl/d
Cum. Prod. : 1079.14 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 280.726 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2022
EUR : 1359.87 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : 07/24/2017
Reserve Type : None
SHH-012UI
Rate-Time Decline Analysis
83
Anexo 8. Histórico de producción del pozo Shushuqui 13 BT
Fuente: (OFM, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
Anexo 9. Histórico de producción del pozo Shushuqui 15 Ui
Fuente: (OFM, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 278.273 bbl/d
Cum. Prod. : 765.985 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 538.938 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2022
EUR : 1304.92 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : 07/24/2017
Reserve Type : None
SHH-013BT
Rate-Time Decline Analysis
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 12.5915 bbl/d
Cum. Prod. : 1005.07 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 46.8505 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2022
EUR : 1051.92 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : 07/24/2017
Reserve Type : None
SHH-015UI
Rate-Time Decline Analysis
84
Anexo 10. Histórico de producción del pozo Shushuqui18 Ui
Fuente: (OFM, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
Anexo 11. Histórico de producción del pozo Shushuqui 20 Ui
Fuente: (OFM, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 54.1667 bbl/d
Cum. Prod. : 1068.98 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 147.313 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2022
EUR : 1216.29 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : 07/24/2017
Reserve Type : None
SHH-018UI
Rate-Time Decline Analysis
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 62.7554 bbl/d
Cum. Prod. : 2205.83 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 134.755 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2022
EUR : 2340.58 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : 07/24/2017
Reserve Type : None
SHH-020UI
Rate-Time Decline Analysis
85
Anexo 12. Histórico de producción del pozo Shushuqui 21 Ui
Fuente: (OFM, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
Anexo 13. Histórico de producción del pozo Shushuqui 23 Ts
Fuente: (OFM, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 67.1554 bbl/d
Cum. Prod. : 1208.92 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 173.394 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2022
EUR : 1382.31 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : 07/24/2017
Reserve Type : None
SHH-021UI
Rate-Time Decline Analysis
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 25.5476 bbl/d
Cum. Prod. : 635.643 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 132.683 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2027
EUR : 768.326 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Saved
Reserve Type : None
SHHB-023TS
Rate-Time Decline Analysis
86
Anexo 14. Histórico de producción del pozo Shushuqui 23 Ti
Fuente: (OFM, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
Anexo 15. Histórico de producción del pozo Shushuqui 24 Ti
Fuente: (OFM, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 212.527 bbl/d
Cum. Prod. : 2924.94 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 434.628 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2022
EUR : 3359.56 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Saved
Reserve Type : None
SHHB-023TI
Rate-Time Decline Analysis
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 125.533 bbl/d
Cum. Prod. : 1992.16 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 261.86 Mbbl
Reserves Date : 07/31/2022
EUR : 2254.02 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Saved
Reserve Type : None
SHHB-024TI
Rate-Time Decline Analysis
87
Anexo 16. Histórico de producción del pozo Shushuqui 25 Us
Fuente: (OFM, 2017)
Elaborado por: José Cedeño
Anexo 17. Proyección de Pr al año 2017 del pozo SHH-06 Ui
Elaborado por: José Cedeño
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
Rate-Time Decline Analysis
Working forecast Parameters
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
Final Rate : 9.74885 bbl/d
Cum. Prod. : 604.977 Mbbl
Cum. Date : 07/23/2017
Reserves : 121.828 Mbbl
Reserves Date : 05/31/2021
EUR : 726.805 Mbbl
Forecast Ended By : Rate
DB Forecast Date : 07/24/2017
Reserve Type : None
SHHB-025US
Rate-Time Decline Analysis
88
Anexo 18. Proyección de Pr al año 2017 del pozo SHH-12 Ui
Elaborado por: José Cedeño
Anexo 19. Proyección de Pr al año 2017 del pozo SHH-15 Ui
Elaborado por: José Cedeño