ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE MÉTODOS DE...
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE MÉTODOS DE OPTIMIZACIÓN DE BOMBEO HIDRÁULICO: EDDIE E. SMART Y HAL PETRIE EN UN CAMPO DEL ORIENTE ECUATORIANO TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS FABIO ANDRÉS AGUIRRE VELASCO [email protected] PABLO ALEJANDRO MENDOZA DÉFAZ [email protected] DIRECTOR: MSC. ING. VINICIO MELO G. [email protected] Quito, Agosto 2016
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS
ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE MÉTODOS DE OPTIMIZACIÓN DE BOMBEO HIDRÁULICO: EDDIE E. SMART Y
HAL PETRIE EN UN CAMPO DEL ORIENTE ECUATORIANO
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS
FABIO ANDRÉS AGUIRRE VELASCO [email protected]
PABLO ALEJANDRO MENDOZA DÉFAZ [email protected]
DIRECTOR: MSC. ING. VINICIO MELO G. [email protected]
Quito, Agosto 2016
II
DECLARACIÓN Nosotros Fabio Andrés Aguirre Velasco y Pablo Alejandro Mendoza Défaz,
declaramos bajo juramento que el presente trabajo es de nuestra autoría; que no
ha sido presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos
consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en el presente
documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
la normativa institucional vigente.
FABIO AGUIRRE VELASCO
PABLO MENDOZA DÉFAZ
III
CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Fabio Andrés Aguirre
Velasco y Pablo Alejandro Mendoza Défaz, bajo mi supervisión.
MSC. ING. VINICIO MELO G.
DIRECTOR DEL TRABAJO DE TITULACIÓN
IV
AGRADECIMIENTOS En el mundo no existen obsequios o palabras para poder explicar el gran cariño
que tengo hacia mis padres Patricio y Marina, como para mi hermano Esteban,
por el gran apoyo que me han brindado cada día de mi vida, en cada reto que se
me a presentado y sobre todo en cada una de las metas que me he propuesto.
Los quiero agradecer desde lo más profundo de mi corazón por todo su sacrificio,
por todas las lecciones de vida, las cuales me han convertido en la persona que
soy ahora, porque gracias a ellos y por ellos nunca supe rendirme a pesar de las
adversidades, mil gracias familia por la fuerza que me brindaron. Sin duda este
logro de mi lo alcancé gracias a ustedes, los quiero mucho.
Agradezco a Dios, a los ángeles y los santos, a la virgen María y en especial a mi
ángel de la guardia por guiarme por el camino del bien y nunca abandonarme.
Agradezco al Ing Vinicio Melo por toda la ayuda brindada para llevar a cabo la
culminación de este trabajo de grado.
Agradezco a todo el personal quien conforma la carrera de petróleos, por su
apoyo incondicional y palabras de aliento que supieron brindarme para culminar
con éxito mi carrera Universitaria.
Agradezco a todos mis maestros, amigos y conocidos quienes siempre supieron
brindarme su tiempo, apoyo y sobre todo su amistad, porque gracias a ellos cada
día me encuentro más cerca de cumplir mis metas y sueños en la vida.
Fabio
V
AGRADECIMIENTOS
A Dios por guiarme siempre por el camino del bien y darme las fuerzas para
superar los obstáculos que se han presentado.
A mi familia por siempre estar a mi lado, apoyándome, orientándome,
comprendiéndome y brindándome su amor incondicional.
A la Virgen de El Cisne por brindarme su bendición y protección durante toda mi
vida.
Al Ing. Vinicio Melo por brindarnos sus conocimientos y apoyo incondicional a lo
largo de nuestra carrera como en la elaboración del presente trabajo de titulación.
A la Escuela Politécnica Nacional, templo de sabiduría que me abrió sus puertas a
fin de convertirme en un excelente profesional.
A mis amigos, de los que aprendí muchas cosas, entre ellas el verdadero valor de
la amistad y el significado de una amistad sincera.
Pablo
VI
DEDICATORIA Dedico el presente trabajo a mis padres Patricio y Marina por su gran apoyo,
cariño, sacrificio y ánimos brindados a pesar de todos los tropiezos que se me
han presentado y por sus oraciones hacia mi persona, ya que gracias a ellos
obtuve la fuerza suficiente para seguir adelante y nunca desfallecer.
A mi hermano por todas sus palabras de aliento, las cuales siempre me ayudaron
a superarme cada día.
Fabio
VII
DEDICATORIA
A Dios por bendecirme en cada instante de mi vida y darme las fuerzas para
seguir siempre adelante.
A mi papá y mi mamá que me han brindado su apoyo incondicional en el
transcurso de toda mi vida.
A mi mami ya que siempre ha estado a mi lado en los momentos de flaqueza,
dándome la fuerza necesaria para levantarme y continuar luchando día a día.
A la Virgen de El Cisne, que me ha bendecido y brindado su protección toda mi
vida y a quien encomiendo mi ser.
A todas aquellas personas que han estado a mi lado a lo largo de mi vida
estudiantil y que anhelo seguir contando con ellos en mi futura vida profesional.
Pablo
VIII
CONTENIDO
CONTENIDO ....................................................................................................... VIII
RESUMEN ......................................................................................................... XVII
PRESENTACIÓN .............................................................................................. XVIII
CAPÍTULO 1: MARCO TEÓRICO .......................................................................... 1
1.1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................... 1
1.1.1 BREVE RESEÑA HISTÓRICA ........................................................... 1
1.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ............................................................... 1
1.1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA ............................................................ 3
1.1.4 ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO AUCA .............................................. 3
1.1.5 PROPIEDADES PVT DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO AUCA . 5
1.1.6 DESCRIPCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE POZOS ANALIZADOS ... 6
1.2 FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ........................ 7
1.2.1 GENERALIDADES ............................................................................. 7
1.2.2 CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET.......... 7
1.2.3 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO .................................................. 8
1.2.4 PARTES DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET ............................. 8
1.2.5 VENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET ....................... 10
1.2.6 DESVENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET ............... 10
1.2.7 CAVITACIÓN EN LAS BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET ............ 11
1.2.8 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET ................. 12
1.2.9 ESPECIFICACIONES DE TOBERAS Y CÁMARAS DE MEZCLADO DE DIFERENTES FABRICANTES .............................. 13
CAPÍTULO 2: DESCRIPCIÓN DE PROCEDIMIENTOS DE SELECCIÓN DE TOBERA - CÁMARA DE MEZCLADO DESARROLLADOS POR EDDIE E. SMART Y HAL PETRIE .................................................................................... 218
2.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................. 218
2.2 DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO DE EDDIE E. SMART ........................... 19
2.3 ASPECTOS TEÓRICOS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ......... 19
2.4 FACTORES INVOLUCRADOS EN LA SELECCIÓN DE LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA JET ........................................................... 21
2.5 LA CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO ................................ 21
IX
2.6 DESCRIPCIÓN DE PROCEDIMIENTO DESARROLLADO POR EDDIE E. SMART. ................................................................................... 24
2.7 DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO DE HAL PETRIE ................................... 30
2.8 SECUENCIA DE CÁLCULO Y ECUACIONES SUPLEMENTARIAS ...... 30
CAPÍTULO 3: DESARROLLO DEL MANUAL DE USUARIO DEL SOFTWARE WELL PERFORM ............................................................................................... 199
3.1 MANUAL DE USUARIO ........................................................................ 199
3.1.1 VENTANA DE INICIO DEL SOFTWARE .......................................... 19
3.1.2 ANÁLISIS INICIALES ....................................................................... 40
3.1.3 FORMULARIO PRINCIPAL Y SUS COMPONENTES ..................... 40
3.1.4 FORMULARIO DE INGRESO DE DATOS ....................................... 43
3.1.5 AJUSTE DEL ANÁLISIS ................................................................... 43
3.1.6 PROPIEDADES DEL FLUIDO .......................................................... 44
3.1.7 DATOS DEL POZO .......................................................................... 45
3.1.8 LÍNEA DE FLUJO ............................................................................. 46
3.1.9 TRANSFERENCIA DE CALOR/ CÁLCULOS DE TEMPERATURA . 46
3.1.10 SENSIBILIDADES ............................................................................ 47
3.1.11 DESCRIPCIÓN DEL POZO .............................................................. 48
3.1.12 PRESENTACIÓN DE RESULTADOS .............................................. 48
3.2 PROCEDIMIENTO DE USO DEL SOFWARE ........................................ 50
CAPÍTULO 4: APLICACIÓN DE LOS MÉTODOS PRESENTADOS POR EDDIE E. SMART Y HAL PETRIE AL CAMPO CONSIDERADO .....................4052
4.1 RESULTADOS OBTENIDOS CON LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DE EDDIE E. SMART ...........................................................................4052
4.1.1 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-40 ...................................................4052
4.1.2 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-142 .................................................... 57
4.1.3 ANÁLISIS DEL POZO AUCAH-083 .................................................. 59
4.1.4 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-J89 ..................................................... 61
4.1.5 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-114 .................................................... 63
4.1.6 ANÁLISIS DEL POZO CONONACO-15 ........................................... 65
4.1.7 ANÁLISIS DEL POZO CONONACO-23 ........................................... 67
4.2 RESULTADOS OBTENIDOS CON LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DE HAL PETRIE ...................................................................................... 70
4.2.1 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-20 ...................................................... 70
X
4.2.2 ANÁLISIS DEL POZO AUCA SUR-2RE ........................................... 74
4.2.3 ANALISIS POZO AUCA-31 .............................................................. 77
4.2.4 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-32 ...................................................... 79
4.2.5 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-138 .................................................... 81
4.2.6 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-139 .................................................... 84
4.2.7 ANÁLISIS DEL POZO CONONACO-2RE ........................................ 86
4.2.8 ANÁLISIS DEL POZO YULEBRA-14 ................................................ 88
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE RESULTADOS .............. 92
5.1 ANÁLISIS TÉCNICO ............................................................................... 92
5.1.1 ANÁLISIS TÉCNICO DE LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DESARROLLADO POR EDDIE E. SMART ...................................... 92
5.1.2 ANÁLISIS TÉCNICO DE LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DESARROLLADO POR HAL PETRIE .............................................. 95
5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO ......................................................................... 99
5.2.1 INDICADORES FINANCIEROS ..................................................... 100
5.2.1.1 Tasa de rentabilidad contable (TRC) ....................................... 100
5.2.1.2 Período de recuperación de la inversión (PRI) ......................... 100
5.2.1.3 Valor actual neto (VAN)............................................................ 101
5.2.1.4 Tasa interna de retorno (TIR) ................................................... 102
5.2.1.5 Relación beneficio - costo (B/C) ............................................... 103
5.2.1.6 Tasa única de retorno (TUR) .................................................... 104
5.2.2 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO ................................... 105
5.2.2.1 Descripción de parámetros empleados para el análisis ........... 105
5.2.2.2 Ingresos ................................................................................... 107
5.2.2.3 Egresos .................................................................................... 107
CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................... 114
6.1 CONCLUSIONES.................................................................................. 114
6.2 RECOMENDACIONES ......................................................................... 116
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 118
ANEXOS ............................................................................................................ 126
XI
ÍNDICE DE TABLAS
No DESCRIPCIÓN PÁGINA 1.1 Coordenadas de ubicación del campo 2 1.2 Propiedades PVT de los yacimientos del campo Auca 5 1.3 Salinidad por arenas 5 1.4 Tipo de levantamiento artificial por pozo 6 1.5 Datos de pozos a ser analizados 6 1.6 Dimensiones de toberas y gargantas de bombas jet 14 1.7 Relaciones de áreas y áreas anulares de garganta (pg2) para
bombas Guiberson 15
1.8 Áreas anulares garganta – tobera de National (pg2) 16 1.9 Áreas anulares garganta – tobera de Kobe (pg2) 16 2.1 Relaciones de áreas óptimas 23 2.2 Sumario de resultados método Smart 29 2.3 Sumario de resultados método Petrie 37 3.1 Correlaciones empleadas en Well Perform 50 4.1 Datos pozo Auca-40 52 4.2 Resultado obtenidos por iteración pozo Auca-40 53 4.3 Sumario de resultados pozo Auca-40 54 4.4 Geometrías óptimas por fabricante pozo Auca-40 55 4.5 Datos pozo Auca-142 57 4.6 Sumario de resultados pozo Auca-142 57 4.7 Geometrías óptimas por fabricante pozo Auca-142 58 4.8 Datos campo AucaH-083 59 4.9 Sumario de resultados pozo AucaH-083 59 4.10 Geometrías óptimas por fabricante pozo AucaH-083 60 4.11 Datos pozo Auca-J89 61 4.12 Sumario de resultados pozo Auca-J89 61 4.13 Geometrías óptimas por fabricante pozo Auca-J89 62 4.14 Datos pozo Auca-114 63 4.15 Sumario de resultados pozo Auca-114 63 4.16 Geometrías óptimas por fabricante pozo Auca-114 64 4.17 Datos pozo Cononaco-15 65 4.18 Sumario de resultados pozo Cononaco-15 65 4.19 Geometrías óptimas por fabricante pozo Cononaco-15 66 4.20 Datos pozo Cononaco-23 67 4.21 Sumario de resultados pozo Cononaco-23 67 4.22 Geometrías óptimas por fabricante pozo Cononaco-23 68 4.24 Resumen de resultados – método de Eddie E. Smart 69 4.25 Datos pozo Auca-20 70 4.26 Resultados obtenidos por cada iteración pozo Auca-20 71 4.27 Sumario final de resultados por cada pozo análisis Auca-20 72 4.28 Sumario de resultados pozo Auca-20 73 4.29 Datos campo Auca Sur-2RE 74
XII
No DESCRIPCIÓN PÁGINA 4.30 Sumario final de resultados por cada análisis pozo Auca Sur-
2RE 75
4.31 Sumario de resultados pozo Auca Sur -2RE 76 4.32 Datos pozo Auca-31 77 4.33 Sumario final de resultados por cada análisis pozo Auca-31 78 4.34 Sumario de resultados pozo Auca-31 78 4.35 Datos pozo Auca-32 79 4.36 Sumario final de resultados por cada análisis pozo Auca-32 80 4.37 Sumario de resultados pozo Auca-32 80 4.38 Datos pozo Auca-138 81 4.39 Sumario final de resultados por cada análisis pozo Auca-138 82 4.40 Sumario de resultados pozo Auca-138 83 4.41 Datos pozo Auca-139 84 4.42 Sumario final de resultados por cada análisis pozo Auca-139 85 4.43 Sumario de resultados pozo Auca-139 85 4.44 Datos pozo Cononaco-2RE 86 4.45 Sumario final de resultados por cada análisis pozo Cononaco-
2RE 87
4.46 Sumario de resultados pozo Cononaco-2RE 87 4.47 Datos pozo Yulebra-14 88 4.48 Sumario final de resultados por cada análisis pozo Yulebra-14 89 4.49 Sumario de resultados pozo Yulebra-14 90 4.50 Resumen de resultados – método de Hal Petrie 91 5.1 Resumen de situación actual e implementación de BHJ en
pozos analizados- método Smart 92
5.2 Resumen de situación actual y rediseño de pozos analizados- método Petrie
93
5.3 Valores estimados de cambio de bomba jet 97 5.4 Valores estimados de gastos-revisión bomba jet 107 5.5 Costos barril de petróleo 107 5.6 Análisis económico pesimista-precio del barril 20 dólares 108 5.7 Resultados de análisis económico pesimista-precio del barril 20
dólares 109
5.8 Análisis económico presupuesto del estado-precio del barril 35 dólares
110
5.9 Resultado análisis económico presupuesto del estado-precio del barril 35 dólares
111
5.10 Análisis económico optimista-precio del barril 50 dólares 112 5.11 Resultados análisis económico optimista-precio del barril 50
dólares 113
XIII
ÍNDICE DE FIGURAS
No DESCRIPCIÓN PÁGINA 1.1 Mapa de ubicación del campo Auca 2 1.2 Partes de la bomba hidráulica tipo jet 9 1.3 Ejemplos de cavitación 11 2.1 Nomenclatura de la bomba jet 20 2.2 Curvas H – M de Guiberson 22 2.3 Curva de comportamiento de diseño Guiberson 23 2.4 Curva de resultados presión vs caudal 38 3.1 Presentación del software 39 3.2 Análisis iniciales 40 3.3 Formulario principal 41 3.4 Formulario de ingreso de datos 43 3.5 Ajuste del análisis 44 3.6 Propiedades del fluido 45 3.7 Datos del pozo 45 3.8 Línea de flujo 46 3.9 Transferencia de calor/ cálculos de temperatura 47 3.10 Sensibilidades 47 3.11 Descripción del pozo 48 3.12 Presentación de resultados 49 4.1 Análisis nodal pozo Auca-20 73 4.2 Análisis nodal pozo Auca Sur-2RE 75 4.3 Análisis nodal pozo Auca-31 78 4.4 Análisis nodal pozo Auca-32 80 4.5 Análisis nodal pozo Auca-138 82 4.6 Análisis nodal pozo Auca-139 85 4.7 Análisis nodal pozo Cononaco-2RE 87 4.8 Análisis nodal pozo Yulebra-14 89 5.1 Fluido producido por pozo 93 5.2 Petróleo producido por pozo 94 5.3 Fluido motriz inyectado 94 5.4 Petróleo total producido 95 5.5 Análisis de fluido producido 97 5.6 Análisis de petróleo producido 97 5.7 Análisis de fluido motriz 98 5.8 Análisis de petróleo producido total 98 5.9 Análisis de fluido motriz total 99
XIV
SIMBOLOGÍA
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES API American Petroleum Institute ACM Área anular mínima en la succión para evitar la
cavitación, pg2 L2
AG Área anular adicional para el paso de gas en la succión de la bomba, pg2
L2
AN Área de flujo de la tobera, pg2 L2 AS Área anular de la cámara de mezclado para el flujo
de la producción, pg2 L2
AT Área de flujo total de la cámara de mezclado, pg2 L2 bl Barriles L3 BF Barril fiscal L3 BES Bombeo electrosumergible BHJ Bombeo hidráulico tipo jet Bg Factor volumétrico del gas PC/PCS Bo Factor volumétrico del petróleo, bl/BF BT Factor volumétrico para petróleo, gas y agua, bl/BF Bw Factor volumétrico del agua, bl/BF C Variable definida en función de diámetros D1, D2 cp Centipoises M/Lt cst Centistokes D Longitud total verdadera, longitud vertical pie L DiTP Diámetro interno de la tubería de producción , pg L DoTP Diámetro externo de la tubería de revestimiento, pg L DiTR Diámetro interno de la tubería de revestimiento, pg L DoTR Diámetro externo de la tubería de revestimiento, pg L Dnominal Diámetro nominal, pg L D1 Diámetro interno de la tubería de producción o de la
tubería de revestimiento, pg L
D2 Diámetro externo de la tubería interior en flujo anular, pg
L
D3 Distancia entre centro del tubing y el centro del casing, flujo anular laminar, pg
L
d3 Diámetro externo de las juntas del tubing, flujo anular turbulento, pg
L
E Eficiencia E Excentricidad de las tuberías FO Fracción de petróleo FW Fracción del agua de formación FWD Fracción del agua del fluido de la columna de
retorno
f Factor de fricción GN Gradiente del fluido motriz en la tubería de
inyección, psi/pie M/L2t2
XV
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES GD Gradiente del fluido de la columna de retorno,
psi/pie M/L2t2
GS Gradiente del fluido de formación, psi/pie M/L2t2 GO Gradiente del petróleo producido, psi/pie M/L2t2 GW Gradiente del agua de formación, psi/pie M/L2t2 H Relación adimensional de recuperación de presión HP Potencia, HP HP@90% Potencia a 90%, HP KN Coeficiente de pérdida en la tobera KTD Coeficiente de pérdida combinado cámara de
mezclado – difusor
L Longitud de T.P. hasta la bomba = profundidad de colocación de la bomba = h1, pies
L
M Relación de flujo másico adimensional, QSGS/QNGN ML Relación de flujo másico adimensional en el límite
de cavitación
NRe Número de Reynolds NUM Variable usada para definir H Pb Presión de burbuja, psi M/Lt2 PD Presión de descarga, psi M/Lt2 PF Pérdidas de presión por fricción, psi M/Lt2 PFN Pérdida de presión por fricción del fluido motriz en la
tubería de inyección, psi M/Lt2
PFD Pérdida de presión por fricción del fluido en el circuito de retorno, psi
M/Lt2
PN Presión a la entrada de la tobera, psi M/Lt2 PR Presión de reservorio, psi M/Lt2 PS Presión de succión, psi M/Lt2 PT Presión superficial de operación = Presión de
descarga de la bomba tríplex, psi M/Lt2
Pv Presión de vapor, psi M/Lt2 PWH Presión en la cabeza del pozo, psi M/Lt2 PWF Presión en fondo fluyente, psi M/Lt2 PCS Pie cubico estándar L3 pg Pulgada L ppm Partes por millón psi Libras fuerza por pulgada cuadrada M/Lt2 QD Tasa del fluido producido más fluido motriz (tasa de
descarga), bl/día L3/t
QG Tasa de gas libre que ingresa a la bomba, bl/día L3/t QN Tasa del fluido motriz, bl/día L3/t QO Tasa de petróleo producido, bl/día L3/t ∆ QN Variación de fluido motriz, % QS Tasa de fluido producido, bl/día L3/t QSC Tasa de fluido producido a partir de la cual inicia la
cavitación, bl/día L3/t
QW Tasa de agua producida, bl/día L3/t
XVI
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES R Relación de áreas, AN/AT RGP Relación gas-petróleo, PCS/BF GLR Relación gas-líquido, pies3/bl GOR Relación gas-petróleo, pies3/bl T Temperatura, °F T TWH Temperatura en la cabeza del pozo, °F T TWF Temperatura de fondo, °F T T.P. Tubería de producción T.R. Tubería de revestimiento V Velocidad del fluido, pie/s L/t ºF Grado Farenheit T TRC Tasa de rentabilidad contable, % FNCK Flujo neto de caja, dólares N Vida útil del proyecto en años IO Inversión inicial neta del proyecto, dólares PRI Período de recuperación de la inversión, tiempo t SFNC Suma acumulada de los flujos netos de caja,
dólares
VAN Valor actual neto, dólares r Tasa de actualización, % K Años, meses d Tasa de descuento, % i Tasa anual efectiva, % ip Tasa en el período equivalente, % TIR Tasa interna de retorno, % TUR Tasa única de retorno, % TMAR(S.A) Tasa mínima de oportunidad sin apalancamiento, % B/C Relación costo-beneficio Vpi Valor presente de ingresos, dólares Vpe Valor presente de egresos, dólares VF Equivalente futuro VP Equivalente pasado % Tanto por ciento
fg Gravedad específica del fluido motriz (agua=1.0)
gg Gravedad específica del gas
wg Gravedad específica del agua r Densidad del fluido, lb/pie3 M/L3
Or Densidad del petróleo, lb/pie3 M/L3
mD Viscosidad dinámica del fluido de retorno, cp M/Lt mO Viscosidad dinámica del petróleo, cp M/Lt mW Viscosidad del agua, cp M/Lt nD Viscosidad cinemática del fluido de retorno, cst L2T-1 nO Viscosidad cinemática del petróleo, cst L2T-1 nW Viscosidad cinemática del agua, cst L2T-1 °API Grado API
XVII
RESUMEN
Muchos pozos del oriente ecuatoriano no operan con el diseño adecuado de
levantamiento artificial y muchos de estos se encuentran sobredimencionados
provocando un mal funcionamiento de las bombas y elevados costos de
operación.
El presente trabajo presenta dos alternativas de optimización mediante el cambio
de sistema de levantamiento artificial actual a un sistema de levantamiento tipo jet
en pozos con un bajo caudal de aporte y una propuesta de rediseño de las
condiciones operativas de bombas jet en pozos que ya se encuentren
funcionando bajo este sistema de levantamiento, ambas alternativas serán
ejecutadas en un campo del oriente ecuatoriano, esto se llevará a cabo mediante
la aplicación de los algoritmos desarrollados por Eddie E. Smart y Hal Petrie
respectivamente y el apoyo del software Well Perform para el cálculo de
condiciones de flujo multifásico, si así lo amerita para obtener valores más
exactos.
Con los resultados de la aplicaciones de estos algoritmos se procederá a realizar
el análisis de cuan factible es su aplicación técnica en los pozos que lo requieran
y su posterior implementación mediante un análisis económico para determinar la
viabilidad de la aplicación de este trabajo.
XVIII
PRESENTACIÓN
La depletación de los campos petroleros ameritan mantener un control exhaustivo
de los diferentes sistemas de levantamiento que operan en dichos campos, por
ello en este proyecto se presenta una propuesta de optimización en pozos con
bajo aporte mediante el cambio de sistema de levantamiento actual a un sistema
de bombeo hidráulico tipo jet y el rediseño de las bombas jet de pozos que
actualmente se encuentran operando bajo este sistema de producción, para ello
se revisa las principales características del campo en el cual se va a efectuar el
trabajo, como son: características generales, ubicación geográfica, situación
actual del campo de estudio entre otros. De igual forma se describe los algoritmos
de cada uno de los métodos a ser utilizados en el presente proyecto.
Con la información del campo en el cual se va a trabajar se realiza un análisis del
número de pozos con los que cuenta el campo, así como también los
mecanismos de levantamiento artificial con los que operan cada uno de ellos. La
realización de este análisis brinda un conocimiento más exacto del número de
pozos que operan con bombeo hidráulico tipo jet, mismos que son de interés para
la realización del proyecto. (Bradley, 1992).
El uso de hojas electrónicas se basa en la complejidad de los métodos
empleados, ya que en sendos métodos se deben realizar varias iteraciones hasta
conseguir los resultados idóneos para el correcto funcionamiento de las
respectivas bombas jet. Es por esto que en las hojas electrónicas se incorpora
tablas y listas dinámicas a modo de facilitar y agilizar el uso de las mismas, para
que la mayor parte de las operaciones sean automáticas y se facilite la interacción
usuario-computadora. En la aplicación de cada uno de los métodos existen
parámetros que pueden ser determinados mediante fórmulas que vienen incluidas
en el proceso, pero que son una estimación de los datos reales, para poder
obtener datos más confiables y apegados a la realidad de las condiciones de
campo, se utilizó el software (Well Perform) que permite determinar con mayor
exactitud los parámetros antes mencionados, ya que dicho software utiliza una
serie de correlaciones que permiten calcular los datos con mucha precisión y
XIX
cercanos a las condiciones de campo. Además se proporciona un manual de
usuario del software (Well Perform), el cual será de gran ayuda para futuros
usuarios del mismo. (Brown, 1980; Paz, 2015; Melo, 2014).
Luego de la obtención de los resultados producto de la aplicación de los métodos
de optimización, se procede a la selección del tipo de bomba a utilizarse, para el
caso del método de Eddie E. Smart las bombas a ser seleccionadas servirán para
la puesta en marcha de operaciones de producción de pozos a en los cuales se
incorpora el sistema de bombeo hidráulico tipo jet por primera vez, garantizando
de esta manera la mayor producción posible. Para el caso de la aplicación del
método de Hal Petrie, se procede a trabajar en pozos que se encuentran
actualmente operando bajo este sistema de levantamiento artificial, los resultados
obtenidos de la aplicación del mismo serán una alternativa de optimización a un
sistema de bombeo hidráulico tipo jet ya existente, en el cual se buscará mejorar
las condiciones operacionales de la bomba. (Benavides y Vergara, 2011;
Anderson et al., 2005).
Con las alternativas de optimización obtenidas, se procede a realizar un análisis
técnico-económico, con la finalidad de presentar la viabilidad de ejecución de este
proyecto, se analizan diferentes escenarios económicos y se usan indicadores
financieros como: TRC, PRI, VAN, TIR, PRI, B/C, TUR. Finalmente se presentan
las conclusiones y recomendaciones pertinentes a este trabajo realizado. (Vega,
1983).
CAPÍTULO 1
MARCO TEÓRICO
1.1 INTRODUCCIÓN
1.1.1 BREVE RESEÑA HISTÓRICA
El campo Auca fue descubierto por la compañía Texaco en 1970 con la
perforación del pozo Auca-1, la producción del pozo fue de 3072 bl/día de
petróleo, correspondiente a los reservorios Hollín y T, con crudos de 31 °API y 27
°API respectivamente. La perforación del campo fue realizada, considerando que
es una estructura de grandes proporciones de acuerdo a los estudios realizados.
En 1994 el campo alcanza la máxima producción promedio registrada de 24367
bl/día. En los inicios de la producción del campo se registraron presiones del
orden de 3500 – 4500 psi. Con el pasar de los años las presiones han ido
disminuyendo hasta llegar a valores de 1500 psi y en casos más bajos, de 1200
psi. (Baby, 2004).
1.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El campo Auca se encuentra localizado en la cuenca oriente del Ecuador, en la
provincia de Orellana, en el cantón Francisco de Orellana, a 260 km al oeste de
Quito y 150 km al sur de la frontera con Colombia.
Las coordenadas geográficas en las que se encuentra localizado el campo se
muestran en la tabla 1.1:
2
TABLA 1.1 COORDENADAS DE UBICACIÓN DEL CAMPO
LATITUD LONGITUD
Entre 0° 34’ S y 0° 48’ S Entre 76° 50’ W y 76° 54’ W
Ymín= 9911645 Xmín= 288964
Ymáx= 9936625 Xmáx= 295000 FUENTE: Archivo técnico, EP PETROECUADOR (2013) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo.
En la figura 1.1 se muesta la ubicación del campo Auca dentro de la cuenca
oriente ecuatoriana.
FIGURA 1.1 MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO AUCA
FUENTE: EP PETROECUADOR (2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo.
3
1.1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA
El campo Auca posee un anticlinal bastante simétrico con un elongamiento en
dirección Noroeste-Sur de aproximadamente 23 km de longitud. Las fallas
observadas en las secciones sísmicas alcanzan solamente las formaciones Hollín
y Napo Basal.
El campo Auca tiene presencia de hidrocarburos en las formaciones cretácicas:
Tena, Napo y Hollín en los cuales los yacimientos productores son; Basal Tena,
Napo U, Napo T y Hollín Superior e Inferior. Estas formaciones se caracterizan
por ser arenas compactadas. (Baby, 2004).
1.1.4 ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO AUCA
Formación Basal Tena
Esta formación se caracteriza por no ser continua, tiene un espesor promedio total
de 40 pies, principalmente formada por un cuerpo arenoso de 10 a 20 pies de
espesor y se encuentra limitado en su parte inferior por las lutitas de la formación
Napo Superior.
De acuerdo al mapa estructural de la formación, el área total de la arenisca es de
16460.09 acres, esta abarca todos los pozos de producción de petróleo existentes
en este campo. (Gavilanes, 2009).
Formación Napo
Esta formación se caracteriza por no ser continua, tiene un espesor promedio total
de 120 pies, principalmente formado por: arcillas, areniscas, cuarzosas
discontinuas, limonitas y lutitas; está conformado por granos finos y presenta una
porosidad promedia de 18%. De acuerdo al mapa estructural de la formación, su
área total es de 13621.87 acres.
4
La formación Napo T se subdivide en dos areniscas; Napo T Superior la cual tiene
un espesor de 45 pies formado por grano muy fino con una porosidad promedia
de 18.68% y de aspecto masivo; además presenta intercalaciones de areniscas,
lutita y limonita. Napo T Inferior tiene un espesor promedio de 67 pies formada por
una arenisca cuarzosa de grano fino a medio con una porosidad promedia de
14.39 %. (Gavilanes, 2009).
Formación Napo U
La formación Napo U se caracteriza por ser continua y estar presente en todo el
campo. Contiene arenas similares que la arenisca Napo T, tiene un espesor
promedio de 200 pies, con una porosidad promedia de 16%.
De acuerdo al mapa estructural de la formación, el área total de la arena es de
21471.49 acres. (Gavilanes, 2009).
Formación Napo U Superior
La formación está constituida por una arenisca cuarzosa con tamaño de grano
fino, con un espesor de 27 pies y una porosidad promedia de 14.86%.
Formación Napo U Inferior
La formación está constituida por una arenisca cuarzosa con tamaño de grano
fino a medio, con un espesor de 37.15 pies y una porosidad promedia de 16.62%.
Formación Hollín
La formación Hollín es la más productora de la cuenca oriente ecuatoriana debido
a su espesor y cuenta con un gran empuje hidráulico natural de fondo. Esta
formación se encuentra a través de todo el campo Auca y sin presencia de fallas.
A la formación Hollín la componen Hollín Superior y Hollín Inferior, siendo de
origen marino somero y volcánico respectivamente. La formación Hollín cuenta
con un espesor de 450 pies y un área de 20844.09 acres. (Alvarado, 2013).
5
1.1.5 PROPIEDADES PVT DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO AUCA En la tabla 1.2 se encuentran los datos PVT resumidos del campo Auca.
TABLA 1.2: PROPIEDADES PVT DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO AUCA Datos PVT Basal Tena Napo – U Napo -T Hollín
PR (psi) 3563 4141 4213 4500
Pb(psi) 645 231 640 195
Boi (bl/BF) 1.1338 1.043 1.131 1.11
Bob (bl/BF) 1.1547 1.090 1.16 1.15
Coi (1/psi) 6.2´ 10-6 5.21´ 10
-6 6.75´ 10-6 6.48´ 10
-6
Cob (1/psi) 6.2´ 10-6 8.77´ 10
-6 9.03´ 10-6 8.18´ 10
-6
moi (cp) 21.34 13.80 5.05 4.76
mob (cp) 14.29 2.82 2.60 2.66
RGP (PCS/BF) 116.0 50 163 10
Permeabilidad 260.0 780 260 500
mW (cp) 0.3 0.3 0.3 0.27
°API 21.1 20.1 29 31.60
FUENTE: Departamento de Yacimientos (2011) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Para la determinación de ciertos parámetros esenciales en el diseño de la
propuesta de optimización, se requiere de la utilización de correlaciones en las
cuales los valores de salinidad de las formaciones son requeridos. En la tabla 1.3
se muestran dichos valores de salinidad promedios por formación.
TABLA 1.3 SALINIDAD POR ARENAS
Formación Salinidad (ppm)
Basal Tena 35000
Napo U 40000
Napo T 15000
Hollín Superior 2125
Hollín Inferior 1000
FUENTE: Departamento de yacimientos (2013) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
6
1.1.6 DESCRIPCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE POZOS ANALIZADOS
A través de los años el campo Auca ha sufrido de una declinación gradual en la
taza de producción, la cual a su vez ha incurrido en la utilización de sistemas de
levantamiento artificial que aporten energía al pozo de manera que se pueda
continuar con la extracción de petróleo.
En la tabla 1.4 se muestra el número de pozos por cada tipo de sistema de
levantamiento artificial utilizado en el campo Auca. (Alvarado, 2013).
TABLA 1.4 TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR POZO
Sistema de levantamiento artificial Número de pozos
Bombeo electrosumergible 205
Bombeo hidráulico tipo jet 11
Bombeo mecánico 6
Flujo natural 2
TOTAL 224
FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH).(2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
En la tabla 1.5 se muestran resumidos los datos de producción de los pozos a
considerarse para el desarrollo del presente proyecto.
TABLA 1.5 DATOS DE POZOS A SER ANALIZADOS
Pozo Arena Tipo de bomba
PR (psi)
GOR (pie3/bl)
PWF (psi)
QD (bl/día)
QO
(bl/día) QW
(bl/día) PWH (psi)
AUCA-20 BT H 687.2 138 132.3 228 136.8 91.2 100
AUCA- 31 HS H 857.1 18 434 255 160.6 94.4 44.7
AUCA-32 HS H 1640 12 1019 324 128.9 195.1 240
AUCA-40 TI BES 4085 229 1188 248 233.1 14.9 70
AUCAH-083 TI BES 1138 228 1002.5 50 37.5 12.5 110
AUCA-J89 UI BES 1640 20 1019 141 119.9 21.2 120
AUCA-114 TI BES 982.9 228 835.26 128 107.5 20.5 75
AUCA-138 TI H 1385 229 521 443.8 199.7 244.1 100
AUCA-139 TI H 1547 229 1188 541 476.1 64.9 64.7
AUCA-142 UI BES 2052.7 84 1627.6 213 191.7 21.3 80
7
TABLA 1.5 CONTINUACIÓN Pozo Arena
Tipo de bomba
PR (psi)
GOR (pie3/bl)
PWF (psi)
QD (bl/día)
QO
(bl/día) QW
(bl/día) PWH (psi)
AUCA SUR-2RE
HS H 2850 188 1708.5 396 261.4 134.6 55
CONONACO-2RE
TI H 2452.3 148 515.4 240 206.4 33.6 64.7
CONONACO-15
UI BES 4413 56 1627 133 130.3 2.7 110
CONONACO-23
TI M 1959 127 1169.5 264 52.8 211.2 85
YULEBRA-14 UI H 1525.2 158 637.1 232 199.5 32.5 140
FUENTE: Departamento de Yacimientos (2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
1.2 FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
1.2.1 GENERALIDADES Cuando la energía natural de un yacimiento se ve disminuida por el paso del
tiempo y factores propios del reservorio, es necesario acudir a un sistema de
soporte que permita continuar con la producción de petróleo. Los sistemas de
levantamiento artificial aportan la energía para poder continuar con las
operaciones de producción.
El bombeo hidráulico es un sistema de levantamiento artificial que permite la
extracción de crudo, mediante la inyección de un fluido al que se le llamará fluido
motriz. El principio sobre el cual se basa el comportamiento del bombeo hidráulico
es la Ley de Pascal, en la cual se establece que al ejercer una determinada
presión sobre una superficie líquida, dicha presión se transmitirá en todas las
direcciones y con la misma intensidad en todos los puntos del fluido. (Benavides,
2011).
1.2.2 CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET
La bomba hidráulica tipo jet es una variante del bombeo hidráulico, cuyo principio
de operación consiste en la inyección de un fluido sometido a una alta presión
hasta el fondo del pozo, la cual permite transferir energía entre el fluido inyectado
y el fluido producido, para así poner en funcionamiento la bomba de fondo, la cual
permite la producción de petróleo. (OilMail, 2011).
8
1.2.3 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO
La bomba hidráulica tipo jet basa su funcionamiento en el principio de Venturi, el
cual consiste en el paso de un fluido a través de una sección reducida, tobera, de
manera que se produzca una disminución de presión, transformando de esta
manera la energía potencial en energía cinética, dicha disminución de presión
ocasiona que el fluido de formación ingrese a la bomba, el fluido inyectado
ingresa a gran velocidad a través de la garganta donde se mezcla con el fluido
producido, la mezcla al pasar por la zona expandida llamada difusor, sufre
nuevamente un cambio de energía, esta vez de energía cinética a energía
potencial, la cual debe ser suficiente para poder vencer la columna hidrostática y
de esta manera llevar el fluido producido a superficie. (Vásquez, 2014; Guerrón y
Robalino, 2013).
1.2.4 PARTES DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET
La bomba hidráulica tipo jet consta de tres partes esenciales, tobera, cámara de
mezclado o garganta y difusor, las cuales se describen a continuación.
Tobera
Es una herramienta diseñada para soportar grandes presiones y altas
temperaturas, la tobera tiene la forma de un embudo, consta de dos diámetros de
diferente magnitud, el fluido motriz ingresa por el diámetro de mayor longitud y
sale por el de menor longitud, esto sirve para poder disminuir la presión de
ingreso a la tobera y aumentar la velocidad de salida a través de la misma,
provocando de esta manera la transformación de energía potencial en energía
cinética.
9
Garganta o cámara de mezclado
La garganta o cámara de mezclado es donde ingresa el fluido motriz a alta
velocidad y se mezcla con el fluido de formación que ingresa debido a la
disminución de la presión, por acción de la tobera.
Difusor
El difusor al igual que la tobera tiene forma de embudo, cuya zona expandida es
por donde sale la mezcla de fluidos, y a su vez es el que permite la
transformación de energía cinética en energía potencial, la energía producida
debe ser la suficiente, de manera que venza el peso de la columna hidrostática
para poder llevar el fluido producido a superficie. (Vásquez, 2014).
En la figura 1.2 se muestra las partes de las que está compuesta la bomba
hidráulica tipo jet.
FIGURA 1.2 PARTES DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET
FUENTE: Levantamiento artificial,( Melo, 2014)
Donde:
PS = Presión de succión
PN = Presión a la entrada de la tobera
PD = Presión de descarga
QS = Tasa del fluido producido
TOBERA
PN, QN
GARGANTA DIFUSOR
PD, QD
SUCCIÓN
PS, QS
AN AS AT
10
QN = Tasa del fluido motriz
QD = Tasa del fluido producido más fluido motriz (tasa de descarga)
AN = Área de flujo de la tobera
AT = Área de flujo total de la cámara de mezclado
AS = Área anular de la cámara de mezclado para el flujo de la producción
1.2.5 VENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET
Entre las principales ventajas que vuelven tan usado al sistema de levantamiento
hidráulico tipo jet se tiene:
· No posee partes móviles
· Permite la producción de fluidos sucios, gaseosos o parafínicos.
· Permite emplear fluido motriz de cualquier calidad.
· Puede ser empleada en un amplio rango de profundidad, en pozos
desviados u horizontales.
· La sección de trabajo compuesta por una tobera, cámara de mezclado y el
difusor es muy compacta, esto facilita su instalación.
1.2.6 DESVENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET
Entre las principales desventajas de este sistema de levantamiento tenemos:
· Presenta una baja eficiencia.
· Es necesario tener altas presiones de succión para evitar cavitación en la
bomba.
· No es recomendable su uso en campos que presentan cantidades altas de
gas.
· El manejo de altas presiones de trabajo representan un peligro para el
personal, se requiere capacitación. (Melo, 2014; Vásquez, 2014).
11
1.2.7 CAVITACIÓN EN LAS BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET
En este sistema de levantamiento artificial es necesario acelerar el fluido
producido hasta una velocidad entre 200 y 300 pie/s para ingresar a la cámara de
mezclado.
Cuando la presión del fluido disminuye hasta la presión de saturación está
provocará que se formen burbujas o cavidades de vapor, este fenómeno es
denominado cavitación, al alcanzar esta presión se produce un posterior colapso
de las burbujas y esto a su vez causará erosión en la bomba provocando su mal
funcionamiento. Para evitar esto es necesario utilizar modelos matemáticos o
pruebas de laboratorio con la finalidad de predecir los límites de cavitación.
En la figura 1.3 muestra el daño causado por cavitación en la tobera y garganta.
FIGURA 1.3 EJEMPLOS DE CAVITACIÓN
FUENTE: Ortiz,2009.
El objetivo al seleccionar la geometría óptima de la bomba tipo jet es: primero,
escoger la bomba que levante el fluido con los menores requerimientos de
12
potencia y, segundo, que no exista cavitación en la bomba. La cavitación ocurriría
en la bomba cuando la presión estática del fluido producido dentro de la cámara
de mezclado sea menor que la presión de saturación del fluido producido. Al
ocurrir la cavitación la cámara de mezclado puede resultar dañada, por lo que es
necesario seleccionar otra bomba, la cual aunque requiera mayor potencia HP,
evitaría dichos daños.
Los límites para la cavitación en la bomba se pueden predecir mediante modelos
matemáticos teóricos o utilizando pruebas de laboratorio para establecer las
constantes de dichas ecuaciones teóricas. La ecuación (1.1) representa la
relación de flujo adimensional en el límite de la cavitación. Cuando la relación de
flujo adimensional es mayor que la relación de flujo adimensional en el límite de
cavitación, esta puede provocar daño a la bomba.
Ecuación de la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación:
)P(P1.3
P
R
R)(1M
SN
SL -
-=
(1.1)
1.2.8 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET
La demanda de bombas hidráulicas tipo jet en el mercado mundial ha generado la
conformación de grandes empresas encargadas de la fabricación y ensamblaje de
cada una de las partes que constituyen la bomba.
Entre los fabricantes más reconocidos a nivel mundial tenemos: National, Kobe,
Guiberson, Claw, OHI, Fluid Packed Pump. Cada uno de los fabricantes cuenta
con varios catálogos de sus productos en los cuales se proporcionan un gran
rango de combinaciones geométricas de tobera-cámara de mezclado, a fin de
satisfacer con los requerimientos del cliente, ya que en la industria petrolera se
tiene diferentes tipos de escenarios, los cuales requieren de condiciones
específicas de operación y herramientas de alta calidad. (Melo, 2014).
13
1.2.9 ESPECIFICACIONES DE TOBERAS Y CÁMARAS DE MEZCLADO DE DIFERENTES FABRICANTES
La relación adimensional de tobera y cámara de mezclado difieren entre
fabricantes ya que cada uno de estos han desarrollado dimensiones y
combinaciones acorde a sus progresiones matemáticas con la finalidad de cubrir
el mayor rango de aplicaciones posibles: National y Kobe incrementan las áreas
de tobera y cámara de mezclado en una progresión geométrica constante de 4/π=
1.27324 y 101/9= 1.29155 respectivamente, en cambio Guiberson proporciona un
concepto similar de progresión geométrica pero emplea el mismo valor sobre el
rango total, además; el rango de aplicación de Guiberson es ligeramente mayor a
los otros fabricantes.
A continuación se presenta la tabla 1.6 con las dimensiones de los fabricantes
National, Kobe, Guiberson. Las áreas anulares correspondientes al fabricante
Guiberson se presenta en la tabla 1.7. Las áreas anulares correspondientes para
los fabricantes National, Kobe, se presentan a continuación en las tablas 1.8 y
1.9. Las dimensiones al igual que las áreas anulares de los fabricantes Fluid
Packed Pump, OHI y Claw se encuentran en el anexo N° 1.
14
TABLA 1.6 DIMENSIONES DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET National Kobe Guiberson
Tobera Garganta Tobera Garganta Tobera Garganta
Número Área Número Área Número Área Número Área Número Área Número Área
1 0.0024 1 0.0064 1 0.0024 1 0.0060 DD 0.0016 000 0.0044
2 0.0031 2 0.0081 2 0.0031 2 0.0077 CC 0.0028 00 0.0071
3 0.0039 3 0.0104 3 0.0040 3 0.0100 BB 0.0038 0 0.0104
4 0.0050 4 0.0131 4 0.0052 4 0.0129 A 0.0055 1 0.0143
5 0.0064 5 0.0167 5 0.0067 5 0.0167 B 0.0095 2 0.0189
6 0.0081 6 0.0212 6 0.0086 6 0.0215 C 0.0123 3 0.0241
7 0.0103 7 0.0271 7 0.0111 7 0.0278 D 0.0177 4 0.0314
8 0.0131 8 0.0346 8 0.0144 8 0.0359 E 0.0241 5 0.0380
9 0.0167 9 0.0441 9 0.0186 9 0.0464 F 0.0314 6 0.0452
10 0.0212 10 0.0562 10 0.0240 10 0.0599 G 0.0452 7 0.0531
11 0.0271 11 0.0715 11 0.0310 11 0.0774 H 0.0661 8 0.0661
12 0.0346 12 0.0910 12 0.0400 12 0.1000 I 0.0855 9 0.0804
13 0.0441 13 0.1159 13 0.0517 13 0.1292 J 0.1257 10 0.0962
14 0.0562 14 0.1476 14 0.0668 14 0.1668 K 0.1590 11 0.1195
15 0.0715 15 0.1879 15 0.0863 15 0.2154 L 0.1963 12 0.1452
16 0.0910 16 0.2392 16 0.1114 16 0.2783 M 0.2463 13 0.1772
17 0.1159 17 0.3046 17 0.1439 17 0.3594 N 0.3117 14 0.2165
18 0.1476 18 0.3878 18 0.1858 18 0.4642 P 0.3848 15 0.2606
19 0.1879 19 0.4938 19 0.2400 19 0.5995 16 0.3127
20 0.2392 20 0.6287 20 0.3100 20 0.7743 17 0.3750
21 1.0000 18 0.4513
22 1.2916 19 0.5424
23 1.6681 20 0.6518
24 2.1544
Relación Relación Las relaciones de Guiberson
Tobera Garganta R Tobera Garganta R están indicadas en la tabla 1.7
N N-1 0.483 X N N-1 0.517 A_
N N 0.380 A N N 0.400 A
N N+1 0.299 B N N+1 0.310 B
N N+2 0.235 C N N+2 0.240 C
N N+3 0.184 D N N+3 0.186 D
N N+4 0.145 E N N+4 0.144 E
FUENTE: Levantamiento artificial, (Melo, 2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
15
TABLA 1.7 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES DE GARGANTA (PG2) PARA BOMBAS GUIBERSON
Tobera DD Gargantas 000 00 R 0.36 0.22 AS 0.0028 0.0056 CC Gargantas 000 00 0 1 R 0.64 0.40 0.27 0.20 AS 0.0016 0.0043 0.0076 0.0115 BB Gargantas 00 0 1 2 R 0.54 0.37 0.27 0.20 AS 0.0032 0.0065 0.0105 0.0150 A Gargantas 0 1 2 3 R 0.53 0.39 0.29 0.23 AS 0.0048 0.0088 0.0133 0.0185 B Gargantas 0 1 2 3 4 5 6 R 0.92 0.66 0.50 0.40 0.30 0.25 0.21 AS 0.0009 0.0048 0.0094 0.0145 0.0219 0.0285 0.0357 C Gargantas 1 2 3 4 5 6 7 R 0.86 0.65 0.51 0.39 0.32 0.27 0.23 AS 0.0020 0.0066 0.0118 0.0191 0.0257 0.0330 0.0408 D Gargantas 3 4 5 6 7 8 9 R 0.74 0.56 0.46 0.39 0.33 0.27 0.22 AS 0.0064 0.0137 0.0203 0.0276 0.0354 0.0484 0.0628 E Gargantas 4 5 6 7 8 9 10 11 R 0.77 0.63 0.53 0.45 0.36 0.30 0.25 0.20 AS 0.0074 0.0140 0.0212 0.0290 0.0420 0.0564 0.0722 0.0954 F Gargantas 6 7 8 9 10 11 12 R 0.69 0.59 0.48 0.39 0.33 0.26 0.22 AS 0.0138 0.0217 0.0346 0.0490 0.0648 0.0880 0.1138 G Gargantas 8 9 10 11 12 13 14 R 0.68 0.56 0.47 0.38 0.31 0.26 0.21 AS 0.0208 0.0352 0.0510 0.0742 0.1000 0.1320 0.1712 H Gargantas 10 11 12 13 14 15 16 R 0.69 0.55 0.45 0.37 0.30 0.25 0.21 AS 0.0302 0.0534 0.0792 0.1112 0.1504 0.1945 0.2467 | Gargantas 11 12 13 14 15 16 17 R 0.72 0.59 0.48 0.40 0.33 0.27 0.23 AS 0.0339 0.0597 0.0917 0.1309 0.1750 0.2272 0.2895 J Gargantas 13 14 15 16 17 18 19 R 0.71 0.58 0.48 0.40 0.34 0.28 0.23 AS 0.0515 0.0908 0.1349 0.1871 0.2493 0.3256 0.4167 K Gargantas 15 16 17 18 19 20 R 0.61 0.51 0.42 0.35 0.29 0.24 AS 0.1015 0.1537 0.2160 0.2922 0.3833 0.4928 L Gargantas 16 17 18 19 20 R 0.63 0.52 0.44 0.36 0.30 AS 0.1164 0.1787 0.2549 0.3460 0.4555 M Gargantas 17 18 19 20 R 0.66 0.55 0.45 0.38 AS 0.1287 0.2050 0.2961 0.4055 N Gargantas 18 19 20 R 0.69 0.57 0.48 AS 0.1395 0.2306 0.3401 P Gargantas 19 20 R 0.71 0.59 AS 0.1575 0.2670 R = relación área tobera/área garganta AS = área anular de la garganta
FUENTE: Levantamiento artificial, (Melo, 2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
16
TABLA 1.8 ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE NATIONAL (PG2)
Área anular Garganta - Tobera, AS
Tobera X A B C D E
1 0.0040 0.0057 0.0080 0.0108 0.0144
2 0.0033 0.0050 0.0073 0.0101 0.0137 0.0183
3 0.0042 0.0065 0.0093 0.0129 0.0175 0.0233
4 0.0054 0.0082 0.0118 0.0164 0.0222 0.0296
5 0.0068 0.0104 0.0150 0.0208 0.0282 0.0377
6 0.0087 0.0133 0.0191 0.0265 0.0360 0.0481
7 0.0111 0.0169 0.0243 0.0338 0.0459 0.0612
8 0.0141 0.0215 0.0310 0.0431 0.0584 0.0779
9 0.0179 0.0274 0.0395 0.0548 0.0743 0.0992
10 0.0229 0.0350 0.0503 0.0698 0.0947 0.1264
11 0.0291 0.0444 0.0639 0.0888 0.1205 0.1608
12 0.0369 0.0564 0.0813 0.1130 0.1533 0.2046
13 0.0469 0.0718 0.1035 0.1438 0.1951 0.2605
14 0.0597 0.0914 0.1317 0.1830 0.2484 0.3316
15 0.0761 0.1164 0.1677 0.2331 0.3163 0.4223
16 0.0969 0.1482 0.2136 0.2968 0.4028 0.5377
17 0.1234 0.1888 0.2720 0.3779 0.5128
18 0.1571 0.2403 0.3463 0.4812
19 0.2000 0.3060 0.4409
20 0.2546 0.3896
FUENTE: Levantamiento artificial, (Melo, 2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
TABLA 1.9. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE KOBE (PG2) Área anular Garganta - Tobera, AS
Tobera A- A B C D E
1 0.0036 0.0053 0.0076 0.0105 0.0143 2 0.0029 0.0046 0.0069 0.0098 0.0136 0.0184 3 0.0037 0.0060 0.0089 0.0127 0.0175 0.0231 4 0.0048 0.0077 0.0115 0.0164 0.0227 0.0308 5 0.0062 0.0100 0.0149 0.0211 0.0293 0.0397 6 0.0080 0.0129 0.0192 0.0273 0.0378 0.0513 7 0.0104 0.0167 0.0248 0.0353 0.0488 0.0663 8 0.0134 0.0216 0.0320 0.0456 0.0631 0.0856 9 0.0174 0.0278 0.0414 0.0589 0.0814 0.1106
10 0.0224 0.0360 0.0534 0.0760 0.1051 0.1428 11 0.0289 0.0464 0.0690 0.0981 0.1358 0.1840 12 0.0374 0.0599 0.0891 0.1268 0.1749 0.2382
17
TABLA 1.9 CONTINUACIÓN
Área anular Garganta - Tobera, AS Tobera A- A B C D E
13 0.0483 0.0774 0.1151 0.1633 0.2265 0.3076 14 0.0624 0.1001 0.1482 0.2115 0.2926 0.3974 15 0.0806 0.1287 0.1920 0.2731 0.3780 0.5133 16 0.1036 0.1668 0.2479 0.3528 0.4881 0.6629 17 0.1344 0.2155 0.3203 0.4557 0.6304 0.8562 18 0.1735 0.2784 0.4137 0.5885 0.8142 1.1058 19 0.2242 0.3595 0.5343 0.7600 1.0516 1.4282 20 0.2896 0.4643 0.6901 0.9817 1.3583 1.8444
FUENTE: Levantamiento artificial, (Melo, 2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Los fabricantes National y Kobe proporcionan relaciones fijas de incremento de
tobera y cámara de mezclado, por ende, al seleccionar una tobera con el mismo
número de cámara de mezclado la relación adimensional R, tendrá el mismo valor
de (0.380 para National y 0.400 para Kobe). La relación existente dada en el
ejemplo anterior se la denomina relación A. Para el caso de gargantas más
grandes para un determinado número de tobera proporcionará una relación B, C,
D, E. para el dimensionamiento de la bomba en ambos sistemas se emplea el
número de tobera y la letra correspondiente a la relación de área adimensional R,
ejemplo 11-C. Para el fabricante Guiberson se emplea la letra o letras de la
tobera y el número de la cámara de mezclado, ejemplo G-11. (Melo, 2014).
CAPÍTULO 2
DESCRIPCIÓN DE PROCEDIMIENTOS DE SELECCIÓN DE TOBERA - CÁMARA DE MEZCLADO
DESARROLLADOS POR EDDIE E. SMART Y HAL PETRIE
2.1 INTRODUCCIÓN
En la actualidad, la falta de energía del yacimiento para poder producir petróleo a
flujo natural ha hecho necesaria la utilización de sistemas de levantamiento
artificial. El bombeo hidráulico tipo jet ha sido uno de los sistemas más utilizados
debido a las ventajas que ofrece al momento de la extracción de crudo. La
eficiencia de la bomba en sí, se fundamenta en su correcta selección, la cual se
basa en una serie de características tanto del pozo y del fluido a producir, como
de la geometría de la bomba. Para la correcta selección de la combinación tobera
- cámara de mezclado, existen en la actualidad una amplia gama de software que
permiten simular las condiciones de producción a fin de brindar la bomba correcta.
Dichos software se basan en la utilización de algoritmos iterativos en los cuales se
aplican correlaciones para los distintos parámetros a utilizarse en la determinación
de la bomba jet.
El trabajo realizado por Gosline-O’Brien ha sido mejorado por varios autores,
proporcionando así un conjunto de algoritmos que describen el comportamiento
de bombas jet. Los procedimientos desarrollados por Eddie E. Smart y Hal Petrie
son una de las principales alternativas al momento de seleccionar la correcta
combinación de tobera - cámara de mezclado, tanto para la implementación por
primera vez de bomba hidráulica tipo jet, para el caso del método de Smart, como
para pozos en los que ya se está produciendo bajo bomba hidráulica tipo jet y
requiere de una optimización basada en la modificación de las condiciones de
operación, método de Petrie. Los métodos anteriormente nombrados se
describen a continuación.
19
2.2 DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO DE EDDIE E. SMART
El método desarrollado por Eddie E. Smart permite seleccionar la mejor
combinación de tobera - cámara de mezclado, para la puesta en marcha de
operaciones de producción de pozos en los cuales se va a incorporar por primera
vez el sistema de bombeo hidráulico tipo jet, garantizando de esta manera la
mayor producción posible, y evitando el cambio prematuro de la bomba debido a
la variación de las condiciones de operación debido al paso del tiempo.
2.3 ASPECTOS TEÓRICOS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
Como se mencionó en el capítulo anterior, en el principio de operación de la
bomba jet, la disminución de presión del fluido motriz permite que los fluidos del
yacimiento ingresen al pozo y posteriormente a la bomba jet, con una presión PS y
a la tasa de producción QS. La diferencia de velocidades entre el fluido motriz y
los fluidos producidos producen que estos se combinen en la cámara de
mezclado o garganta. A la mezcla de fluidos se le llama fluido de retorno.
El fluido de retorno llega a la parte final de la cámara de mezclado con una
presión baja y una alta velocidad. Al pasar por el difusor la energía cinética se
transforma en una gran presión de descarga PD, la cual debe ser lo
suficientemente alta para llevar la tasa del fluido de retorno QD, hasta la superficie.
Se deben cumplir dos condiciones en el diseño de un sistema de bombeo
hidráulico tipo jet.
La primera toma en consideración la tasa de fluido que puede bombearse a través
del diámetro de una tobera dada, para el diferencial de presión entre PN y PS. La
siguiente ecuación expresa ésta condición.
N
SN
NN G
PPA832Q
-= (2.1)
20
La segunda condición se describe mediante las curvas de comportamiento
adimensional que relacionan la presión de entrada a la tobera PN, la presión de
succión de los fluidos del pozo PS y la presión de descarga de la bomba PD, con la
tasa que pasa a través de la tobera QN y la tasa de fluido producido que ingresa a
la bomba QS, figura 2.1. Éstas curvas se presentan en la figura 2.2 y se definen
mediante la ecuación (2.2):
FIGURA 2.1 NOMENCLATURA DE LA BOMBA JET
FUENTE: Levantamiento Artificial (Melo, 2014)
NUM)K(1
NUMH
N -+= (2.2)
Donde:
22TD
2
M)(1R)K(1R1
RM2R)(12RNUM ++-ú
û
ùêë
é
-´
-+= (2.3)
T
N
A
AR = (2.4)
NN
SS
GQ
GQM
´
´= (2.5)
DN
SD
PP
PPH
-
-= (2.6)
TOBERA PN, QN
GARGANT DIFUSOR PD, QD
SUCCIÓN PS, QS
AN AS AT
21
2.4 FACTORES INVOLUCRADOS EN LA SELECCIÓN DE LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA JET
Las ecuaciones (2.1) y (2.2) involucran las áreas AN y AT, mismas que determinan
el comportamiento de la bomba. En la ecuación (2.1), el área de la tobera AN se
relaciona con la tasa de fluido motriz requerido QN. En la ecuación (2.2), el perfil
de las curvas de comportamiento adimensional es determinado por el valor de R.
La ecuación (2.4), expresa la relación de áreas R, entre el área de la tobera AN y
el área de la cámara de mezclado AT. Por lo que, para encontrar la bomba óptima
para las condiciones de operación del pozo, los valores de las aéreas AN y AT son
los que se deben modificar.
La relación de presiones, H, es expresada mediante la ecuación (2.6), de la cual
se puede obtener una expresión para PN, la cual es la siguiente:
DSD
N PH
PPP +
-= (2.7)
El término PN combina la presión de operación superficial, la presión hidrostática
del fluido motriz y las pérdidas de presión del fluido motriz que puedan
presentarse en la tubería de inyección.
En la ecuación (2.7) se aprecia que si se mantienen constantes las presiones PS y
PD, a medida que el valor de H se incrementa, la presión PN se reduce. Esto
incidiría en bajos valores de la presión de operación superficial y bajos
requerimientos de potencia. (Melo, 2014).
2.5 LA CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO
La curva de comportamiento de diseño se puede utilizar como si fuera la curva de
comportamiento de una sola bomba, para calcular la relación de presiones H y la
relación de flujo adimensional M, que sea consistente con la descripción del pozo
y el IPR de la formación. Para calcular la geometría óptima de la bomba se debe
22
especificar la presión de operación superficial deseada. Como regla general, con
la mayor presión de operación superficial se obtiene la mayor eficiencia, debido a
que se requiere una menor tasa de fluido motriz y como consecuencia se tiene
menos pérdidas de presión por fricción en la tubería.
Si en la ecuación (2.2) se mantiene constante la relación de áreas R, se puede
graficar en una curva la relación de presiones H vs la relación de flujo
adimensional M. Al cambiar el valor de R se puede generar otra curva como se
ilustra en la figura 2.2. Analizando esta gráfica, se observa que para R = 0.6 el
valor de H es el más grande, si los valores de M son menores que 0.18, ya que en
este punto se cruzan las curvas de R = 0.6 y R = 0.5. A partir de este valor la
curva de R = 0.5 proporciona los valores de H más grandes, hasta intersecarse
con la de R = 0.4, que ocurre para el valor de M = 0.33. Este comportamiento
continúa a medida que el valor de R disminuye. (Melo, 2014).
FIGURA 2.2: CURVAS H – M DE GUIBERSON
FUENTE: Levantamiento artificial, (Melo, 2014)
Si se relaciona esta observación con la figura 2.2, esto significa que para un valor
dado de M, la curva que proporcionará la menor presión de operación será
aquella que tenga el más alto valor de H. Con base en esto, se podría usar una
0
0,4
0,8
1,2
1,6
2
2,4
2,8
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2
M
H
R = 0.6
R = 0.5
R = 0.4
R = 0.3
R=0,25R = 0.2
R =0,15
R=0,4
R =0,3
R = 0.25
R =0,2
R = 0.15
23
curva de comportamiento de diseño como la mostrada en la figura 2.3, compuesta
por los segmentos de línea que representan los máximos valores de H, en las
curvas de la figura 2.2. Es decir, la curva de comportamiento de diseño es la
envolvente superior de las curvas de la figura 2.2. (Melo, 2014).
FIGURA 2.3: CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO GUIBERSON
FUENTE: Levantamiento artificial, (Melo, 2014)
Los valores mostrados en la tabla 2.1 son para los puntos de intersección de las
curvas indicadas en la figura 2.1. Una tabla similar puede ser construida para
otras curvas determinando los puntos donde se intersecan las curvas de
comportamiento.
TABLA 2.1 RELACIONES DE ÁREAS ÓPTIMAS
Relación de áreas, r Rango de relación de presiones, H
0.60 2.930 – 1.300 0.50 1.300 – 0.839 0.40 0.839 – 0.538 0.30 0.538 – 0.380 0.25 0.380 – 0.286 0.20 0.286 – 0.160 0.15 0.160 –
FUENTE: Levantamiento artificial, (Melo, 2014)
0
0,4
0,8
1,2
1,6
2
2,4
2,8
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2
M
H
R = 0.6
R = 0.5
R = 0.4
R = 0.3 R = 0.25
R = 0.2 R = 0.15
24
Para los valores de M y H obtenidos habrá una relación de áreas, R, de la curva
de comportamiento de diseño correspondiente a esos valores. Debido a que ésta
es la solución para una tasa de producción y una presión de fondo fluyente dada,
entonces el valor de M junto con el de la producción deseada, se pueden utilizar
para calcular la tasa de fluido motriz, así como la presión de fondo de éste a la
entrada de la tobera, PN. Con esta información se podrá utilizar la ecuación (2.1)
para calcular el área exacta de la tobera, para que la tasa obtenida del fluido
motriz pase a través de ella. (Melo, 2014).
Puesto que H es una medida del incremento de presión en el fluido producido, las
relaciones de áreas, M, más altas son adecuadas para altos levantamientos
netos, pero esto se alcanza únicamente con tasas de producción sustancialmente
menores que la tasa de fluido motriz (M < 1.0). Las relaciones de áreas más
pequeñas desarrollan menos presión de descarga, pero pueden producir más
fluido de la formación que luego puede ser usado para fluido motriz (M > 1.0).
(Melo, 2014).
2.6 DESCRIPCIÓN DE PROCEDIMIENTO DESARROLLADO POR EDDIE E. SMART.
Secuencia de cálculo
Los algoritmos para determinar la geometría óptima de la bomba jet, propuesta
por Eddie E. Smart, se presentan a continuación.
1. Fijar la presión de operación superficial deseada, PT.
2. Como valor inicial suponer una relación de flujo adimensional igual a 1.
Este es utilizado únicamente para calcular las pérdidas de presión por
fricción inicial.
3. Calcular el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su
gravedad API.
API131.5
141.50.433G
oO+
´= (2.8)
25
4. Calcular el gradiente de presión del fluido producido, a partir de los
gradientes de petróleo y agua.
OOWWS GFGFG ´+´= (2.9)
Donde: WO F1F -=
5. Estimar el factor de volumen de formación para el petróleo y el agua.
WO
1.2
ST FF
P
GOR2.81B +
úúû
ù
êêë
é÷÷ø
öççè
æ+= (2.10)
6. Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción deseada y la
relación de flujo adimensional, M.
MG
BQGQ
N
TSSN ´
´´= (2.11)
GN = Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera.
7. Utilizando la ecuación:
( ) 1.790.21
0.2121
6
F QGGC
μ)D(DL102.02P ´
úúû
ù
êêë
é
´
´+´´´=
- (2.12)
Donde: 0.1
21122
22
121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=
Flujo anular Flujo por T.P.
D1 DiTR DiTP
D2 DoTR 0
Se procede a determinar las pérdidas de presión producto de la fricción en
la tubería por donde circula el fluido motriz, ya sea a través de una sección
anular o circular, considerando que:
PFN = pérdida de presión por fricción del fluido motriz.
PFD = pérdida de presión por fricción del fluido de retorno.
26
8. Calcular la presión del fluido motriz en la tobera PN, como la suma de la
presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la
pérdida de presión por fricción de éste, en la tubería.
FNNTN PDGPP -´+= (2.13)
9. Calcular la tasa del fluido de retorno QD, como la suma de la tasa de
producción y la tasa del fluido motriz.
SND QQQ += (2.14)
10. Calcular el gradiente del fluido de retorno GD, como un promedio
ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido
producido.
D
NNSSD Q
QGQGG
´+´= (2.15)
11. Calcular la fracción de agua del fluido de retorno FWD, dependiendo si el
fluido motriz es petróleo o agua, con las siguientes ecuaciones:
Si el fluido motriz es petróleo:
D
WSWD Q
FQF
´= (2.16.a)
Si el fluido motriz es agua:
D
WSNWD Q
FQQF
´+= (2.16.b)
12. Determinar la relación gas – líquido del fluido de retorno GLR.
D
OS
Q
GORFQGLR
´´= (2.17)
27
13. Determinar la viscosidad del fluido de retorno mD, como un promedio
ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.
OWDWWDD )F(1F m´-+m´=m (2.18)
14. Determinar la presión de descarga de la bomba PD, como la suma de la
presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en
el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si la GLR
es menor que 10 pie3/bl, determinar PFD con la ecuación (2.12).
FDDWHD PDGPP +´+= (2.19)
Si la GLR es superior o igual que 10 pie3/bl, el valor de PD debe ser
determinado utilizando una correlación adecuada de flujo multifásico.
15. Calcular un nuevo valor de la relación de presiones H, mediante la
ecuación (2.6).
DN
SD
PP
PPH
-
-= (2.6)
16. Se determina la relación de áreas óptima, R, basándose en el valor de H
del paso anterior y la figura 2.3 o la tabla 2.1,
17. Utilizando la curva de comportamiento de diseño de la figura. 2.3, se
encuentra un nuevo valor para M correspondiente al valor de H del paso
15. También se puede utilizar la siguiente ecuación para calcular M,
usando el valor de R obtenido en el paso anterior.
32
3241213323
CC
1H
H)C(CCCCCCCCC
M-
+
-+´-´+´-
= (2.20)
28
Donde:
N4
2TD3
N2
2
2
TD1
K1C
R)K(1C
0.03KR)(1
R2R)(1C
0.20KR2C
+=
+=
=-
-=
==
(2.21)
Si en el paso No. 20 se determina la existencia de cavitación, se
recomienda usar las curvas de comportamiento de la figura 2.2, para
encontrar un nuevo valor de M en lugar de la figura 2.3. Para el cálculo del
valor del nuevo M se puede utilizar tanto la figura 2.3 como la ecuación
(2.20), para ambos casos se utiliza el valor de R calculado en el paso 16.
18. Comparar el nuevo valor de M con el anterior, si la variación de M es
menor del 1%, se habrá llegado a la convergencia y se procede con el
paso 19. De lo contrario se debe regresar al paso 6 usando el nuevo valor
de M.
19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, ML, con
la ecuación (2.22).
)P(P1.3
P
R
R)(1M
SN
SL -
-= (2.22)
20. Si M < ML, no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el
paso 24. Si M > ML, entonces se tendrán problemas de cavitación, por lo
que se requiere un ajuste y continuar en el paso siguiente.
21. Fijar M = ML y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionada para
calcular un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de
comportamiento de la figura 2.2 también se puede usar para encontrar el
valor de H correspondiente a ML. El valor de R se debe mantener
constante en los cálculos para evitar cavitación.
29
22. Se calcula la presión de operación superficial requerida para evitar la
cavitación:
FNNDSD
T PDGPH
PPP +´-+
-= (2.23)
23. Repetir los cálculos para evitar cavitación, regresando al paso 5.
24. Determinar el área de la tobera requerida para manejar la tasa de fluido
motriz calculada en el paso 6, despejando AN de la ecuación (2.1).
N
SN
NN
G
PP832
QA
-=
(2.24)
La relación de áreas encontrada en el paso 16 junto con el área de la tobera del
paso 24, define la geometría óptima de la bomba tipo jet, para la presión de
operación superficial dada. Esta área de la tobera es la medida ideal requerida
para que la tasa calculada del fluido motriz pase a través de ella. Generalmente
el diámetro exacto de la tobera no es comercial y no se encuentra disponible, por
lo que se selecciona el diámetro disponible más cercano, así como la cámara de
mezclado que combina con esta tobera comercialmente disponible, para obtener
la relación de áreas óptima.
Los resultados finales serán registrados en la tabla 2.2 los cuales servirán para
seleccionar la bomba más óptima.
TABLA 2.2 SUMARIO DE RESULTADOS MÉTODO SMART Parámetro Resultado Parámetro Resultado
QN (bl/día) AN (pg2) QS (bl/día ) AT (pg2)
PT (psi) R HPtríplex (HP)
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
30
2.7 DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO DE HAL PETRIE
El método desarrollado por Hal Petrie, permite encontrar las mejores condiciones
operativas de una bomba jet, en pozos en los cuales ya se encuentra en
operación, por lo cual se buscará mejorar las condiciones operacionales de la
bomba, con el fin de aumentar la producción. A continuación se presenta la
secuencia de cálculo desarrollada por Hal Petrie. La respectiva secuencia de
cálculo se encuentra dividida en tres secciones, la primera (Parte A) en la cual se
analiza el flujo del fluido motriz a través de la tobera, en la segunda (Parte B) se
analiza el fluido de retorno y en la tercera (Parte C) el rendimiento de la bomba
de superficie; las cuales se detallan a continuación.
2.8 SECUENCIA DE CÁLCULO Y ECUACIONES SUPLEMENTARIAS
Parte A. Escoger la tobera e iterar con el caudal de fluido motriz.
1. Determinar el gradiente del fluido motriz en la succión de la bomba.
( ) WWWOS FGF1GG +-= (2.25)
2. Determinar el área anular mínima en la succión necesaria para evitar la
cavitación.
( )úúû
ù
êêë
é -+=
S
W
S
SSCM P24650
GORF1
P
G
691
1QA (2.26)
3. Seleccionar la tobera con una R aproximada de 0.4, tal que el área anular
de la garganta (tablas 1.6, 1.7, 1.8 y 1.9) sea mayor al ACM calculada en el
paso 2.
31
4. Escoger la presión de operación en superficie, PT. Los valores de
operación se encuentran entre 2000 y 3000 psi, con sus valores más altos
de operación para pozos con mayor profundidad, la mejor presión de
partida para los respectivos cálculos se encuentra en 3000 psi.
5. Determinar la presión del fluido motriz en la tobera; despreciando las
pérdidas de presión por fricción PFN en la primera iteración.
FNNTN PDGPP -´+= (2.27)
6. Determinar la tasa de flujo en la tobera.
N
SNNN G
PPA832Q
-= (2.28)
7. Determinar las pérdidas de presión por fricción en la tubería de inyección
del fluido motriz mediante las siguientes ecuaciones.
2N
d
Q01191.0v = (2.29)
1885
68T1
osco -
+
r=r (2.30)
]cm/g[]cst[]cp[ 3ooo r´n=m (2.31)
rm´=
/
dv10742.7N 3
Re (2.32)
a) Si NRe ≤ 1200 se tiene flujo laminar y las pérdidas de presión por fricción,
PFN, se calculan mediante:
Flujo laminar 4
N6FN
d
QL1095.7P
m´= -
(2.33)
32
b) Si NRe > 1200 se tiene flujo de transición y turbulento y las pérdidas de
presión por fricción, PFN, se calculan mediante:
( )( ) 21.0
21.0
dv
/0361.0f
rm= (2.34)
Flujo turbulento 5
2N6
FNd
QLf1046.11P g´= - (2.35)
8. Regresar al paso 5 hasta que los valores sucesivos de QN estén con una
diferencia dentro del 15%. Luego continuar con la parte B.
Parte B. Iteración con el caudal de Producción
1. Determinar las propiedades necesarias para predecir la presión de
descarga de la bomba del fluido de retorno.
a) Tasa del fluido de retorno total.
SND QQQ += (2.36)
b) Gradiente del fluido de retorno.
D
SSNND Q
QGQGG
´+´= (2.37)
c) Corte de agua del fluido de retorno en el caso de agua como fluido
motriz.
D
WSNWD Q
FQQF
´+= (2.38)
33
d) Corte de agua del fluido de retorno en el caso de petróleo como fluido
motriz.
D
WSWD Q
FQF
´= (2.39)
e) Relación gas-líquido del fluido de retorno.
( )D
WS
Q
GORF1QGLR
´-´= (2.40)
f) Viscosidad del fluido de retorno.
WWDOWDD F)F(1 n´+n´-=n (2.41)
2. Determinar la presión de descarga PD.
FDDWHD PDGPP +´+= (2.42)
Determinar PFD con las siguientes ecuaciones, si el valor de GLR del fluido
de retorno es menor o igual a 10.
22
21
D
DD
Q01191.0v
-= (2.43)
Donde: QD = Tasa del fluido de retorno por el anular (bl/día)
D1 = ID del casing
D2 = OD del tubing
rm´=
/
dv10742.7N 3
Re (2.44)
Dependiendo del tipo de flujo, laminar (NRe ≤ 1200) o turbulento
(NRe > 1200), se calcula PFD
34
a) Flujo laminar ( ) ( ) ( )22
22
12
21
1.0
21
1D
6
FD
e5.11DDDD
dd
dQL1095.7
P+--
÷÷ø
öççè
æ
-m´
=
-
(2.45)
21
3
DD
D2e
-= (2.46)
Donde: e = excentricidad del tubing respecto al casing
D1 = ID del casing
D2 = OD del tubing
D3 = distancia entre centro del tubing y el centro del casing
b) Flujo turbulento
( )( ) ( ) 25.02
1.0
21
122
22
121
2D
6
FD
e5.11DD
DDDDD
LQf1046.11P
+÷÷ø
öççè
æ
---
g´=
-
(2.47)
( )( ) 21.0
21.0/0361.0
dvf
rm= (2.48)
21
31
DD
DDe
-
-= (2.49)
Donde: e = excentricidad del tubing respecto al casing
D1 = ID del casing
D2 = OD del tubing
D3 = OD de las juntas del tubing
3. Si el fluido de retorno posee un GLR superior a 10 pie3/bl, se debe
determinar la presión de descarga, PD, utilizando una correlación adecuada
de flujo multifásico, para nuestro caso de estudio se recomienda la
correlación de Hagedorn y Brown. Para la realización de este proyecto se
empleará el software Well Perform para el cálculo de la presión de
descarga PD, en los casos pertinentes.
35
4. Calcular la relación adimensional de presión, H.
DN
SD
PP
PPH
-
-= (2.50)
5. Calcular la relación adimensional de flujo másico, M.
GOR ≠ 0 ÷÷ø
öççè
æ
´´
ïþ
ïýü
ïî
ïíì
+úú
û
ù
êê
ë
é
÷÷ø
öççè
æ+=
NN
SWO
1.2
SS
GQ
GFF
P
GOR2.81QM (2.51)
GOR = 0 NN
SS
GQ
GQM
´
´= (2.52)
6. Determinar o encontrar el valor de M con una de las siguientes alternativas.
a) Usar el valor de H del paso 4 en la figura 2.3 para encontrar M en la
curva envolvente de los comportamientos de mejor eficiencia. Además
registrar el valor leído de R.
b) Para determinar con mayor facilidad la R sin emplear la gráfica, se
puede usar la tabla 2.1.
Usando el valor de H del paso 4, y el valor de R obtenido con la figura 2.3 o
con la tabla 2.1 también se puede calcular M, (con la ecuación 2.53).
32
3241213323
CC
1H
H)C(CCCCCCCCC
M-
+
-+´-´+´-
= (2.53)
Donde:
N4
2TD3
N2
2
2
TD1
K1C
R)K(1C
0.03KR)(1
R2R)(1C
0.20KR2C
+=
+=
=-
-=
==
(2.54)
36
7. Comparar el valor de M del paso 5 con el valor de M del paso 6. Si la
diferencia es menor o igual al 5%, ir al paso 1 de la parte C, si no corregir
QS con la ecuación (2.55), y después retornar al paso B.1.a.
÷÷ø
öççè
æ=
5
6anteriorSnuevoS M
MQQ (2.55)
Parte C. Cálculos finales
1. Escoger el tamaño de la garganta inmediatamente superior al valor
obtenido con la ecuación (2.56):
R
AA N
T = (2.56)
2. Calcular la tasa de flujo en la succión de la bomba a partir de la cual inicia
la cavitación.
( )CM
NTSSC A
AAQQ
-= (2.57)
3. Calcular la potencia hidráulica de la bomba de superficie.
TN PQ000017.0HP = (2.58)
4. Calcular la potencia de la bomba tríplex considerando una eficiencia del
90%.
9.0
PQ000017.0HP TN= (2.59)
37
Sumario
Registrar los valores obtenidos en la tabla 2.3 de acuerdo con lo sugerido por Hal
Petrie:
TABLA 2.3 SUMARIO DE RESULTADOS MÉTODO PETRIE
AN
pg2 PT
psi QS
bl/día
AT
pg2 QN
bl/día PS
psi
R
HP (a 90%) HP QSC
bl/día Bomba
PSC
psi
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Una vez obtenida la tabla anterior, se procede a realizar la selección de la mejor
combinación tobera – cámara de mezclado que se ajusten a la optimización de los
parámetros de operación que incrementen la producción del pozo de estudio, el
mismo como se mencionó anteriormente ya operaba bajo un sistema de bombeo
hidráulico tipo jet y cuya producción había ido decreciendo de acuerdo a las
variantes en las condiciones del pozo en el pasar del tiempo.
Para poder brindar el diseño de optimización se hace uso de las diferentes tablas
de combinaciones de tobera - cámara de mezclado proporcionadas por cada uno
de los más importantes fabricantes de bombas jet.
Repetir el procedimiento para diferentes valores de presión de succión de la
bomba y tasa de fluido producido, en este proyecto se mantendrá constante la
geometría de la bomba y la presión superficial de operación.
Utilizar los algoritmos de Petrobras para la construcción de la curva IPR revisados
en el anexo N° 2. Con los valores obtenidos de la presión de succión de la bomba
PS y la tasa de fluido producido QS, se procede a graficar las curvas outflow
correspondientes a cada valor de presión de inyección como muestra la figura 2.3.
38
FIGURA 2.4: CURVA DE RESULTADOS PRESIÓN VS CAUDAL
FUENTE: The University of Tulsa (2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Seleccionar el óptimo valor de funcionamiento de la geometría seleccionada de
nuestra bomba sin exceder el límite de cavitación.
CAPÍTULO 3
DESARROLLO DEL MANUAL DE USUARIO DEL SOFTWARE WELL PERFORM
El siguiente manual del software Well Perform, fue desarrollado únicamente con
fines educativos, este trabajo no posee fines de lucro de este software.
El software fue utilizado debido a la presencia de flujo multifásico en el desarrollo
de los cálculos iterativos, siendo necesaria esta herramienta para determinar
ciertos parámetros esenciales para el cálculo de los resultados.
3.1 MANUAL DE USUARIO
En esta sección se discutirán todos los componentes que conforman el programa
WELL PERFORM, el cual fue empleado para el cálculo de correlaciones
necesarias para el desarrollo de este trabajo.
3.1.1 VENTANA DE INICIO DEL SOFTWARE
La presentación del software Well Perform se realiza por medio de la siguiente
interface, figura 3.1, la cual muestra la información general del mismo.
FIGURA 3.1 PRESENTACIÓN DEL SOFTWARE
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
40
3.1.2 ANÁLISIS INICIALES
El formulario de inicio muestra claramente una interface, figura 3.2, con dos
opciones definidas en su parte superior, para continuar con la ejecución del
programa las cuales son:
FIGURA 3.2 ANÁLISIS INICIALES
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
La interface del módulo de inicio es muy fácil de manipular lo cual permite al
usuario mayor facilidad para su uso. La opción crear un nuevo caso presenta una
nueva interface de cálculo completamente en blanco, mientras abrir un caso
existente brinda la facilidad de manipular proyectos previamente desarrollados por
el usuario y su posterior modificación. Una vez seleccionado cualquiera de estas
dos opciones, la interface de análisis iniciales se vuelve editable.
3.1.3 FORMULARIO PRINCIPAL Y SUS COMPONENTES
Barra de títulos La barra de títulos aparece en la parte superior de la interface desplegada por el
programa, la figura 3.3, muestra información como:
· Nombre del programa
· Nombre del archivo
· Lugar de almacenaje del archivo desarrollado.
Barra de menú
La barra de menú aparece debajo de la barra de títulos desplegada por el
programa, figura 3.3, muestra información como:
41
· File (Archivo)
· Edit (Editar)
· Input (Entrada)
· View (Vista)
· Options (opciones)
· Window (Ventana)
· Help (Ayuda)
FIGURA 3.3 FORMULARIO PRINCIPAL
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
Barra de herramientas
La barra de herramientas se localiza en la parte superior de la interface
desplegada, debajo de la barra de menú, presenta iconos de rápido acceso hacia
las opciones de la barra de menú, los cuales son:
Create a new analysis case
Open an existing analysis case
Save current analysis case
Print the active case
42
Input well description data
Select analysis setting
Input fluid data
Input reservoir data
Input wellbore data
Input completion data
Input flowline data
Input heat transfer data
Select and input sensitivity variables
Select graph options
Show or hide all graphs
Zoom graph out to original coordinates
Select which reports to show
Show or hide reports
Select or customize units system
Calculate data
Quick look calculate
Data entry status
43
3.1.4 FORMULARIO DE INGRESO DE DATOS
Los formularios de ingresos de datos son desplegados en la interface del
programa en primera instancia luego de que el usuario haya seleccionado una de
las opciones: Abrir un caso existente o abrir un nuevo caso. De esto depende la
presentación de los formularios, al seleccionar un abrir un caso existente los
formularios se presentan llenos y pueden ser modificados; en el caso de
seleccionar abrir un nuevo caso los formularios se presentan vacíos para ingresar
la nueva data, figura 3.4. A continuación se describen los formularios presentes
en la interface del programa.
FIGURA 3.4 FORMULARIO DE INGRESO DE DATOS
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
3.1.5 AJUSTE DEL ANÁLISIS
El formulario ajuste de análisis permite ingresar las primeras características del
análisis que se va a llevar a cabo y además las correlaciones que el usuario
desea emplear para el desarrollo de los cálculos posteriores, el formulario se
presenta a continuación en la figura 3.5.
44
FIGURA 3.5 AJUSTE DEL ANÁLISIS
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
3.1.6 PROPIEDADES DEL FLUIDO
El formulario de propiedades del fluido proporciona la facilidad de ingresar y
modificar las principales características del fluido, además proporciona al usuario
una barra de menú que facilita y divide las características de los fluidos en:
· Datos del fluido
· Correlaciones PVT
· Datos PVT del laboratorio
· Composición del gas
La figura 3.6 muestra las ventanas en las cuales se deben ingresar los diferentes
tipos de datos del fluido a ser utilizados en los cálculos.
Para el cálculo de los parámetros requeridos para el presente trabajo, solo se
utilizó las ventanas correspondientes a Fuid Data y PVT Correlations, ya que en
nuestro caso no requerimos de la composición del gas.
45
FIGURA 3.6 PROPIEDADES DEL FLUIDO
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
3.1.7 DATOS DEL POZO
En el formulario datos del pozo el usuario puede ingresar la data correspondiente
al pozo en el cual se llevará a cabo en análisis, además la longitudes
correspondientes al casing y tubing instalados en el pozo entre otras
características, figura 3.7.
FIGURA 3.7 DATOS DEL POZO
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
46
3.1.8 LÍNEA DE FLUJO
El formulario línea de flujo permite el ingreso de la data correspondiente a la
información de la tubería de superficie desde el pozo hasta nuestros separadores,
figura 3.8.
FIGURA 3.8 LÍNEA DE FLUJO
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
3.1.9 TRANSFERENCIA DE CALOR/ CÁLCULOS DE TEMPERATURA
El formulario transferencia de calor / cálculos de temperatura permite el ingreso
de información relevante para determinar las variaciones de temperatura que se
llevan a cabo en el proceso de operación del pozo en cuestión analizado, figura
3.9.
En esta sección se cuenta con una serie de correlaciones que permiten
determinar con exactitud la variación de los parámetros por motivos de cambio de
temperatura. Además se puede seleccionar algunos tipos de correlaciones según
el criterio de quien opera el programa, ya que cada persona tiene un grado de
apreciación diferente al momento de la realización de cálculos.
47
FIGURA 3.9 TRANSFERENCIA DE CALOR/ CÁLCULOS DE TEMPERATURA
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
3.1.10 SENSIBILIDADES
El formulario sensibilidades permite efectuar varios análisis simultáneos en un
solo archivo permitiendo el ingreso de las variables que cambiarán en cada uno
de los análisis, las variables que permite modificar el formulario sensibilidades se
presentan en la figura 3.10, tanto para las curvas inflow y outflow.
FIGURA 3.10 SENSIBILIDADES
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
Para la determinación de las sensibilidades en nuestro estudio, se aplicó otros
métodos de cálculos, tal como es el método de Petrobras.
48
3.1.11 DESCRIPCIÓN DEL POZO
El formulario descripción del pozo permite ingresar data general como: compañía,
nombre del pozo, reservorio, nombre del archivo, localización, análisis y
comentarios, esta información será presentada en nuestra hoja de resultados
junto a los análisis efectuados con las respectivas correlaciones y data ingresada,
figura 3.11.
FIGURA 3.11 DESCRIPCIÓN DEL POZO
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
3.1.12 PRESENTACIÓN DE RESULTADOS
El formulario presentación de resultados al ser desplegado muestra al usuario
toda la información agregada para el desarrollo del trabajo, esta información es
mostrada en una sola hoja pero dividida en secciones por cada formulario de data
ingresada y los resultados obtenidos con los cálculos secuenciales realizados con
las diferentes correlaciones y la data proporcionada por el usuario, figura 3.12.
Es el reporte final que será entregado al cliente, donde podrá constatar las
propiedades del fluido analizado, para proceder con la toma de decisiones con
respecto a las operaciones.
Para nuestro caso de estudio solo requerimos el valor correspondiente a la
presión de operación.
49
FIGURA 3.12 PRESENTACIÓN DE RESULTADOS
FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00
50
3.2 PROCEDIMIENTO DE USO DEL SOFTWARE
La utilización del software Well Perform se da al presentarse flujo multifásico para
la predicción de la presión de fondo fluyente de la data analizada. A continuación
se detallará el modo de operación del software para el exclusivo caso de los
métodos de optimización propuestos.
Procedimiento
1. Seleccionar en el formulario de inicio, figura 3.2, abrir un caso existente o
crear un nuevo caso, para continuar con la ejecución del programa.
2. Una vez que la página principal del software se despliegue, se procede a
abrir un nuevo análisis ( Select analysis setting), al hacer esto se
desplegará una ventana inicial en la cual se debe seleccionar e ingresar los
parámetros básicos para proceder a trabajar en el análisis. La figura 3.3
muestra lo mencionado anteriormente.
3. Se presiona el botón Next, se despliega una segunda ventana en la cual se
debe ingresar los datos concernientes a las propiedades del fluido. Esta
ventana consta de varias pestañas, para nuestro proyecto solo se usarán
las pestañas de Fluid Data, figura 3.4 y PVT Correlations, figura 3.5.
4. El software Well Perform utiliza una serie de correlaciones, para la
realización de los cálculos, en cada uno de los métodos se trabajó con las
siguientes correlaciones, tabla 3.1:
TABLA 3.1 CORRELACIONES EMPLEADAS EN WELL PERFORM
Propiedad Correlación a emplear
Vertical Wellbore Correlation Hagerdorn & Brown (1963) oil Dead oil viscosity Beggs & Robinson
Saturated viscosity Beggs & Robinson Undersaturated viscosity Vazquez & begs
Gas viscosity Lee Water viscosity Matthews & Russell
51
TABLA 3.1 CONTINUACIÓN Propiedad Correlación a emplear Oil density Katz
Bubble point pressuere & Saturation GOR Lasater Oil compressibility Vazquez & begs
Oil FVF Vazquez & begs Z Factor Dranchuk & Purvis
Heat transfer model/correlation Shiu & Beggs (1980) FUENTE: Well Performace AnalysisTM versión 3.00 ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
En esta pestaña hay que cerciorarse que las correlaciones con las que se
trabaja son las mostradas en la tabla 3.1.
5. Posteriormente se procede a ingresar los datos de los revestimientos,
conjuntamente con las profundidades de casing y tubing. Como sugerencia
se debe considerar un valor de la profundidad del casing mayor a la de los
disparos. Revisar que todos los parámetros estén correctamente
seleccionados de acuerdo a la figura 3.6.
6. En la siguiente ventana, figura 3.7, no se hace modificación alguna.
7. En la siguiente ventana, figura 3.8, se debe seleccionar la correlación de
transferencia de calor de Shiu & Beggs (1980).
8. La siguiente ventana, figura 3.9, presenta una serie de opciones
concernientes a la construcción de curvas IPR´s. para nuestro caso de
estudio no haremos uso de esta opción ya que la elaboración de las curvas
IPR´s se las obtuvo mediante el método de Petrobras, el cual se encuentra
detallado en el anexo N° 2.
9. Por último se despliega una ventana, figura 3.10, donde se realiza la
descripción del pozo, permitiendo un mejor control de archivos.
10. Una vez ingresados todos los datos correspondientes se procede a realizar
los cálculos ( Calculate Data) y revisar la hoja de resultados ( Show
or hide reports figura 3.11).
CAPÍTULO 4
APLICACIÓN DE LOS MÉTODOS PRESENTADOS POR EDDIE E. SMART Y HAL PETRIE AL CAMPO
CONSIDERADO
4.1 RESULTADOS OBTENIDOS CON LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DE EDDIE E. SMART
A continuación se presentan los resultados obtenidos de la aplicación de los
algoritmos propuestos por Eddie E. Smart, definiendo una posible propuesta de
cambio de sistema de levantamiento artificial a sistema de levantamiento artificial
tipo jet, en pozos que trabajarán por primera vez con este sistema de bombeo.
4.1.1 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-40
En base a la información de campo, tabla 4.1, se procede a la realización del
correspondiente análisis del pozo Auca-40 para la optimización de su sistema de
levantamiento, tabla 4.2.
TABLA 4.1 DATOS POZO AUCA-40
Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
PT 3100 psi PWH 70 psi
PS=PWF 1188 psi GW 0.4379 psi/pie
D 10005 pie L 10005 pies
DoTP 3.5 pg FW 0.06
DiTP 2.992 pg Fo 0.94
°API 26.7 °API QS 275 bl/día
DoTR 7 pg μo 4.27 cp
DiTR 6.276 pg μw 0.3723 cp
GOR 229 pie3/bl Dnominal 2.776 pg
Fluido motriz Petróleo Instalación Casing ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
53
Para el caso del pozo Auca-40 se considera un valor de PT igual a 3100 psi de
acuerdo con la información del campo.
TABLA 4.2 RESULTADO OBTENIDOS POR ITERACIÓN POZO AUCA-40
Iteraciones Parámetros Primera Segunda Tercera
PT = psi 3100 3100 3100 M = 1.0000 0.4376 0.4140 Go = GN = psi/pie 0.3873 0.3873 0.3873 GS = psi/pie 0.3903 0.3903 0.3903 BT = bl/BF 1.3650 1.3650 1.3650 QN = bl/día 378.3218 864.4928 913.8919 PFN = psi 2.7991 12.2873 13.5723 C = 239.7772 239.7772 239.7772 PN = psi 6972.0514 6962.5632 6961.2782 QD = bl/día 653.3218 1139.4928 1188.8919 GD = psi/pie 0.3886 0.3880 0.3880 FWD = 0.0253 0.0145 0.0139
GLR = pie3/bl 90.6085 51.9499 49.7913 μD = cp 4.1716 4.2136 4.2159 Flujo = Multifásico Multifásico Multifásico PD = psi 3547.7000 3606.4000 3610.2000 PFD = psi 1.0292 25.7978 27.8354 C = 2218.2328 239.7772 239.7772 H = 0.6891 0.7206 0.7228 R = 0.4000 0.4000 0.4000 M = 0.4376 0.4140 0.4123 KTD 0.2000 0.2000 0.2000 KN = 0.0300 0.0300 0.0300 C1… = 0.8000 0.8000 0.8000 C2 = 0.0889 0.0889 0.0889 C3 = 0.1920 0.1920 0.1920 C4 = 1.0300 1.0300 1.0300 % Error = 56.2377 5.4054 0.3985 Convergencia= No converge No converge Converge
ML = 0.5968
Estado = No cavita
AN = pg2 0.0089
AT = pg2 0.0225 ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
54
Para la determinación de la potencia requerida por la bomba de superficie se
utilizó la ecuación 2.56.
Dicha ecuación calcula la potencia al 90% de su capacidad, ya que en el campo
la máxima capacidad no se utiliza para evitar posibles averías por una sobrecarga
del equipo.
9.0
QP000017.0HP NT
Tríplex
´´= (2.56)
9.0
día/bl8919.913psi3100000017.0HPTríplex
´´=
HP54HPTríplex =
La tabla 4.3 muestra los resultados finales que servirán para determinar la bomba
tipo jet de la mejor geometría, que se recomendaría instalar en el pozo Auca-40.
TABLA 4.3 SUMARIO DE RESULTADOS POZO AUCA-40
Parámetro Resultado Parámetro Resultado
QN (bl/día) 914 AN (pg2) 0.0089
QS (bl/día) 275 AT (pg2) 0.0225
PT (psi) 3100 R 0.4
HP@90% (HP) 54
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
La bomba tipo jet que requiere este pozo, debe trabajar con una presión de
operación superficial de 3100 psi, a modo de producir una tasa de fluido de 275
bl/día, con un área de tobera de 0.0089 pg2, e inyectar una tasa de fluido motriz
de 914 bl/día con una bomba triplex de 54 HP de potencia. La curva de
comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para
estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0.4. Esto
significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media veces
más grande que el área de la tobera, es decir 0.0225 pg2.
En la tabla 4.4 se presentan las alternativas de geometrías para la producción
deseada en el pozo Auca-40 de acuerdo a los datos calculados por cada
fabricante.
55
TA
BL
A 4
.4
GE
OM
ET
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S Ó
PT
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S P
OR
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BR
ICA
NT
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g2)
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0.3
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10
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278
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6
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0.2
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6
0.0
094
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0.0
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17
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111
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216
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5
0.0
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0.4
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3
0.0
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0.4
00
B
-3
56
Criterio para la selección de la bomba
Para el proceso de selección de la bomba entre las diversas alternativas de cada
fabricante, se consideró lo siguiente:
Para determinar la bomba con respecto al valor del área, se escogió la bomba
cuya área AN fuese similar o ligeramente mayor a la determinada en los cálculos,
a fin de que la geometría satisfaga a las condiciones de optimización que se
desea obtener.
Se procuró seleccionar la bomba que cumpla con el valor de R, determinado en
los cálculos iterativos de cada pozo.
Para el pozo Auca-40 se obtuvo un AN de 0.0089 pg2 y una R óptima de 0.400.
Con estos valores se procedió a seleccionar la bomba que permita obtener los
parámetros obtenidos con el método de Smart. Para esto, de las tablas de
bombas de cada fabricante se seleccionan dos bombas, una con un AN menor y
otra con un valor mayor con respecto a la obtenida de los cálculos iterativos. Este
proceso se lo realiza para poder sitiar el valor de AN dentro de un rango que
permita determinar cuál de las dos opciones es la más idónea, pues en muchos
de los casos los fabricantes no tiene bombas con el valor calculado exacto de la
geometría de tobera-cámara de mezclado, teniéndose que escoger la que más se
acerque a las condiciones optimas calculadas.
De las opciones de bombas obtenidas cuatro cumplen con la relación óptima de
0.400, con un AN de 0.0111, 0.0095, 0.0094 y 0.0111 pg2, para los fabricantes
Kobe, Guiberson, Claw y OHI respectivamente. No se toma en cuenta las
opciones de bombas de los otros dos fabricantes debido a que sus parámetros no
están muy acorde a los valores calculados.
Se procuró elegir la bomba que más se acerque a las condiciones óptimas de R y
AN determinadas, siendo la bomba del fabricante Claw la que cumple con dichas
condiciones.
57
4.1.2 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-142
En base a la información de campo, tabla 4.5, se procede a la realización del
correspondiente análisis del pozo Auca-142, para la implementación del sistema
de bombeo hidráulico tipo jet.
TABLA 4.5 DATOS POZO AUCA-142
Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
PT 3200 psi PWH 80 psi
PS=PWF 1657.58 psi GW 0.4409 psi/pie
D 9770.54 pie L 9831 pies
DoTP 3.5 pg FW 0.1
DiTP 2.992 pg Fo 0.9
°API 17.4 °API QS 350 bl/día
DoTR 7 pg μo 18.321 cp
DItr 6.276 pg μw 0.4108 cp
GOR 84 pie3/bl Dnominal 2.776 pg
Fluido motriz Petróleo Instalación Casing ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Para el caso del pozo Auca-142 se considera el valor de PT igual a 3200 psi de
acuerdo con la información del campo. La tabla correspondiente a los resultados
por cada iteración se encuentra en el anexo N° 3.
La tabla 4.6 muestra los resultados finales que servirán para determinar la bomba
tipo jet de la mejor geometría, que se recomendaría instalar en el pozo Auca-142.
TABLA 4.6 SUMARIO DE RESULTADOS POZO AUCA-142 Parámetro Resultado Parámetro Resultado QN (bl/día) 826 AN (pg2) 0.0085 QS (bl/día) 350 AT (pg2) 0.0214
PT (psi) 3200 R 0.4 HP@90% (HP) 50
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de fluido de 350
bl/día con una presión de operación superficial de 3200 psi, debe tener un área de
58
tobera de 0.0085 pg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de 826 bl/día con una
bomba de superficie de 50 HP de potencia. La curva de comportamiento que
tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se
corresponde con una relación de áreas R = 0.4. Esto significa que el área de la
cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de
la tobera, es decir 0.0214 pg2.
En la tabla 4.7 se presentan las alternativas de geometrías para la producción
deseada en el pozo Auca-142 de acuerdo a los datos calculados por cada
fabricante.
TABLA 4.7: GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO AUCA-142
Fabricante AN (pg2) AT(pg2) R Bomba
Kobe 0.0086 0.0215 0.400 6-A
National-Oilmaster 0.0103 0.0271 0.380 7-A
Guiberson 0.0095 0.0241 0.400 B-3
Claw 0.0094 0.0239 0.400 6-F
OHI 0.0086 0.0216 0.400 6-A
Fluid Packed Pump 0.00905 0.02209 0.410 5-A ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
De los criterios para la selección de la bomba descritos anteriormente para el
pozo Auca-142, se tiene que las bombas que cumplen con un R óptimo de 0.4 y
una AN cercano al calculado de 0.0085 pg2 para el pozo Auca- 142, corresponden
a los fabricantes Kobe, Guiberson, Claw y OHI, con 0.0086, 0.0095, 0.0094 y
0.0086 pg2 respectivamente, siendo la bomba del fabricante Kobe la más cercana
a las condiciones de operación requeridas.
59
4.1.3 ANÁLISIS DEL POZO AUCAH-083
En base a la información de campo, tabla 4.8, se procede a la realización del
correspondiente análisis del pozo AucaH-083, para la implementación del
sistema de bombeo hidráulico tipo jet.
TABLA 4.8 DATOS CAMPO AUCAH-083
Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
PT 3000 psi PWH 110 psi
PS=PWF 1002.5 psi GW 0.4387 psi/pie
D 9969.69 pie L 10646 pies
DoTP 3.5 pg FW 0.25
DiTP 2.992 pg Fo 0.75
°API 26.3 °API QS 225 bl/día
DoTR 7 pg μo 4.27 cp
DiTR 6.276 pg μw 0.3723 cp
GOR 228 pie3/bl Dnominal 2.776 pg
Fluido motriz Petróleo Instalación Casing ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Para el caso del pozo AucaH-083 se considera el valor de PT igual a 3000 psi de
acuerdo con la información del campo. La tabla correspondiente a los resultados
por cada iteración se encuentra en el anexo N° 3.
La tabla 4.9 muestra los resultados finales que servirán para determinar la bomba
tipo jet de la mejor geometría, que se recomendaría instalar en el pozo AucaH-
083.
TABLA 4.9 SUMARIO DE RESULTADOS POZO AUCAH-083 Parámetro Resultado Parámetro Resultado QN (bl/día) 1233 AN (pg2) 0.0121 QS (bl/día) 225 AT (pg2) 0.0242
PT (psi) 3000 R 0.5 HP@90% (HP) 70
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
60
La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de fluido de 225
bl/día con una presión de operación superficial de 3000 psi, debe tener un área de
tobera de 0.0121 pg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de 1233 bl/día con una
bomba de superficie de 70 HP de potencia.
La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de
presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas
R = 0.5. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y
media veces más grande que el área de la tobera, es decir 0.0242 pg2.
En la tabla 4.10 se presentan las alternativas de geometrías para la producción
deseada en el pozo AucaH-083 de acuerdo a los datos calculados por cada
fabricante.
TABLA 4.10 GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO AUCAH-083
Fabricante AN (pg2) AT(pg2) R Bomba
Kobe 0.0144 0.0278 0.517 8-A-
National-Oilmaster 0.0131 0.0271 0.483 8-X
Guiberson 0.0123 0.0241 0.510 C-3
Claw 0.0122 0.0311 0.517 8-G
OHI 0.0144 0.0278 0.517 8-A-
Fluid Packed Pump 0.01414 0.03451 0.410 7-A
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Aplicando los criterios de selección de bomba descritos anteriormente, se tiene
que para el pozo AucaH-083, la bomba que cumplen con un R óptimo de 0.5 y un
AN más cercana a la calculada de 0.0121 pg2 corresponde al fabricante
Guiberson, el cual cuenta con un R de 0.510 y un AN de 0.0123 pg2, que como se
menciona anteriormente es la que más se acerca a los valores de los parámetros
óptimos calculados
61
4.1.4 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-J89
En base a la información de campo, tabla 4.11, se procede a la realización del
correspondiente análisis del pozo Auca-J89, para la implementación del sistema
de bombeo hidráulico tipo jet
TABLA 4.11 DATOS POZO AUCA-J89
Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
PT 3100 psi PWH 120 psi
PS=PWF 1019 psi GW 0.4371 psi/pie
D 9732 pie L 9733 pies
DoTP 3.5 pg FW 0.15
DITP 2.992 pg Fo 0.85
°API 19 °API QS 200 bl/día
DoTR 7 pg μo 2.739 cp
DiTR 6.276 pg μw 0.3 cp
GOR 20 pie3/bl Dnominal 2.776 pg
Fluido motriz Petróleo Instalación Casing
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Para el caso del pozo Auca-J89 se considera el valor de PT igual a 3100 psi de
acuerdo con la información del campo. La tabla correspondiente a los resultados
por cada iteración se encuentra en el anexo N° 3.
La tabla 4.12 muestra los resultados finales que servirán para determinar la
bomba tipo jet de la mejor geometría, que se recomendaría instalar en el pozo
Auca-J89.
TABLA 4.12 SUMARIO DE RESULTADOS POZO AUCA-J89
Parámetro Resultado Parámetro Resultado
QN (bl/día) 784 AN (pg2) 0.0077
QS (bl/día) 200 AT (pg2) 0.0155
PT (psi) 3100 R 0.5
HP@90% (HP) 46 ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
62
La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de fluido de 225
bl/día con una presión de operación superficial de 3000 psi, debe tener un área de
tobera de 0.0077 pg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de 784 bl/día con una
bomba de superficie de 46 HP de potencia.
La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de
presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas
R = 0.5. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y
media veces más grande que el área de la tobera, es decir 0.0155 pg2.
En la tabla 4.13 se presentan las alternativas de geometrías para la producción
deseada en el pozo Auca-J89 de acuerdo a los datos calculados por cada
fabricante.
TABLA 4.13 GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO AUCA-J89
Fabricante AN (pg2) AT(pg2) R Bomba
Kobe 0.0086 0.0167 0.517 6-A-
National-Oilmaster 0.0081 0.0167 0.483 6-X
Guiberson 0.0095 0.0189 0.500 B-2
Claw 0.0094 0.0187 0.517 6-E
OHI 0.0086 0.0167 0.517 6-A-
Fluid Packed Pump 0.00905 0.02209 0.410 5-A ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Para el pozo Auca-J89, la bomba que cumple con un R óptimo de 0.5 y un AN de
0.0077 pg2 corresponde al fabricante Guiberson. Bomba que cuenta con un AN de
0.0095 pg2 y que si bien es mayor a la óptima calculada, cuenta con un R óptimo
de 0.50 a diferencia de las otras opciones de bombas de los demás fabricantes,
que a pesar de tener un AN más cercano al valor calculado, el valor de R es mayor
en comparación a la de la bomba seleccionada, es por este motivo que se
procede a seleccionar la bomba que cuente con un R lo más cercano al valor
calculado.
63
4.1.5 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-114
En base a la información de campo, tabla 4.14, se procede a la realización del
correspondiente análisis del pozo Auca-114, para la implementación del sistema
de bombeo hidráulico tipo jet
TABLA 4.14 DATOS POZO AUCA-114
Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
PT 3200 psi PWH 75 psi
PS=PWF 835.26 psi GW 0.4365 psi/pie
D 9985.13 pie L 10298.5 pies
DoTP 3.5 pg FW 0.16
DiTP 2.992 pg Fo 0.84
°API 26.8 °API QS 260 bl/día
DoTR 7 pg μo 4.27 cp
DiTR 6.276 pg μw 0.3723 cp
GOR 228 pie3/bl Dnominal 2.776 pg
Fluido motriz Petróleo Instalación Casing ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Para el caso del pozo Auca-114 se considera el valor de PT igual a 3200 psi de
acuerdo con la información del campo. La tabla correspondiente a los resultados
por cada iteración se encuentra en el anexo N° 3.
La tabla 4.15 muestra los resultados finales que servirán para determinar la
bomba tipo jet de la mejor geometría, que se recomendaría instalar en el pozo
Auca-114.
TABLA 4.15 SUMARIO DE RESULTADOS POZO AUCA-114 Parámetro Resultado Parámetro Resultado QN (bl/día) 1293 AN (pg2) 0.0123 QS (bl/día 260 AT (pg2) 0.0245 PT (psi) 3200 R 0.5
HP@90% (HP) 78 ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de fluido de 260
bl/día con una presión de operación superficial de 3200 psi, debe tener un área de
64
tobera de 0.0123 pg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de 1293 bl/día con una
bomba de superficie de 78 HP de potencia. La curva de comportamiento que
tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se
corresponde con una relación de áreas R = 0.5. Esto significa que el área de la
cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de
la tobera, es decir 0.0245 pg2.
En la tabla 4.16 se presentan las alternativas de geometrías para la producción
deseada en el pozo Auca-114 de acuerdo a los datos calculados por cada
fabricante.
TABLA 4.16 GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO AUCA-114
Fabricante AN (pg2) AT(pg2) R Bomba
Kobe 0.0144 0.0278 0.517 8-A-
National-Oilmaster 0.0131 0.0271 0.483 8-X
Guiberson 0.0123 0.0241 0.510 C-3
Claw 0.0148 0.0376 0.517 9-H
OHI 0.0144 0.0278 0.517 8-A-
Fluid Packed Pump 0.01414 0.03451 0.410 7-A ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Para el pozo Auca-114, las bombas que cumplen con un R óptimo de 0.5 y un AN
de 0.0123 pg2 corresponden a los fabricantes Kobe, Guiberson y OHI, que
cuentan un AN de 0.0014, 0.0123 y 0.0144 pg2 respectivamente, siendo la bomba
del fabricante Kobe la más idónea ya que cuenta con un R óptimo de 0.517 y un
AN de 0.0144 pg2 convirtiéndose en el fabricante que más se acerca a los
parámetros óptimos determinados.
Las pciones de los demás fabricantes no fueron tomadas en cuenta debido a que
sus valores de R y AN estaban más alejados de los valores requeridos.
65
4.1.6 ANÁLISIS DEL POZO CONONACO-15
En base a la información de campo, tabla 4.17, se procede a la realización del
correspondiente análisis del pozo Cononaco-15, para la implementación del
sistema de bombeo hidráulico tipo jet
TABLA 4.17 DATOS POZO CONONACO-15
Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
PT 3200 psi PWH 110 psi PS=PWF 1627 psi GW 0.4338 psi/pie D 9844 pie L 9844 pies DoTP 3.5 pg FW 0.02 DiTP 2.992 pg Fo 0.98 °API 18.6 °API QS 300 bl/día DoTR 7 pg μo 4.2953 cp DiTR 6.276 pg μw 0.261 cp
GOR 56 pie3/bl Dnominal 2.776 pg Fluido motriz Petróleo Instalación Casing ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Para el caso del pozo Cononaco-15 se considera el valor de PT igual a 3200 psi
de acuerdo con la información del campo. La tabla correspondiente a los
resultados por cada iteración se encuentra en el anexo N° 3.
La tabla 4.18 muestra los resultados finales que servirán para determinar la
bomba tipo jet de la mejor geometría, que se recomendaría instalar en el pozo
Cononaco-15.
TABLA 4.18 SUMARIO DE RESULTADOS POZO CONONACO-15 Parámetro Resultado Parámetro Resultado QN (bl/día) 711 AN (pg2) 0.0073 QS (bl/día) 300 AT (pg2) 0.0183
PT (psi) 3200 R 0.4 HP@90% (HP) 43
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de fluido de 300
bl/día con una presión de operación superficial de 3200 psi, debe tener un área de
66
tobera de 0.0073 pg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de 711 bl/día con una
bomba de superficie de 43 HP de potencia. La curva de comportamiento que
tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se
corresponde con una relación de áreas R = 0.4.
Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media
veces más grande que el área de la tobera, es decir 0.0183 pg2.
En la tabla 4.19 se presentan las alternativas de geometrías para la producción
deseada en el pozo Cononaco-15 de acuerdo a los datos calculados por cada
fabricante.
TABLA 4.19 GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO CONONACO-15
Fabricante AN (pg2) AT(pg2) R Bomba
Kobe 0.0086 0.0215 0.400 6-A
National-Oilmaster 0.0081 0.0212 0.380 6-A
Guiberson 0.0095 0.0189 0.500 B-2
Claw 0.0074 0.0187 0.400 5-E
OHI 0.0086 0.0216 0.400 6-A
Fluid Packed Pump 0.00905 0.02209 0.410 5-A
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Para el pozo Cononaco-15, se determinó los valores de los parámetros óptimos
de R y AN de 0.4 y 0.0073 pg2 respectivamente, obteniéndose tres opciones de
bombas que cuentan con valores de R y AN cercanos a los calculados, y
corresponden a los fabricantes Kobe, Claw y OHI, de los cuales se seleccionó la
bomba del fabricante Claw, al ser la que cuenta con los valores de R y AN más
cercanos a los valores óptimos requeridos.
67
4.1.7 ANÁLISIS DEL POZO CONONACO-23
En base a la información de campo, tabla 4.20, se procede a la realización del
correspondiente análisis del Cononaco-23, para la implementación del sistema de
bombeo hidráulico tipo jet.
TABLA 4.20 DATOS POZO CONONACO-23
Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
PT 3200 psi PWH 85 psi PS=PWF 1169.9 psi GW 0.435 psi/pie D 10168.5 pie L 10168.5 pies DoTP 3.5 pg FW 0.80 DiTP 2.992 pg Fo 0.20 °API 19.8 °API QS 350 bl/día DoTR 7 pg μo 6.3495 cp DiTR 6.278 pg μw 0.3625 cp
GOR 127 pie3/bl Dnominal 2.778 pg Fluido motriz Petróleo Instalación Casing
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo Para el caso del pozo Cononaco-23 se considera el valor de PT igual a 3200 psi,
la tabla correspondiente a los resultados por cada iteración se encuentra en el
anexo N°3.
La tabla 4.21 muestra los resultados finales que servirán para determinar la
bomba tipo jet de la mejor geometría, que se recomendaría instalar en el pozo
Cononaco-23.
TABLA 4.21 SUMARIO DE RESULTADOS POZO CONONACO-23 Parámetro Resultado Parámetro Resultado QN (bl/día) 1386 AN (pg2) 0.0136 QS (bl/día) 350 AT (pg2) 0.0271
PT (psi) 3200 R 0.5 HP@90% (HP) 84
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de fluido de 350
bl/día con una presión de operación superficial de 3200 psi, debe tener un área de
68
tobera de 0.0136 pg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de 1386 bl/día con una
bomba de superficie de 84 HP de potencia. La curva de comportamiento que
tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se
corresponde con una relación de áreas R = 0.4. Esto significa que el área de la
cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de
la tobera, es decir 0.0271 pg2.
En la tabla 4.22 se presentan las alternativas de geometrías para la producción
deseada en el pozo Cononaco-23 de acuerdo a los datos calculados por cada
fabricante.
TABLA 4.22 GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO CONONACO-23
Fabricante AN (pg2) AT(pg2) R Bomba
Kobe 0.0144 0.0278 0.517 8-A-
National-Oilmaster 0.0167 0.0346 0.483 9-X
Guiberson 0.0177 0.0314 0.560 D-4
Claw 0.0148 0.0376 0.517 9-H
OHI 0.0144 0.0278 0.517 8-A-
Fluid Packed Pump 0.01414 0.03451 0.410 7-A ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Para el pozo Cononaco-23 se tiene un AN de 0.0136 pg2 y una R de 0.5, con estos
valores se procedió a seleccionar la bomba que permita obtener las
optimizaciones deseadas.
Se seleccionó la bomba del fabricante Kobe, al ser la que cuenta con los valores
de R y AN más cercanos a los valores óptimos requeridos.
A continuación en la tabla 4.23 un resumen de los parámetros más importantes en
el desarrollo de los cálculos así como también la selección de bomba hidráulica
tipo jet para cada uno de los pozos analizados mediante el método de Eddie E.
Smart.
69
TA
BL
A 4
.23
RE
SU
ME
N D
E R
ES
UL
TA
DO
S –
MÉ
TO
DO
DE
ED
DIE
E.
SM
AR
T
Po
zo
Au
ca
- 40
A
uc
a-1
42
A
uc
a-H
83
Au
ca
-J8
9
Au
ca
-11
4
Co
no
nac
o-1
5 C
on
on
aco
-23
Fab
rica
nte
C
law
K
ob
e
Gu
ibe
rson
G
uib
ers
on
Ko
be
Cla
w
Ko
be
Bo
mb
a 6
-F
6-A
C
-3
B-2
8
-A
5-E
8
-A
AN
(pg2 )
0.0
094
0.0
086
0.0
123
0.0
095
0.0
144
0.0
074
0.0
144
AT(p
g2 ) 0
.023
9 0
.021
5
0.0
241
0.0
189
0.0
278
0.0
187
0.0
278
R
0.4
00
0.4
00
0.5
10
0.5
00
0.5
17
0.4
00
0.5
17
PT(p
si)
31
00
32
00
30
00
31
00
32
00
32
00
32
00
QN(b
l/día
) 9
14
82
6 1
233
7
84
12
93
71
1 1
386
QS(b
l/día
) 2
75
35
0 2
25
20
0 2
60
30
0 3
50
HP
(H
P)
48
45
63
41
70
39
75
HP
@9
0%
(H
P)
54
50
70
46
78
43
84
ELA
BO
RA
DO
PO
R:
Ag
uirr
e F
abio
y M
end
oza P
ablo
70
4.2 RESULTADOS OBTENIDOS CON LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DE HAL PETRIE
A continuación se presentan los resultados obtenidos de la aplicación de los
algoritmos propuestos por Hal Petrie, definiendo una posible optimización del
sistema de levantamiento artificial jet con el que cuenta cada uno de los pozos
analizados. Dicha optimización se fundamenta en la variación de los parámetros
de operación a fin de lograr el objetivo principal, el incremento de la producción.
4.2.1 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-20
En base a la información de campo, se presenta a continuación la tabla 4.25, en
la cual se detalla la información del pozo Auca-20, además en las tablas 4.26 y
4.27 se presenta el desglose de los resultados pertinentes de la aplicación del
método de Petrie
TABLA 4.24 DATOS POZO AUCA 20 Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
D 9016 pies GOR 138 pie3/bl
L 9016 pies Fw 40 %
DiTP 2.992 pg TWH 100 °F
DoTP 3.5 pg TWF 220.3 °F
DiTR 6.276 pg PR 687.2 psi
PWH 100 psi Pb 630 psi
°API 21 °API PWF 132.3 psi
μo 5.3356 cst Q @ PWF 471 bl/día
μw 0.2629 cst γg 0.7803
Gw 0.4381 psi/pie γw 1.0118
Salinidad 16750 ppm Venteo Si
Instalación Casing
Fluido motriz Petróleo
Parámetros Análisis 1 Análisis 2 Unidad
Producción Deseada 260 300 bl/día
Presión de succión de la Producción Deseada 150 300 psi ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
71
TABLA 4.25 RESULTADOS OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO AUCA-20 PARTE A.- Escoger la Tobera e Iterar con el caudal de fluido motriz
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad GS = 0.4163 0.4163 psi/pie
ACM = 0.0256 0.0195 pg2
Fabricante= KOBE
AS = 0.0278 0.0278 pg2
Tobera = 9 9
AN = 0.0186 0.0186 pg2
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
PT = psi 3700 3700 3700 3700
PN = psi 7322.3332 7268.6197 7322.3332 7269.6263
QN = bl/día 2067.6606 2059.9037 2045.9251 2038.2327
∆QN = %
0.3766
0.3774
v = pie/s 2.7509 2.7219
NRe = 11942.6011 11817.0592
Flujo = Turbulento Turbulento
ρo = g/cm3 0.8846 0.8846
μo = cp 4.7200 4.7200
f = 0.0330 0.0330
PFN = Psi 53.7134 52.7069
∆QN < 15 %
Verdadero
Verdadero
PARTE B.- Iteración con el caudal de Producción
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
QD = bl/día 2320 2269 2338 2412
GD = psi/pie 0.4034 0.4031 0.4036 0.4040
FWD = 0.0448 0.0368 0.0513 0.0620
GLR = pie3/bl 9 8 11 13
Lμo = cst 5.3356 5.3356 5.3356 5.3356
μw = cst 0.2629 0.2629 0.2629 0.2629
νD = cst 5.1082 5.1489 5.0753 5.0211
ν = pie/s 1.0181 0.9957 1.0262 1.0586
NRe = 4283.5707 4155.9327 4345.4259 4531.2062
Flujo = Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento
e =
0.6398 0.6398 N/A N/A
f = 0.0409 0.0411 N/A N/A
72
TABLA 4.25 CONTINUACIÓN
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
PFD = psi 8.0946 7.7816 N/A N/A
Flujo = N/A N/A Multifásico Multifásico
PD = psi 3745.1156 3742.1760 3551.7000 3552.4000
H = 1.0203 1.0186 0.8746 0.8750
M = 0.3296 0.2647 0.2534 0.3159
R = 0.5000 0.5000 0.5000 0.5000
C1… = 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000
C2 = 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
C3 = 0.3000 0.3000 0.3000 0.3000
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300 1.0300
M = 0.2647 0.2652 0.3159 0.3157
Max.VALOR= 0.3461 0.2779 0.2661 0.3317
Min VALOR = 0.3131 0.2514 0.2407 0.3001
Convergencia= No converge Converge No converge Converge
QS NUEVO = bl/día 208.7921 209.2342 373.9253 373.7702
PARTE C.- Cálculos Finales
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
AT = 0.0372 0.0372 pg2
Garganta= 0.0464 0.0464 pg2
N°- 9 9
Bomba = Kobe 9-A
QSC = 282 427 bl/día
HP = 130 128 HP
HP = 144 142 HP ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
TABLA 4.26 SUMARIO FINAL DE RESULTADOS POR CADA POZO ANÁLISIS AUCA-20 SUMARIO ANÁLISIS 1 AN 0.0186 pg2 PT 3700 psi QS 209 bl/día
AT 0.0464 pg2 QN 2060 bl/día PS 150 psi
R 0.400
HP (a 90%) 144 HP QSC 282 bl/día Bomba Kobe 9 – A
SUMARIO ANÁLISIS 2 AN 0.0186 pg2 PT 3700 psi QS 374 bl/día AT 0.0464 pg2 QN 2038 bl/día PS 300 psi R 0.400
HP (a 90%) 142 HP QSC 427 bl/día
Bomba Kobe 9 – A
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
73
Realizando el respectivo análisis nodal del sistema, figura 4.1, se determinó un
rediseño de optimización; los valores correspondientes a la propuesta de rediseño
de optimización se presentan en la siguiente tabla 4.28.
FIGURA 4.1: ANÁLISIS NODAL POZO AUCA-20
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
TABLA 4.27 SUMARIO DE RESULTADOS POZO AUCA-20
AN 0.0186 pg2 PT 3700 psi QS 355 bl/día
AT 0.0464 pg2 QN 2041 bl/día PS 284 psi
R 0.4
HP (a 90%) 143 HP QSC 378 bl/día Bomba Kobe 9 – A PSC 248 psi ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
El pozo Auca-20 para producir una tasa de fluido de 355 bl/día con una presión de
operación superficial de 3700 psi, inyectando una tasa de fluido motriz de 2041
bl/día requiere una bomba tipo jet Kobe 9 – A. Puesto que se procedió a
seleccionar la tobera del fabricante Kobe con un AN de 0.0186 pg2, es decir la
tobera número 9. Realizando las iteraciones necesarias se concluye que la
garganta necesaria es la que tiene un AT de 0.0464 pg2, que corresponde a la
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0 100 200 300 400 500
Pre
sió
n d
e su
cció
n (
psi
)
Tasa de fluido producido (bl/día)
ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA
Out Flow In Flow Límite de cavitación
74
garganta número 9. Por estos motivos se procedió a seleccionar la bomba 9 – A.
La tasa de producción a partir de la cual inicia la cavitación es de 378 bl/día. La
potencia hidráulica de la bomba de superficie es de 129 HP y la potencia
hidráulica de la bomba tríplex considerando una eficiencia de 90% es de 143 HP.
4.2.2 ANÁLISIS DEL POZO AUCA SUR-2RE
En base a la información de campo, se presenta a continuación la tabla 4.29, en
la cual se detalla la información del pozo Auca Sur-2RE, además en la tabla 4.30
se presenta el resumen de los resultados de la aplicación del método de Petrie
TABLA 4.28 DATOS CAMPO AUCA SUR-2RE
Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad D 10282.16 pies GOR 188 pie3/bl L 10369.5 pies Fw 34 % DiTP 2.441 pg TWH 100 °F DoTP 2.875 pg TWF 236 °F DiTR 4.276 pg PR 2850 psi PWH 55 psi Pb 204 psi °API °API °API PWF 1708.54 psi
μo 5.5821 cst Q @ PWF 432 bl/día μw 0.2391 cst γg 1.102
Gw 0.4336 psi/pie γw 1.0015
Salinidad 2125 ppm Venteo Si
Instalación Casing Fluido motriz Petróleo
Parámetros Análisis 1 Análisis 2 Unidad Producción Deseada 250 800 bl/día Presión de succión de la Producción Deseada
500 1600 psi
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
75
TABLA 4.29 SUMARIO FINAL DE RESULTADOS POR CADA ANÁLISIS POZO AUCA SUR-2RE SUMARIO ANÁLISIS 1
AN 0.0177 pg2 PT 3100 psi QS 286 bl/día
AT 0.0452 pg2 QN 1912 bl/día PS 500 psi
R 0.39
HP (a 90%) 112 HP QSC 542 bl/día
Bomba Guiberson D - 6
SUMARIO ANÁLISIS 2
AN 0.0177 pg2 PT 3100 psi QS 625 bl/día
AT 0.0452 pg2 QN 1741 bl/día PS 1600 psi
R 0.39
HP (a 90%) 102 HP QSC 1063 bl/día
Bomba Guiberson D - 6
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Realizando el respectivo análisis nodal del sistema, figura 4.2, se determinó un
rediseño de optimización; los valores correspondientes a la propuesta de rediseño
de optimización se presentan en la siguiente tabla 4.31.
FIGURA 4.2: ANÁLISIS NODAL POZO AUCA SUR-2RE
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 200 400 600 800 1000 1200
Pre
sió
n d
e su
cció
n (
psi
)
Tasa de fluido producido (bl/día)
ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA
Out flow In Flow Límite de cavitación
76
TABLA 4.30 SUMARIO DE RESULTADOS POZO AUCA SUR-2RE
AN 0.0177 pg2 PT 3100 psi QS 556 bl/día
AT 0.0452 pg2 QN 1776 bl/día PS 1382 psi
R 0.390
HP (a 90%) 104 HP QSC 736 bl/día Bomba Guiberson D - 6 PSC 910 psi ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo El pozo Auca Sur-2RE para producir una tasa de fluido de 556 bl/día con una
presión de operación superficial de 3100 psi, inyectando una tasa de fluido motriz
de 1776 bl/día requiere una bomba tipo jet Guiberson D – 6. Puesto que se
procedió a seleccionar la tobera del fabricante Guiberson con un AN de 0.0177
pg2, es decir la tobera código D.
Realizando las iteraciones necesarias se concluye que la garganta necesaria es la
que tiene un AT de 0.0452 pg2, que corresponde a la garganta número 6. Por
estos motivos se procedió a seleccionar la bomba D – 6.
La tasa de producción a partir de la cual inicia la cavitación es de 736 bl/día.
La potencia hidráulica de la bomba de superficie es de 94 HP y la potencia
hidráulica de la bomba tríplex considerando una eficiencia de 90% es de 104 HP.
77
4.2.3 ANALISIS POZO AUCA-31
En base a la información de campo, se presenta a continuación la tabla 4.32, en
la cual se detalla la información del pozo Auca-31, además en la tabla 4.33 se
presenta el resumen de los resultados de la aplicación del método de Petrie
TABLA 4.31 DATOS POZO AUCA-31
Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
D 10121.5 pies GOR 18 pie3/bl
L 10121.5 pies Fw 37 % DiTP 2.992 pg TWH 100 °F DoTP 3.5 pg TWF 220 °F DiTR 6.276 pg PR 857.12 psi PWH 44.7 psi Pb 415.07 psi °API 32.1 °API PWF 434 psi μo 3.0146 cst Q @ PWF 645 bl/día μw 0.2995 cst γg 1.102
Gw 0.4338 psi/pie γw 1.0018
Salinidad 2500 ppm Venteo Si
Instalación Casing
Fluido motriz Petróleo
Parámetros Análisis 1 Análisis 2 Unidad Producción Deseada 400 700 bl/día Presión de succión de la Producción Deseada
300 700 psi
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
TABLA 4.32 SUMARIO FINAL DE RESULTADOS POR CADA ANÁLISIS POZO AUCA-31 SUMARIO ANÁLISIS 1 AN 0.0148 pg2 PT 3500 psi QS 376 bl/día AT 0.0376 pg2 QN 1678 bl/día PS 300 psi R 0.517
HP (a 90%) 111 HP QSC 421 bl/día
Bomba Claw 9 – H
SUMARIO ANÁLISIS 2 AN 0.0148 pg2 PT 3500 psi QS 437 bl/día
AT 0.0376 pg2 QN 1629 bl/día PS 700 psi
R 0.517
HP (a 90%) 108 HP QSC 650 bl/día Bomba Claw 9 – H
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
78
Realizando el respectivo análisis nodal del sistema, figura 4.3, se determinó un
rediseño de optimización; los valores correspondientes a la propuesta de rediseño
de optimización se presentan en la siguiente tabla 4.34.
FIGURA 4.3 ANÁLISIS NODAL POZO AUCA-31
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
TABLA 4.33 SUMARIO DE RESULTADOS POZO AUCA-31
AN 0.0148 pg2 PT 3500 psi QS 416 bl/día
AT 0.0376 pg2 QN 1644 bl/día PS 584 psi
R 0.517
HP (a 90%) 109 HP QSC 538 bl/día
Bomba Claw 9 – H PSC 506 psi ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo El pozo Auca-31 para producir una tasa de fluido de 416 bl/día con una presión de
operación superficial de 3500 psi inyectando una tasa de fluido motriz de 1631
bl/día requiere una bomba tipo jet Claw 9 – H. Puesto que se procedió a
seleccionar la tobera del fabricante Claw con un AN de 0.0148 pg2, es decir la
tobera número 9. Realizando las iteraciones necesarias se concluye que la
garganta necesaria es la que tiene un AT de 0.0376 pg2, que corresponde a la
garganta código H. Por estos motivos se procedió a seleccionar la bomba 9 – H.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 200 400 600 800 1000 1200
Pre
sió
n d
e su
cció
n (
psi
)
Tasa de fluido producido (bl/día)
ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA
Out Flow In Flow Límite de cavitación
79
La tasa de producción a partir de la cual inicia la cavitación es de 538 bl/día. La
potencia hidráulica de la bomba de superficie es de 98 HP y la potencia hidráulica
de la bomba tríplex considerando una eficiencia de 90% es de 109 HP.
4.2.4 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-32
En base a la información de campo, se presenta a continuación la tabla 4.35, en
la cual se detalla la información del pozo Auca-32, además en la tabla 4.36 se
presenta el resumen de los resultados de la aplicación del método de Petrie
TABLA 4.34 DATOS POZO AUCA-32
Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad D 10099 pies GOR 12 pie3/bl
L 10099 pies FW 60.2 % DiTP 2.992 pg TWH 100 °F DoTP 3.5 pg TWF 235 °F DiTR 6.276 pg PR 1640 psi PWH 240 psi Pb 175 psi °API 31.9 °API PWF 1019 psi μo 3.3299 cst Q @ PWF 299 bl/día μw 0.2995 cst γg 1.102
Gw 0.4337 psi/pie γw 1.0015
Salinidad 2200 ppm Venteo Si
Instalación Casing
Fluido motriz Petróleo
Parámetros Análisis 1 Análisis 2 Unidad Producción Deseada 300 500 bl/día Presión de succión de la Producción Deseada 350 800 psi ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
TABLA 4.35 SUMARIO FINAL DE RESULTADOS POR CADA ANÁLISIS POZO AUCA-32 SUMARIO ANÁLISIS 1 AN 0.0186 pg2 PT 3500 psi QS 397 bl/día
AT 0.0464 pg2 QN 2097 bl/día PS 350 psi R 0.40
HP (a 90%) 139 HP QSC 555 bl/día
Bomba Kobe 9 – A
80
TABLA 4.35 CONTINUACIÓN SUMARIO ANÁLISIS 2 AN 0.0186 pg2 PT 3500 psi QS 467 bl/día
AT 0.0464 pg2 QN 2028 bl/día PS 800 psi
R 0.40
HP (a 90%) 134 HP QSC 842 bl/día Bomba Kobe 9 – A
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Realizando el respectivo análisis nodal del sistema, figura 4.4, se determinó un
rediseño de optimización; los valores correspondientes a la propuesta de rediseño
de optimización se presentan en la siguiente tabla 4.37.
FIGURA 4.4 ANÁLISIS NODAL POZO AUCA-32
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
TABLA 4.36 SUMARIO DE RESULTADOS POZO AUCA-32
AN 0.0186 pg2 PT 3500 psi QS 452 bl/día
AT 0.0464 pg2 QN 2043 bl/día PS 702 psi R 0.40
HP (a 90%) 132 HP QSC 594 bl/día
Bomba Kobe 9 - A PSC 410 psi ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900
Pre
sió
n d
e su
cció
n (
psi
)
Tasa de fluido producido (bl/día)
ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA
Out Flow In Flow Límite de cavitación
81
El pozo Auca-32 para producir una tasa de fluido de 452 bl/día con una presión de
operación superficial de 3500 psi, inyectando una tasa de fluido motriz de 2043
bl/día requiere una bomba tipo jet Kobe 9 – A. Puesto que se procedió a
seleccionar la tobera del fabricante Kobe con un AN de 0.0186 pg2, es decir la
tobera número 9. Realizando las iteraciones necesarias se concluye que la
garganta necesaria es la que tiene un AT de 0.0464 pg2, que corresponde a la
garganta número 9. Por estos motivos se procedió a seleccionar la bomba 9 – A.
La tasa de producción a partir de la cual inicia la cavitación es de 594 bl/día. La
potencia hidráulica de la bomba de superficie es de 119 HP y la potencia
hidráulica de la bomba tríplex considerando una eficiencia de 90% es de 132 HP.
4.2.5 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-138
En base a la información de campo, se presenta a continuación la tabla 4.38, en
la cual se detalla la información del pozo Auca-138, además en la tabla 4.39 se
presenta el resumen de los resultados de la aplicación del método de Petrie
TABLA 4.37 DATOS POZO AUCA-138 Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
D 10048.13 pies GOR 229 pie3/bl
L 10136.5 pies FW 55 %
DiTP 2.992 pg TWH 100 °F
DoTP 3.5 pg TWF 233 °F
DiTR 6.276 pg PR 1385 psi
PWH 100 psi Pb 820 psi °API 25.8 °API PWF 521 psi
μo 5.8523 cst Q @ PWF 443.17 bl/día
μw 0.3631 cst γg 0.8741
Gw 0.4439 psi/pie γw 1.0252
Salinidad 35507 ppm Venteo Si
Instalación Casing
Fluido motriz Petróleo
Parámetros Análisis 1 Análisis 2 Unidad
Producción Deseada 350 700 bl/día Presión de succión de la Producción Deseada 400 800 psi ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
82
TABLA 4.38 SUMARIO FINAL DE RESULTADOS POR CADA ANÁLISIS POZO AUCA-138 SUMARIO ANÁLISIS 1 AN 0.0175 pg2 PT 3200 psi QS 268 bl/día
AT 0.0447 pg2 QN 1904 bl/día PS 400 psi R 0.517 HP (a 90%) 115 HP QSC 475 bl/día Bomba Claw 10 – I
SUMARIO ANÁLISIS 2 AN 0.0175 pg2 PT 3200 psi QS 387 bl/día
AT 0.0447 pg2 QN 1847 bl/día PS 800 psi
R 0.517
HP (a 90%) 112 HP QSC 709 bl/día Bomba Claw 10 – I
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Realizando el respectivo análisis nodal del sistema, figura 4.5, se determinó un
rediseño de optimización; los valores correspondientes a la propuesta de rediseño
de optimización se presentan en la siguiente tabla 4.40.
FIGURA 4.5: ANÁLISIS NODAL POZO AUCA-138
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Pre
sió
n d
e su
cció
n (
psi
)
Tasa de fluido producido (bl/día)
ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA
Out Flow In Flow Límite de cavitación
83
TABLA 4.39 SUMARIO DE RESULTADOS POZO AUCA-138
AN 0.0175 pg2 PT 3200 psi QS 357 bl/día
AT 0.0447 pg2 QN 1861 bl/día PS 702 psi
R 0.517
HP (a 90%) 112 HP QSC 484 bl/día BOMBA CLAW 10 – I PSC 419 psi
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
El pozo Auca-138 para producir una tasa de fluido de 357 bl/día con una presión
de operación superficial de 3200 psi, inyectando una tasa de fluido motriz de 1861
bl/día requiere una bomba tipo jet Claw 10 – I.
Puesto que se procedió a seleccionar la tobera del fabricante Claw con un AN de
0.0175 pg2, es decir la tobera número 10.
Realizando las iteraciones necesarias se concluye que la garganta necesaria es la
que tiene un AT de 0.0447 pg2, que corresponde a la garganta código I. Por estos
motivos se procedió a seleccionar la bomba 10 – I.
La tasa de producción a partir de la cual inicia la cavitación es de 484 bl/día.
La potencia hidráulica de la bomba de superficie es de 101 HP y la potencia
hidráulica de la bomba tríplex considerando una eficiencia de 90% es de 112 HP.
84
4.2.6 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-139
En base a la información de campo, se presenta a continuación la tabla 4.41, en
la cual se detalla la información del pozo Auca-139, además en la tabla 4.42 se
presenta el resumen de los resultados de la aplicación del método de Petrie
TABLA 4.40 DATOS POZO AUCA-139 Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
D 11397.5 pies GOR 229 pie3/bl
L 11397.5 pies FW 12 %
DiTP 2.992 pg TWH 100 °F
DoTP 3.5 pg TWF 233 °F
DiTR 6.276 pg PR 1547 pi
PWH 64.7 psi Pb 820 psi
°API 26.5 °API PWF 1188 psi
μo 5.0171 cst Q @ PWF 540 bl/día
μw 0.3684 cst γg 0.8741
Gw 0.4374 psi/pie γw 1.0102
Salinidad 14500 ppm Venteo Si
Instalación Casing
Fluido motriz Petróleo
Parámetros Análisis 1 Análisis 2 Unidad
Producción Deseada 900 900 bl/día
Presión de succión de la Producción Deseada 700 1300 Psi
TABLA 4.41 SUMARIO FINAL DE RESULTADOS POR CADA ANÁLISIS POZO AUCA-139 SUMARIO ANÁLISIS 1 AN 0.0239 pg2 PT 3000 psi QS 351 bl/día
AT 0.0447 pg2 QN 2598 bl/día PS 700 psi
R 0.5
HP (a 90%) 147 HP QSC 452 bl/día Bomba Claw 11 – I
SUMARIO ANÁLISIS 2 AN 0.0239 pg2 PT 3000 psi QS 556 bl/día
AT 0.0447 pg2 QN 2479 bl/día PS 1300 psi
R 0.5
HP (a 90%) 141 HP QSC 661 bl/día Bomba Claw 11 – I
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
85
Realizando el respectivo análisis nodal del sistema, figura 4.6, se determinó un
rediseño de optimización; los valores correspondientes a la propuesta de rediseño
de optimización se presentan en la siguiente tabla 4.43.
FIGURA 4.6 ANÁLISIS NODAL POZO AUCA-139
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
TABLA 4.42 SUMARIO DE RESULTADOS POZO AUCA-139
AN 0.0239 pg2 PT 3000 psi QS 522 bl/día
AT 0.0447 pg2 QN 2500 bl/día PS 1200 psi
R 0.5
HP (a 90%) 142 HP QSC 612 bl/día Bomba Claw 11 – I PSC 1140 psi ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
El pozo Auca-139 para producir una tasa de fluido de 522 bl/día con una presión
de operación superficial de 3000 psi, inyectando una tasa de fluido motriz de 2500
bl/día requiere una bomba tipo jet Claw 11 – I. Puesto que se procedió a
seleccionar la tobera del fabricante Claw con un AN de 0.0239 pg2, es decir la
tobera número 11. Realizando las iteraciones necesarias se concluye que la
garganta necesaria es la que tiene un AT de 0.0447 pg2, que corresponde a la
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 500 1000 1500 2000
Pre
sió
n
de
succ
ión
(p
si)
Tasa de fluido producido (bl/día)
ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA
Out Flow In Flow Límite de cavitación
86
garganta código I. Por estos motivos se procedió a seleccionar la bomba 11 – I.
La tasa de producción a partir de la cual inicia la cavitación es de 612 bl/día. La
potencia hidráulica de la bomba de superficie es de 128 HP y la potencia
hidráulica de la bomba tríplex considerando una eficiencia de 90% es de 142 HP.
4.2.7 ANÁLISIS DEL POZO CONONACO-2RE
En base a la información de campo, se presenta a continuación la tabla 4.44, en
la cual se detalla la información del pozo Cononaco-2RE, además en la tabla 4.45
se presenta el resumen de los resultados de la aplicación del método de Petrie
TABLA 4.43 DATOS POZO CONONACO-2RE Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
D 10198.56 pies GOR 148 pie3/bl
L 10452.5 pies FW 14 %
DiTP 2.441 pg TWH 100 °F
DoTP 2.875 pg TWF 220 °F
DiTR 4.276 pg PR 2452.3 psi
PWH 64.7 psi Pb 720 psi
°API 19.1 °API PWF 515.36 psi
μo 3.5720 cst Q @ PWF 360 bl/día
μw 0.3852 cst γg 0.7944
Gw 0.4376 psi/pie γw 1.0106
Salinidad 15000 ppm Venteo Si
Instalación Casing
Fluido motriz Petróleo
Parámetros Análisis 1 Análisis 2 Unidad
Producción deseada 100 500 bl/día
Presión de succión de la producción deseada 200 850 psi
TABLA 4.44 SUMARIO FINAL DE RESULTADOS POR CADA ANÁLISIS POZO CONONACO-2RE SUMARIO ANÁLISIS 1 AN 0.0239 pg2 PT 3100 psi QS 132 bl/día
AT 0.0526 pg2 QN 2574 bl/día PS 200 psi
R 0.517
HP (a 90%) 151 HP QSC 314 bl/día Bomba Claw 11 – J
87
TABLA 4.44 CONTINUACIÓN SUMARIO ANÁLISIS 2 AN 0.0239 pg2 PT 3100 psi QS 327 bl/día
AT 0.0526 pg2 QN 2452 bl/día PS 850 psi
R 0.517
HP (a 90%) 144 HP QSC 757 bl/día Bomba Claw 11 – J
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Realizando el respectivo análisis nodal del sistema, figura 4.7, se determinó un
rediseño de optimización; los valores correspondientes a la propuesta de rediseño
de optimización se presentan en la siguiente tabla 4.46.
FIGURA 4.7: ANÁLISIS NODAL POZO CONONACO-2RE
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
TABLA 4.45 SUMARIO DE RESULTADOS POZO CONONACO-2RE
AN 0.0239 pg2 PT 3100 psi QS 311 bl/día
AT 0.0526 pg2 QN 2461 bl/día PS 800 psi R 0.517
HP (a 90%) 144 HP QSC 385 bl/día
Bomba Claw 11 – J PSC 310 psi ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Pre
sió
n d
e su
cció
n (
psi
)
Tasa de fluido producido (bl/día)
ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA
Out Flow In Flow Límite de cavitación
88
El pozo Cononaco-2RE para producir una tasa de fluido de 311 bl/día con una
presión de operación superficial de 3100 psi, inyectando una tasa de fluido motriz
de 2461 bl/día requiere una bomba tipo jet Claw 11 – J. Puesto que se procedió a
seleccionar la tobera del fabricante Claw con un AN de 0.0239 pg2, es decir la
tobera número 11. Realizando las iteraciones necesarias se concluye que la
garganta necesaria es la que tiene un AT de 0.0526 pg2, que corresponde a la
garganta código J. Por estos motivos se procedió a seleccionar la bomba 11 –J.
La tasa de producción a partir de la cual inicia la cavitación es de 385 bl/día. La
potencia hidráulica de la bomba de superficie es de 130 HP y la potencia
hidráulica de la bomba tríplex considerando una eficiencia de 90% es de 144 HP.
4.2.8 ANÁLISIS DEL POZO YULEBRA-14
En base a la información de campo, se presenta a continuación la tabla 4.47, en
la cual se detalla la información del pozo Yulebra-14, además en la tabla 4.48 se
presenta el resumen de los resultados de la aplicación del método de Petrie
TABLA 4.46 DATOS POZO YULEBRA-14 Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad
D 9571.6 pies GOR 158 pie3/bl
L 11244 pies FW 14 %
DiTP 2.992 pg TWH 100 °F
DoTP 3.5 pg TWF 223 °F
DiTR 6.276 pg PR 1525.2 psi
PWH 140 psi Pb 860 psi
°API 17 °API PWF 637.05 psi
μo 9.1757 cst Q @ PWF 232 bl/día
μw 0.3811 cst γg 0.718
Gw 0.4377 psi/pie γw 1.0109
Salinidad 15500 ppm Venteo Si
Instalación Casing
Fluido motriz Petróleo
Parámetros Análisis 1 Análisis 2 Unidad
Producción Deseada 100 300 bl/día
Presión de succión de la Producción Deseada 100 700 psi ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
89
TABLA 4.47 SUMARIO FINAL DE RESULTADOS POR CADA ANÁLISIS POZO YULEBRA-14 SUMARIO ANÁLISIS 1 AN 0.0239 pg2 PT 3100 psi QS 80 bl/día
AT 0.0526 pg2 QN 2559 bl/día PS 100 psi R 0.517
HP (a 90%) 150 HP QSC 193 bl/día
Bomba Claw 11 – J
SUMARIO ANÁLISIS 2 AN 0.0239 pg2 PT 3100 psi QS 225 bl/día
AT 0.0526 pg2 QN 2446 bl/día PS 700 psi
R 0.517
HP (a 90%) 143 HP QSC 665 bl/día Bomba Claw 11 – J
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Realizando el respectivo análisis nodal del sistema, figura 4.8, se determinó un
rediseño de optimización; los valores correspondientes a la propuesta de rediseño
de optimización se presentan en la siguiente tabla 4.49.
FIGURA 4.8: ANÁLISIS NODAL POZO YULEBRA-14
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 100 200 300 400 500 600 700
Pre
sió
n d
e su
cció
n (
psi
)
Tasa de fluido producido (bl/día)
ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA
Out Flow In Flow Límite de cavitación
90
TABLA 4.48 SUMARIO DE RESULTADOS POZO YULEBRA-14
AN 0.0239 pg2 PT 3100 psi QS 222 bl/día
AT 0.0526 pg2 QN 1901 bl/día PS 684 psi R 0.517
HP ( 90%) 111 HP QSC 244 bl/día
Bomba Claw 11 – J PSC 236 psi ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
El pozo Yulebra-14 para producir una tasa de fluido de 222 bl/día con una presión
de operación superficial de 3100 psi, inyectando una tasa de fluido motriz de 1901
bl/día requiere una bomba tipo jet Claw 11 – J.
Puesto que se procedió a seleccionar la tobera del fabricante Claw con un AN de
0.0239 pg2, es decir la tobera número 11.
Realizando las iteraciones necesarias se concluye que la garganta necesaria es la
que tiene un AT de 0.0526 pg2, que corresponde a la garganta código J. Por estos
motivos se procedió a seleccionar la bomba 11 – J. La tasa de producción a partir
de la cual inicia la cavitación es de 244 bl/día.
La potencia hidráulica de la bomba de superficie es de 100 HP y la potencia
hidráulica de la bomba tríplex considerando una eficiencia de 90% es de 111 HP.
En la tabla 4.50 se presenta un resumen de resultados de los pozos analizados
en las cuales se aplicó el método de Hal Petrie.
91
TA
BL
A 4
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0.0
239
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447
0.0
526
0.0
526
R
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24
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1
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end
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ablo
CAPÍTULO 5
ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE RESULTADOS
5.1 ANÁLISIS TÉCNICO
En un proyecto es fundamental realizar un análisis técnico de los resultados
obtenidos y efectuar una comparación entre la situación actual del campo y la
situación mejorada en caso de existir, para determinar si es conveniente la
implementación de la alternativa de producción. A continuación se presenta el
análisis técnico de las diferentes alternativas de optimización.
5.1.1 ANÁLISIS TÉCNICO DE LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DESARROLLADO POR EDDIE E. SMART
En la tabla 5.1 se detalla la producción de cada pozo, mostrando la producción
actual y la producción que se espera obtener al realizar las respectivas
optimizaciones propuestas en el capítulo anterior, dichas optimizaciones
corresponden a la implementación del sistema de bombeo hidráulico tipo jet. Se
muestra además el porcentaje de aumento de la producción por cada pozo junto
con el diferencial del fluido producido
TABLA 5.1 RESUMEN DE SITUACIÓN ACTUAL E IMPLEMENTACIÓN DE BHJ EN POZOS ANALIZADOS- MÉTODO SMART
Pozo Producción
(bl/día) Petróleo producido
(bl/día) Fluido motriz
requerido (bl/día) Actual Implementación Actual Implementación ∆Q %
Auca-40 248 275 233 259 26 11.16 914 Auca 142 213 350 192 315 123 64.06 826 Auca-H083 50 225 38 169 131 344.74 1233 Auca-J89 141 200 120 170 50 41.67 784 Auca-114 128 260 108 218 110 101.85 1293 Cononaco-15
133 300 130 294 164 126.15 711
Cononaco-23
264 350 53 70 17 32.08 1386
Total 1177 1960 874 1495 621 71.05 7147 ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
93
A continuación se muestran los resultados de una manera gráfica para una
explicación detallada.
En la figura 5.1 se muestra la cantidad de fluido producido por día por cada uno
de los pozos junto con la producción que se obtendría al aplicar la propuesta para
implementar. El aumento en los barriles de fluido producido por día, logrado a
partir de las diferentes alternativas, se encuentra en un rango de 17 a 164 bl/día
de petróleo. Teniendo como único caso de bajo incremento de producción el pozo
Cononaco-23, en el cual la implementación de la optimización implicaría un
incremento bajo en comparación a los demás pozos, pero al ser expresado en
ingresos económicos es un aporte significativo como se aprecia más adelante.
FIGURA 5.1 FLUIDO PRODUCIDO POR POZO
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
En términos de barriles de petróleo producido, la figura 5.2 muestra la cantidad de
barriles obtenidos por cada pozo tanto en condiciones actuales, como en
condiciones de optimización. La cantidad de barriles de petróleo fue determinada
al multiplicar la cantidad de fluido producido por el corte de petróleo FO.,
obteniendo de esta manera los barriles de petróleo por pozo.
El aumento de producción de se estima en un rango de 17 a 164 bl/día, en la
mayoría de los pozos se puede apreciar que el incremento en la producción es
bastante atractivo, esto debido a los bajos cortes de agua que se presentan.
248 213
50
141 128 133
264 275
350
225 200
260 300
350
Pro
du
cció
n B
FP
D
Análisis de Fluido Producido
Actual Implementación bomba hidráulica tipo jet
94
FIGURA 5.2 PETRÓLEO PRODUCIDO POR POZO
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
El gráfico 5.3 muestra la cantidad de barriles por día que se requiere inyectar para
poder producir las diferentes de tasas de producción de petróleo propuestas en
las diferentes alternativas de optimización de la bomba hidráulica tipo jet así como
la optimización de los parámetros de operación.
Los pozos analizados están produciendo mediante un sistema de bombeo
eléctrosumergible cuyos costos de mantenimiento o cambio son altos en
comparación a los costos que significaría un cambio a sistema de bombeo
hidráulico tipo jet, lo cual se sugiere en el presente proyecto.
FIGURA 5.3 FLUIDO MOTRIZ INYECTADO
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Los valores de fluido motriz actuales son cero debido a que, al momento se opera
con bombeo eléctrosumergible.
233 192
38
120 108 130
53
259 315
169 170 218
294
70
Pro
du
cció
n B
PP
D
Análisis de Petróleo Producido
Actual Implementación bomba hidráulica tipo jet
0 0 0 0 0 0 0
914 826
1233
784
1293
711
1386
Flu
ido
mo
triz
bl/
día
Análisis de fluido motriz
Actual Implementación bomba hidráulica tipo jet
95
La producción total de los pozos analizados es de 874 bl/día de petróleo, esta
producción se da en las condiciones actuales de operación, con la
implementación de las bombas recomendadas la producción ascendería a 1495
bl/día de petróleo, implicando un aumento en la producción de 621 bl/día es decir
un incremento del 71.05% en la producción actual.
FIGURA 5.4 PETRÓLEO TOTAL PRODUCIDO
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
5.1.2 ANÁLISIS TÉCNICO DE LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DESARROLLADO POR HAL PETRIE
En el capítulo anterior al realizar el respectivo análisis nodal del sistema en cada
uno de los pozos a ser analizados se determinó que los pozos Auca-20, Auca Sur
2RE, Auca-31, Auca-32, Cononaco-2RE, presentan una mejora de producción
significativa, además que los pozos Auca-138, Auca-139 y Yulebra-14, con las
condiciones actuales de producción operan adecuadamente. Por este motivo se
excluye del análisis técnico y económico a los pazos Auca-138, Auca 139 y
Yulebra-14. Para realizar el respectivo análisis del campo, en la tabla 5.2 se
detalla detenidamente la producción de fluido, la producción de petróleo y el fluido
motriz de las condiciones de operación actual y a la vez las condiciones
respectivas de rediseño de todos los pozos a ser analizados.
Total
874
1495
Pro
du
cció
n B
PP
D
Petróleo Producido Total
Actual Implementación bomba hidráulica tipo jet
96
TABLA 5.2 RESUMEN DE SITUACIÓN ACTUAL Y REDISEÑO DE POZOS ANALIZADOS- MÉTODO PETRIE
Pozo
Producción (bl/día)
Petróleo producido (bl/día)
Fluido motriz (bl/día)
Actual Rediseño Actual Rediseño ∆Q % Actual Rediseño ∆Q %
Auca-20 228 355 137 213 76 55.47 1920 2041 121 6.30
Auca Sur-2RE 240 556 261 367 106 40.61 1632 1776 144 8.82
Auca-31 255 416 161 262 101 62.73 1512 1644 132 8.73
Auca-32 324 452 129 180 51 39.53 1824 2043 219 12.01
Cononaco-2RE 240 311 206 267 61 29.61 2256 2462 206 9.13
Total 1287 2090 894 1289 395 44.18 9144 9966 822 8.99
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Actualmente los pozos analizados en el campo para la realización de este
proyecto producen un total de 1287 bl/día con un sistema de levantamiento
artificial tipo jet con sus bombas respectivas. El volumen de petróleo producido
total en la situación actual del campo es de 894 bl/día, con un volumen de fluido
motriz utilizado de 9144 bl/día. La propuesta de optimización que propone este
trabajo permitirá el aumento de producción a 2090 bl/día, proporcionando un
aumento de tasa de petróleo producido hasta de 1289 bl/día con un caudal de
fluido motriz de 9966 bl/día, esto equivale a un aumento de la producción de
petróleo de 395 bl/día, equivalentes a un aumento de 44.18 % de barriles de su
producción actual, además para obtener esta producción se debe incrementar la
tasa de fluido motriz utilizado en 822 bl/día equivalentes a un aumento de 8.99%
de barriles adicionales al fluido motriz actual empleado.
Las diferentes propuestas de optimización en los pozos analizados de la tabla 5.2,
únicamente corresponde al aumento de fluido motriz en sus pozos, manteniendo
constante las presiones de operación respectivas de superficie de cada una de
ellos. Cabe mencionar que en los pozos Auca Sur-2RE, Auca-32, Auca-139 se
puede lograr una ganancia mayor en su producción si se aumenta su presión
superficial de operación.
97
A continuación se presenta de una manera gráfica, figura 5.5, los valores
correspondientes a la tabla 5.2, en la cual se puede apreciar de mejor manera el
fluido producido de cada uno de los pozos analizados.
FIGURA 5.5 ANÁLISIS DE FLUIDO PRODUCIDO
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Se puede apreciar de manera muy sencilla el incremento de la producción de
petróleo en cada uno de los pozos analizados en la figura 5.6, la cual nos muestra
la tasa de producción de petróleo actual y la tasa de producción respectiva luego
del rediseño propuesto en este proyecto. La ganancia lograda en estos pozos es
significativa lo que implica un incremento en los ingresos económicos de la
producción del campo.
FIGURA 5.6 ANÁLISIS DE PETRÓLEO PRODUCIDO
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Auca-20 Auca Sur-2RE Auca-31 Auca-32 Cononaco-2RE
228 240 255 324
240
355
556
416 452
311
Pro
du
cció
n B
FP
D
Análisis de Fluido Producido
Actual Rediseño
Auca-20 Auca Sur-2RE Auca-31 Auca-32 Cononaco-2RE
137
261
161 129
206 213
367
262
180
267
Pro
du
cció
n B
PP
D
Análisis de Petróleo Producido
Actual Rediseño
98
En la figura 5.7, se puede apreciar que el aumento de fluido motriz en la
propuesta de rediseño en comparación a sus valores actuales de funcionamiento,
no corresponden a valores elevados, en la tabla 5.2 se tienen los valores
porcentuales del incremento de fluido motriz en cada uno de los pozos.
FIGURA 5.7 ANÁLISIS DE FLUIDO MOTRIZ
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
En la figuras 5.8 y 5.9 se puede apreciar la tasa de petróleo producido total y la de
fluido motriz total de los pozos analizados tanto en su situación actual como en la
propuesta de rediseño, logrando una ganancia de 395 bl/día de petróleo y un
aumento de fluido motriz de 822 bl/día.
FIGURA 5.8 ANÁLISIS DE PETRÓLEO PRODUCIDO TOTAL
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
Auca-20 Auca Sur-2RE Auca-31 Auca-32 Cononaco-2RE
Flu
ido
mo
triz
bl/
día
Análisis de fluido motriz
Actual Rediseño
Total
894
1289
Pro
du
cció
n B
PP
D
Petróleo Producido Total
Actual Rediseño
99
FIGURA 5.9 ANÁLISIS DE FLUIDO MOTRIZ TOTAL
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
De la aplicación de los métodos de Smart y Petrie para los pozos de estudio, se
obtuvo un incremento de 621 y 395 bl/día de petróleo respectivamente, dando un
total de 1016 bl/día de petróleo al aplicar las optimizaciones.
5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO
El análisis económico de un proyecto, es el que establece la factibilidad o no de la
ejecución del mismo, es por esta razón que se debe utilizar indicadores
financieros que nos permitan discernir sobre la rentabilidad del proyecto, más aun
cuando se trata de la implementación de optimizaciones ya que en el sector
hidrocarburífero como en cualquier otro, significan ingresos y egresos que se
debe tomar en cuenta y manejar con mucho cuidado. (Vega, 1983).
La viabilidad del proyecto en estudio serán determinados mediante los siguientes
indicadores:
Métodos contables de evaluación de proyectos
· Tasa de rentabilidad contable (TRC)
· Periodo de recuperación de la inversión (PRI)
Total
9144
9966
Flu
ido
mo
triz
bl/
día
Fluido motriz total
Actual Rediseño
100
Métodos de actualización o de flujo de caja descontado
· Valor actual neto (VAN)
· Tasa interna de retorno (TIR)
· Relación beneficio-costo (B/C)
· Tasa única de retorno (TUR)
5.2.1 INDICADORES FINANCIEROS
5.2.1.1 Tasa de rentabilidad contable (TRC)
La tasa de rentabilidad contable es igual al promedio anual de los flujos netos de
caja del proyecto, dividido para la inversión inicial.
O
n
0KK
In
FNCTRC
´
å= =
(5.1) Donde:
FNCK= Flujo neto de caja del año k
n= Vida útil del proyecto en años
IO= Inversión inicial neta del proyecto
Criterio de evaluación Un proyecto es aceptable si su tasa de rentabilidad contable es superior o igual a
cierto valor predeterminado por la empresa; de tratarse de proyectos excluyentes
el mejor proyecto para dos o más alternativas es aquel que presenta la mejor tasa
de rentabilidad contable. (Vega, 1983).
5.2.1.2 Período de recuperación de la inversión (PRI)
El periodo de recuperación de la inversión de un proyecto es el tiempo necesario
para recuperar la inversión inicial del proyecto, el período de recuperación de la
invención no puede ser calculado explícitamente; para obtener su valor debe
calcularse por tanteo o efectuando una interpolación entre los valores contiguos al
PRI.
101
El PRI es calculado mediante los flujos netos de caja de acuerdo con ecuación:
å ===
n
0KK 0FNCSNFC
(5.2)
Donde:
SFNC= Suma acumulada de los flujos netos de caja
FNCK= Flujo neto de caja del año k
Criterio de evaluación
Un proyecto es aceptable si su periodo de recuperación de la inversión es inferior
a cierto valor de referencia; de tratarse de proyectos excluyentes el mejor
proyecto para dos o más alternativas es aquel que presenta el menor periodo de
recuperación de la inversión. (Vega, 1983).
5.2.1.3 Valor actual neto (VAN)
Un proyecto es aceptable si el Valor actual neto de una inversión es positiva
(VAN>0); de tratarse de proyectos excluyentes el mejor proyecto para dos o más
alternativas es aquel que presenta el mayor valor de VAN. El valor actual neto es
igual a la suma algebraica de los valores actualizados del flujo neto de caja.
å+
==
n
0KKK
)r1(
FNCVAN
(5.3)
Donde:
FNCk= flujo neto de caja del año k
r= tasa de actualización
K= año
102
Criterio de evaluación
VAN > 0, el proyecto es rentable
VAN = 0, es indiferente realizar
VAN < 0, el proyecto no es rentable
5.2.1.4 Tasa interna de retorno (TIR)
Un proyecto es aceptable si la tasa interna de retorno es mayor a un cierto valor
fijado. La tasa interna de retorno es la tasa de actualización que anula al valor
actual neto (VAN).
0)TIR1(
FNCVAN
n
0KK
K =å+
== (5.4)
Donde:
VAN= Valor actual neto
FNCK=flujo neto de caja del año k
TIR= tasa interna de retorno
K= año
Criterio de evaluación
TIR > d, el proyecto es rentable
TIR = d, es indiferente su realización
TIR < d, el proyecto no es rentable
La viabilidad del proyecto se determinará comparando el valor obtenido de los
indicadores financieros TIR Y TUR, con el valor base estimado de tasa mínima de
oportunidad TMAR, siendo viable el proyecto, cuando los valores de TIR y TUR
son mayores al de la TMAR. (Vega, 1983).
103
Para determinar el valor de la tasa de oportunidad o TMAR del flujo neto de caja
sin apalancamiento, se debe considerar la inflación anual país y la tasa pasiva
efectiva referencial como muestra la ecuación 5.
pasivaTasaInflación)A.S(TMAR += (5.5)
)A.S(TMAR%15)A.S(TMARd += (5.6)
5.2.1.5 Relación beneficio - costo (B/C)
Llamado también índice de rendimiento, es un método de evaluación de proyectos
que consiste en dividir el valor presente de los ingresos para el valor presente de
los egresos. Determina cuales son los beneficios por cada unidad monetaria que
se sacrifica en el proyecto. La relación costo beneficio es un indicador que mide el
grado de desarrollo y bienestar que un proyecto puede generar a la sociedad.
åå=
pe
pi
V
VCB /
(5.7)
Donde:
B/C= Relación costo-beneficio
Vpi= valor presente de ingresos
Vpe=valor presente de egresos
Criterios de evaluación
B/C > 1 el proyecto es rentable
B/C = 1 el proyecto es irrelevante
B/C < 1 el proyecto no es viable
(Vega, 1983).
104
5.2.1.6 Tasa única de retorno (TUR)
Es un indicador equivalente en términos porcentuales que representa la única,
real y verdadera rentabilidad que podría ofrecer el proyecto, se la determina
mediante la ecuación 5.7.
1V
VTUR
n/1
P
F -÷÷ø
öççè
æ
å
å= (5.8)
Donde :
VF = Equivalente futuro
VP = Equivalente pasado
Criterio de evaluación
TUR > d El proyecto es viable
TUR = d El proyecto es irrelevante
TUR < d El proyecto no se debe ejecutar
Para la realización del análisis económico del proyecto en los diferentes
escenarios planteados, es necesario conocer el valor de la taza de actualización
bancaria mensual, dicho parámetros se explica a continuación. (Vega, 1983).
Tasa de interés equivalente para períodos menores a un año
Sirve para determinar la tasa de interés equivalente para cualquier número de periodos menores a un año a partir de la tasa de interés anual, esto es aplicable para cualquier número de periodos. (Vega, 1983).
Kp )i1()i1( +=+ (5.9)
105
Donde:
i= Tasa anual (efectiva)
ip= Tasa en el periodo equivalente
K= número de periodos en el año, 12 meses
5.2.2 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO
La finalidad de este proyecto es aumentar la producción del campo Auca
presentando dos alternativas de optimización; mediante el cambio de sistema de
levantamiento artificial actual a bombeo hidráulico tipo jet y realizando el rediseño
de bombas jet que actualmente ya se encuentran operando.
Para el correspondiente análisis económico del proyecto, es necesario considerar
ciertos valores referentes a los costos de trabajos de cambio de sistema de
levantamiento.
5.2.2.1 Descripción de parámetros empleados para el análisis
El análisis correspondiente a este trabajo se efectuará para el año 2015,
asumiendo una producción ininterrumpida de 12 meses y 30 días por cada mes;
Del respectivo análisis técnico realizado de la aplicación de los métodos de Eddie
E. Smart y Hal Petrie en los pozos de estudio, se determinó que, al hacer el
cambio de sistema de levantamiento actual por un sistema de bombeo hidráulico
tipo jet, se obtiene una producción acumulada de 1495 bl/día de petróleo, de igual
manera al realizar el rediseño de las condiciones de operación de la bomba jet en
los pozos que ya se encuentran funcionando con este sistema, se tiene que, cinco
de ocho pozos analizados muestran un incremento en su producción acumulada
de 1289 bl/día de petróleo con la geometría de su bomba actual, a diferencia de
los tres pozos restantes, cuya producción no se incrementa. Esto da como
resultado una producción total acumulada de 2784 bl/día de petróleo en el primer
día de producción
106
Acorde al análisis de la producción del campo Auca se estima que la declinación
de producción de este campo es de 1.6953% anual lo que equivale a una
declinación mensual del 0.1413%,. La tasa de actualización bancaria anual
estimada es de 12% la cual es la empleada por Petroamazonas EP.; dando una
tasa de actualización mensual de 0.9489%, valor determinado mediante la
ecuación 5.8. Además el costo de producción del barril de petróleo estimada en el
campo Auca es de $8.5. Estos valores son los estimados en el departamento
financiero de Petroamazonas EP.
En la tabla 5.3 y 5.4 se detalla el desglose de gastos operativos estimados de la
revisión de una bomba jet al igual que los valores estimados del costo de trabajos
de cambio de sistema de levantamiento.
TABLA 5.3 VALORES ESTIMADOS DE CAMBIO DE BOMBA JET Operación – Compañía - Material Costos (dólares)
Trabajo de la torre 45000 Equipo de superficie (líneas de flujo, cabezal, bombas, válvulas)
120000
Equipo de fondo 45000 Lubricador 200 Supervisión y transporte 1000
Operaciones de completación 90000
Contingencias (±30%) 24000
TOTAL 325200
FUENTE: Araya, 2009 y Ortiz, 2009 ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
TABLA 5.4 VALORES ESTIMADOS DE GASTOS-REVISIÓN BOMBA JET Operación - Compañía - Material Costo (dólares)
Movilización y supervisión 3200 Técnico de operación 300 Camión pluma 700 Reversada + bajada de bomba 16500 Lubricador 224 Kit reparación 452 Contingencias (±25%) 5344 TOTAL 26720
FUENTE: Araya, 2009 ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
107
Se estimarán tres escenarios del valor de venta del barril de petróleo; un
escenario correspondiente al valor estipulado en el presupuesto del estado, un
escenario pesimista y un escenario optimista, en la tabla 5.5 se muestra los
valores correspondientes a dichos escenarios.
TABLA 5.5 COSTOS BARRIL DE PETRÓLEO Escenarios Costo del Barril (dólares)
Pesimista 20 Presupuesto del estado 35 Optimista 50
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
5.2.2.2 Ingresos
Los ingresos que se van a percibir son aquellos que corresponden a la venta del
petróleo producido del campo en cuestión, se los determinará multiplicando la
producción correspondiente a cada mes por valor de venta del barril de petróleo.
5.2.2.3 Egresos
Los egresos son aquellos que corresponden al valor de producción del barril de
petróleo los cuales se determinarán multiplicando la producción mensual de
petróleo por el costo de producción del barril.
De las tablas 5.3 y 5.4, se tiene que, el costo estimado de cambio a sistema de
bombeo hidráulico tipo jet es de 325,200.00 dólares por cada bomba a ser
cambiada, al realizarse la operación de cambio en 7 pozos, se obtendrá una
inversión inicial de 2’276,400.00 dólares. Para el caso de los pozos en los cuales
se realizará un rediseño de las condiciones de operación de la bomba, se tiene
que el costo estimado por motivo de revisión de la bomba es de 26,720.00
dólares, al realizarse la revisión en 5 pozos se obtendrá una inversión inicial de
133,600.00 dólares. Por ende la inversión inicial a realizarse para la ejecución de
este proyecto será de 2’410,000.00 dólares. A continuación en la tabla 5.6 se
muestra el desglose económico del proyecto, para un escenario donde el barril de
petróleo tiene un costo de 20 dólares
10
8
PR
IME
R E
SC
EN
AR
IO (
PE
SIM
IST
A)
TA
BL
A 5
.6 A
NÁ
LIS
IS E
CO
NÓ
MIC
O P
ES
IMIS
TA
-PR
EC
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BA
RR
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0 D
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AR
ES
Mes
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Pro
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cció
n
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Eg
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tal
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($)
Eg
reso
to
tal'
($)
Flu
jo d
e ca
ja'
($)
Ener
o
0
0
0
0
0
241
0000
.0
-241
0000
.0
0.0
241
0000
.0
-241
0000
.0
Febr
ero
1
835
20.0
0.0
167
0400
.0
709
920.
0
709
920.
0
960
480.
0
165
4698
.9
703
247.
0
951
451.
9
Mar
zo
2
834
02.0
118
.0
166
8040
.1
708
917.
0
708
917.
0
959
123.
0
163
6829
.6
695
652.
6
941
177.
0
Abri
l 3
832
84.2
117
.8
166
5683
.5
707
915.
5
707
915.
5
957
768.
0
161
9153
.3
688
140.
2
931
013.
2
Ma
yo
4
831
66.5
117
.7
166
3330
.3
706
915.
4
706
915.
4
956
414.
9
160
1667
.9
680
708.
9
920
959.
1
Juni
o
5
830
49.0
117
.5
166
0980
.3
705
916.
6
705
916.
6
955
063.
7
158
4371
.4
673
357.
8
911
013.
5
Julio
6
829
31.7
117
.3
165
8633
.7
704
919.
3
704
919.
3
953
714.
4
156
7261
.6
666
086.
2
901
175.
4
Agos
to
7
828
14.5
117
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A continuación en la tabla 5.7 se muestran los resultados de los indicadores
financieros utilizados para determinar la viabilidad del proyecto.
TABLA 5.7 RESULTADOS DE ANÁLISIS ECONÓMICO PESIMISTA-PRECIO DEL BARRIL 20 DÓLARES
Tabla de resultados Valor Tasa de rentabilidad contable 28% Período de recuperación de la inversión 2 meses y 17 días Valor actual neto $7’508,773.67 Tasa interna de retorno 39% Relación costo-beneficio 4.12 Tasa única de retorno 14%
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
En el primer análisis económico propuesto se estimó un precio del barril de
petróleo de 20 dólares, obteniendo un VAN de $7’508,773.67, muy superior al
valor base de 0 lo cual representa un valor atractivo para la ejecución del
proyecto, además para la evaluación de la viabilidad del proyecto mediante los
indicadores TIR y TUR, se debe tener un valor base como referente, TMAR, para
poder compararlos y determinar si el proyecto es o no viable, para ambos
indicadores su valor debe ser mayor al valor del TMAR, para nuestro estudio se
determinó un TMAR de 10.06%, con referencia a lo anteriormente mencionado se
los valores de TIR y TUR son 39%, y 14% respectivamente, concluyendo de esta
manera que el proyecto es atractivo para realizar la inversión planteada.
El valor del indicador relación beneficio-costo es de 4.12, el cual es superior a su
valor base de 1, por lo cual se tiene que por cada dólar invertido se tendrá un
retorno de 4.12 dólares; además la tasa de rentabilidad contable esperada del
28%, con un tiempo de recuperación de la inversión de 2 meses y 17 días.
Por todos estos indicadores se concluye que la ejecución del proyecto es viable
para el caso de que el precio del barril de petróleo sea de 20 dólares.
A continuación en la tabla 5.8 se muestra el desglose económico del proyecto,
para un escenario donde el barril de petróleo tiene un costo de 35 dólares.
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A continuación en la tabla 5.9 se muestran los resultados de los indicadores
financieros utilizados para determinar la viabilidad del proyecto.
TABLA 5.9 RESULTADO ANÁLISIS ECONÓMICO PRESUPUESTO DEL ESTADO-PRECIO DEL BARRIL 35 DÓLARES
Tabla de resultados Valor Tasa de rentabilidad contable 77% Período de recuperación de la inversión 1 mes y 3 días Valor actual neto $20’446,304.55 Tasa interna de retorno 92% Relación costo-beneficio 9.48 Tasa única de retorno 23%
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo En el segundo análisis económico propuesto se estimó un precio del barril de
petróleo de 35 dólares, obteniendo un VAN de $ 20’446,304.55, muy superior al
valor base de 0 lo cual representa un valor atractivo para la ejecución del
proyecto, además para la evaluación de la viabilidad del proyecto mediante los
indicadores TIR y TUR, se tiene que los valores obtenidos fueron 92%, y 23%,
respectivamente y que al ser mayores al valor del TMAR, 10.06%, se concluye de
esta manera que el proyecto es atractivo para realizar la inversión planteada
Con respecto al indicador relación beneficio-costo se obtuvo un valor de 9.48, el
cual es superior a su valor base de 1, por lo cual se tiene que por cada dólar
invertido se tendrá un retorno de 9.48 dólares; entre otros indicadores económicos
usados se muestran que la tasa de rentabilidad contable esperada en este
proyecto es del 77%, con un tiempo de recuperación de la inversión de 1 mes y 3
días.
Por todos estos indicadores se concluye que la ejecución del proyecto es viable
para el caso de que el precio del barril de petróleo sea de 35 dólares.
A continuación en la tabla 5.10 se muestra el desglose económico del proyecto,
para un escenario donde el barril de petróleo tiene un costo de 50 dólares.
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A continuación en la tabla 5.11 se muestran los resultados de los indicadores
financieros utilizados para determinar la viabilidad del proyecto.
TABLA 5.11 RESULTADOS ANÁLISIS ECONÓMICO OPTIMISTA-PRECIO DEL BARRIL 50 DÓLARES
Tabla de resultados Valor Tasa de rentabilidad contable 126% Periodo de recuperación de la inversión 21 días Valor actual neto $33’383,835.43 Tasa interna de retorno 144% Relación costo-beneficio 14.85 Tasa única de retorno 28%
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
En el segundo análisis económico propuesto se estimó un precio del barril de
petróleo de 50 dólares, obteniendo un VAN de $ 33’383,835.43, muy superior al
valor base de 0 lo cual representa un valor atractivo para la ejecución del
proyecto, además para la evaluación de la viabilidad del proyecto mediante los
indicadores TIR y TUR, se debe tener un valor base como referente, TMAR, para
poder compararlos y determinar si el proyecto es o no viable, para ambos
indicadores su valor debe ser mayor al valor del TMAR, para nuestro estudio se
determinó un TMAR de 10.06%, con referencia a lo anteriormente mencionado se
tiene que el valor de TIR obtenido es de 144%, y el valor del TUR calculado es de
28%, concluyendo de esta manera que el proyecto es atractivo para realizar la
inversión planteada
Con respecto al indicador relación beneficio-costo se obtuvo un valor de 14.85, el
cual es superior a su valor base de 1, por lo cual se tiene que por cada dólar
invertido se tendrá un retorno de 14.85 dólares; entre otros indicadores
económicos usados se muestran que la tasa de rentabilidad contable esperada en
este proyecto es del 126%, con un tiempo de recuperación de la inversión de 21
días.
Por todos estos indicadores se concluye que la ejecución del proyecto es viable
para el caso de que el precio del barril de petróleo sea de 50 dólares
CAPÍTULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1 CONCLUSIONES
· De la aplicación del método de Smart para la optimización de la producción
de petróleo mediante la propuesta de cambio de sistema de levantamiento
artificial, la producción paso de 1177 a 1960 bl/día de fluido es decir un
incremento en la producción de 783 bl/día de fluido, de los cuales se
obtuvo 621 bl/día de petróleo.
· El cambio de sistema BES por bombeo hidráulico tipo jet es viable para
todos los pozos de estudio, como son; Auca-40, Auca-142, Auca-H083,
Auca-J89, Cononaco-15. La mayoría de los pozos presenta un incremento
considerable de su producción de acuerdo a las geometrías de la bomba
jet sugeridas en el estudio.
· La producción del pozo Auca-40 aumenta en 26 bl/día de petróleo, siendo
uno de los valores de optimización más bajos entre los pozos que están
operando con BES, pero que debido al impacto económico, sí se considera
candidato para el cambio de sistema BES a BHJ.
· El cambio de sistema de bombeo mecánico presente en el pozo Cononaco-
23, es justificable debido al incremento de 17 bl/día en su producción actual
y al bajo costo de cambio de sistema levantamiento.
· Los costos de cambio o mantenimiento del sistema BES son elevados en
comparación con los de bombeo hidráulico, por lo que su cambio incide en
una inversión sumamente rentable, ya que se optimiza la producción de
petróleo y consecuentemente el ingreso económico.
115
· Al invertir en equipo de superficie y de fondo para la puesta en marcha por
primera vez del sistema BHJ, este rubro tendría un impacto menor ya que
la energía necesaria para poner en funcionamiento el sistema BHJ tiene un
valor relativamente bajo en comparación a otros análisis, donde el volumen
de fluido motriz utilizado alcanza valores muy grandes para poner en
funcionamiento la bomba.
· Al realizar el análisis técnico se determinó que de los ocho pozos
analizados, los pozos Auca-138, Auca-139 y Yulebra-14, se encuentran
operando a condiciones óptimas con la bomba jet que poseen instalada,
por lo que no se requiere realizar ninguna clase de intervención en dichos
pozos.
· Se determinó que los pozos Auca-20, Auca Sur-2RE, Auca-31, Auca-32,
Cononaco-2RE, presentan una mejora de producción significativa al
aumentar el caudal de fluido motriz en un total de 822 bl/día con un
incremento al caudal actual del 8.99%. Logrando así una recuperación de
1289 bl/día de petróleo con un incremento de 44.18% en su producción
actual.
· Debido a que la gran mayoría de los pozos analizados se encuentran
produciendo de las arenas U y T se tiene un corte de agua estimado de
37%, lo cual permite obtener un buen volumen de petróleo recuperado.
· Al realizar el análisis nodal en los pozos Auca Sur-2RE, Auca-32, se estimó
que se puede lograr una mayor recuperación de su producción si se
aumenta su presión superficial de operación.
116
· La inversión inicial a realizarse en el proyecto tiene un valor estimado de
2’410,000.00 dólares, del análisis económico de los tres escenarios se
puede concluir que las optimizaciones recomendadas en cada uno de los
pozos son viables, ya que presentan valores de VAN, TIR, TUR y B/C altos
con respecto de sus valores base de evaluación. Además presentan un
PRI de 1 meses y 27 días para el caso menos favorable e inferior a un mes
para el caso más optimista, lo cual convierte a esta propuesta muy viable
para ser implementada.
6.2 RECOMENDACIONES
· Se recomienda la utilización de facilidades de superficie del campo Auca
destinadas a sistema BHJ, a fin de reducir costos de trabajos de operación,
por motivo de cambio de sistema de levantamiento, esto para el caso de
cambio de BES por BHJ.
· Se recomienda realizar el cambio de sistema de levantamiento BES a un
sistema de levantamiento hidráulico tipo jet en los pozos Auca-114, Auca-
142, Auca-H083, Auca-J89, Cononaco-15, Cononaco-23 al obtenerse un
incremento significativo con respecto a la producción actual.
· Se recomienda analizar en tiempo real la producción del campo Auca-40,
ya que al realizar el estudio de optimización aplicando el método de Smart,
se obtuvo un incremento relativamente bajo en comparación a los demás
pozos analizados pudiendo este caso no ser considerado para la aplicación
de un cambio de sistema de levantamiento.
· Se recomienda aumentar el caudal de fluido motriz en los pozos Auca-20,
Auca Sur-2RE, Auca-31, Auca-32, Cononaco-2RE, con el fin de aumentar
la recuperación de petróleo en el campo Auca.
117
· Se recomienda el cambio de la garganta Claw código I por una código J en
la bomba jet en el pozo 139, ya que la bomba actual se encuentra mal
dimensionada.
· Se recomienda realizar trabajos de recañoneo en los pozos Auca 31 y
Yulebra-14 con el fin de aumentar el caudal de pago en los pozos y así
tener una mayor ganancia de petróleo.
· Acorde al análisis de las curvas IPR en los pozos Auca 31 y Auca 139, se
recomienda el cambio de bomba jet a una de mayores dimensiones, con la
finalidad de obtener una mayor recuperación de petróleo
· Se recomienda realizar pruebas de presión en el campo para contar con
valores más actualizados y acordes a la situación actual del campo.
118
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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121
GLOSARIO
122
Anticlinal.- Plegamiento de las capas superiores de las rocas similar a un arco en
forma de domo.
Arcilla.-Sedimentos de grano fino, cuyo tamaño es menor que 0,0039 mm,
insolubles en agua, pero se dispersan bajo hidratación, esfuerzos de corte como
la molienda, los efectos de velocidad, etc.
Arenisca.- Una roca sedimentaria clástica cuyos granos son generalmente del
tamaño de la arena.
Cavitación.- Condición que afecta a una bomba en funcionamiento por la cual el
espacio de la bomba no está totalmente cargado con el fluido que se está
bombeando. La cavitación de la bomba puede surgir del suministro inadecuado o
restringido o de la entrada de aire o gas en la corriente del fluido.
Erosión.- Tipo de corrosión producida cuando las incrustaciones fáciles de quitar
(como las de carbonato de hierro) que estaban protegiendo inicialmente los
metales en la tubería se erosionan y los metales subyacentes se corroen.
Costos de operación.- Costos necesarios para que un equipo, una planta de
tratamiento u otra instalación o sistema, realice su función prevista durante su
tiempo de vida, sin incluir el costo inicial o adquisición.
Depletación.- Reducción progresiva del volumen de petróleo y gas natural y esta
en función del tiempo y del nivel de extracción total y está asociada a la
declinación de la producción de un determinado pozo, reservorio o campo.
Bobeo electrosumergible.- El bombeo electrosumergible es un sistema de
levantamiento artificial aplicado para desplazar volúmenes de crudo con una alta
eficiencia y economía, en yacimientos potencial mente rentables (o en su defecto
con grandes prospectivas) y en pozos profundos, con el objeto de manejar altas
tasas de flujo.
123
Energía potencial.- Es la capacidad que tiene un cuerpo para realizar un trabajo
de acuerdo a la configuración que ostente en el sistema de cuerpos que ejercen
fuerzas entre sí, es decir, la energía potencial es la energía que es capaz de
generar un trabajo como consecuencia de la posición de un cuerpo.
Energía cinética.- Es la energía asociada a los cuerpos que se encuentran en
movimiento, depende de la masa y de la velocidad del cuerpo
Fluido motriz.- Constituye la parte esencial del bombeo hidráulico, porque es el
encargado de transmitir la energía a la bomba de subsuelo.
Flujo multifásico.- Flujo simultáneo de más de una fase fluida a través de un
medio poroso. La mayoría de los pozos de petróleo producen, a la postre,
petróleo y gas desde la formación y, con frecuencia, producen agua. Como
consecuencia de esto, el flujo multifásico es común en pozos de petróleo. La
mayoría de las técnicas de análisis de la presión transitoria suponen un flujo de
una sola fase.
Gravedad API.- Es la escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para
expresar la gravedad especifica de los aceites.
Indicadores financieros.- técnicas que se emplea para analizar las situaciones
financieras de la empresas, siendo el insumo principal para los análisis los
estados financieros, como el balance general, el estado de ganancias y pérdidas y
el estado de flujo de efectivo.
Jet.- Un tipo de motor que descarga un chorro de fluido a gran velocidad
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.
124
Permeabilidad.- Capacidad de permitir el paso a un fluido a través de las grietas,
poros o espacios intersticiales conectados, de un cuerpo sólido.
Petróleo.- Una mezcla compleja de compuestos de hidrocarburos naturales que
se encuentran en las rocas. El petróleo puede variar entre sólido y gaseoso, pero
el término se utiliza generalmente para hacer alusión al petróleo crudo líquido. Las
impurezas, tales como el azufre, el oxígeno y el nitrógeno, son comunes en el
petróleo.
Porosidad.- El porcentaje de volumen de poros o espacio poroso, o el volumen
de roca que puede contener fluidos.
Pozo.- Perforación para el proceso de búsqueda o producción de petróleo crudo,
gas natural o para proporcionar servicios relacionados con los mismos.
Presión hidrostática.- La presión pronosticada normal, correspondiente a una
profundidad dada, o la presión ejercida por unidad de área por una columna de
agua dulce desde el nivel del mar hasta una profundidad dada.
Principio de Venturi.- Consiste en un fenómeno en el que un fluido en
movimiento dentro de un conducto cerrado disminuye supresión cuando aumenta
la velocidad al pasar por una zona de sección menor
Propiedades PVT.- Abreviatura para presión, volumen, temperatura. El término
se usa en evaluaciones de propiedades de los fluidos
Prueba de presión.- Pruebas que consisten en la obtención de mediciones
mientras se hacen fluir fluidos del yacimiento, se efectúan en todas las etapas de
la vida productiva de los campos petroleros y gas; desde la fase exploratoria
hasta as fases de desarrollo, producción e inyección.
125
Recuperación secundaria.- Técnicas de extracción adicional de petróleo
después de la recuperación primaria. Esta incluye inyección de agua, o gas con el
propósito en parte de mantener la presión del yacimiento.
Relación gas-petróleo (GOR).- es la rata volumétrica de gas relacionada con la
rata de flujo volumétrico de petróleo, ambos convertidos en volúmenes en
condiciones de presión y temperatura.
Viscosidad.- Una propiedad de los fluidos y las lechadas que indica su
resistencia al flujo, definida como la relación entre el esfuerzo cortante y la
velocidad de corte
Yacimiento.- Un cuerpo de roca del subsuelo que exhibe un grado suficiente de
porosidad y permeabilidad para almacenar y transmitir fluidos. Un yacimiento es
un componente crítico de un sistema petrolero completo.
126
ANEXOS
127
INDICE DE ANEXOS
ANEXO N° 1
RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS GUIBERSON, NATIONAL, KOBE, FLUID PACKED PUMP, OHI, CLAW
A-1.1 DIMENSIONES DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET
A-1.2 ÁREA ANULAR GARGANTA-TOBERA DE FLUID PACKED PUMP (pg2)
A-1.3 ÁREA ANULAR GARGANTA-TOBERA DE OHI (pg2)
A-1.4 ÁREA ANULAR GARGANTA-TOBERA AS DE CLAW (pg2)
ANEXO N° 2
CURVAS DEL COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA IPR (INFLOW PERFORMANCE RELATIONSHIP)
A- 2.1 DATA NECESARIA PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LAS CURVAS IPR
ANEXO N° 3
TABLAS DE CÁLCULOS
A-3.1 RESULTADOS OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO AUCA-142
A-3.2 GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO AUCA-142
A-3.3 RESULTADO OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO AUCAH-083
A-3.4 GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO AUCAH-083
A-3.5 RESULTADO OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO AUCAJ–89
A-3.6 GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO AUCAJ-89
A-7.7 RESULTADO OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO AUCA-114
A-3.8 GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO AUCA-114
A-3.9 RESULTADO OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO CONONACO-15
A-3.10 GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO CONONACO-15
A-3.11 RESULTADO OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO CONONACO-23
A-3.11 GEOMETRÍAS ÓPTIMAS POR FABRICANTE POZO CONONACO-23
A-3.12 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO AUCA SUR 2RE
A-3.13 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO AUCA-31
128
A-3.14 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO AUCA-32
A-3.15 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO AUCA-138
A-3.16 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO AUCA-139
A-3.17 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO CONONACO 2RE
A-3.18 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO YULEBRA 14
129
ANEXO N° 1
RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS GUIBERSON, NATIONAL, KOBE, FLUID
PACKED PUMP, OHI, CLAW
130
TABLA A-1.1 DIMENSIONES DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET FLUID PACKED PUMP
OHI CLAW
Tobera Garganta Tobera Garganta Tobera Garganta
Número Área Número Área Número Área Número Área Número Área Número Área
1 0.00371 1 0.00905
1 0.0024 1 0.006
1 0.0018 A 0.0046
2 0.00463 2 0.01131
2 0.0031 2 0.0077
2 0.0030 B 0.0072
3 0.00579 3 0.01414
3 0.0040 3 0.0100
3 0.0038 C 0.0104
4 0.00724 4 0.01767
4 0.0052 4 0.0129
4 0.0054 D 0.0142
5 0.00905 5 0.02209
5 0.0067 5 0.0167
5 0.0074 E 0.0187
6 0.01131 6 0.02761
6 0.0086 6 0.0216
6 0.0094 F 0.0239
7 0.01414 7 0.03451
7 0.0111 7 0.0278
7 0.0108 G 0.0311
8 0.01767 8 0.04314
8 0.0144 8 0.0360
8 0.0122 H 0.0376
9 0.02209 9 0.05393
9 0.0184 9 0.0464
9 0.0148 I 0.0447
10 0.02761 10 0.06741
10 0.0238 10 0.0598
10 0.0175 J 0.0526
11 0.03451 11 0.08426
11 0.0307 11 0.0774
11 0.0239 K 0.0655
12 0.04314 12 0.10533
12 0.0396 12 0.1001
12 0.0311 L 0.0796
13 0.05393 13 0.13166
13 0.0512 13 0.1288
13 0.0450 M 0.0957
14 0.06741 14 0.16458
14 0.0661 14 0.1655
14 0.0658 N 0.1119
15 0.08426 15 0.20572
15 0.0854 15 0.2132
15 0.0851 O 0.1445
16 0.10533 16 0.25715
16 0.1114 16 0.2753
16 0.1251 P/ 0.1763
17 0.13166 17 0.32144
17 0.1439 17 0.3557
17 0.1552 Q 0.2154
18 0.16458 18 0.40180
18 0.1857 18 0.4596
18 0.195 R 0.2593
19 0.20572 19 0.50225
19 0.2400 19 0.5993
19 0.2464 S 0.3127
20 0.25715 20 0.62782
20 0.3099 20 0.7667
20 0.3119 T 0.3760
21 0.78477
21 0.4003 21 0.9905
21 0.3850 U 0.4515
22 0.98096
22 1.1669 22 1.2908
V 0.5426
23 1.22620
23 1.5072 23 1.6673
W 0.6520
24 1.53275
24 1.9465 24 2.1538
25 2.5140 25 2.7818
26 3.2471 26 3.5934
Relación
Relación
Relación
Tobera Garganta R Tobera Garganta R Tobera Garganta R
N N-1 0.517 A_
N N-1 0.517 A_
N N 0.410 A
N N 0.400 A
N N 0.400 A
N N+1 0.328 B
N N+1 0.310 B
N N+1 0.310 B
N N+2 0.262 C
N N+2 0.240 C
N N+2 0.240 C
N N+3 0.210 D
N N+3 0.186 D
N N+3 0.186 D
N N+4 0.168 E N N+4 0.144 E N N+4 0.144 E
FUENTE: Levantamiento artificial (Melo,2014); (OHI; 2001) ; (SERTECPET,2010)
131
TABLA A-1.2 ÁREA ANULAR GARGANTA-TOBERA DE FLUID PACKED PUMP (pg2)
Área Anular Garganta-Tobera AS
Tobera A B C D E
1 0.0053 0.0076 0.0104 0.0140 0.0184
2 0.0067 0.0095 0.0130 0.0175 0.0230
3 0.0084 0.0119 0.0163 0.0218 0.0287
4 0.0104 0.0149 0.0204 0.0273 0.0359
5 0.0130 0.0186 0.0255 0.0341 0.0449
6 0.0163 0.0232 0.0318 0.0426 0.0561
7 0.0204 0.0290 0.0398 0.0533 0.0701
8 0.0255 0.0363 0.0497 0.0666 0.0877
9 0.0318 0.0453 0.0622 0.0832 0.1096
10 0.0398 0.0567 0.0777 0.1041 0.1370
11 0.0498 0.0708 0.0972 0.1301 0.1712
12 0.0622 0.0885 0.1214 0.1626 0.2140
13 0.0777 0.1107 0.1518 0.2032 0.2675
14 0.0972 0.1383 0.1897 0.2540 0.3344
15 0.1215 0.1729 0.2372 0.3175 0.4180
16 0.1518 0.2161 0.2965 0.3969 0.5225
17 0.1898 0.2701 0.3706 0.4962 0.6531
18 0.2372 0.3377 0.4632 0.6202 0.8164
19 0.2965 0.4221 0.5791 0.7752 1.0205
20 0.3707 0.5276 0.7238 0.9691 1.2756
FUENTE: Levantamiento artificial, (Melo,2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
132
TABLA A-1.3 ÁREA ANULAR GARGANTA-TOBERA DE OHI (pg2)
Área Anular Garganta-Tobera AS
Tobera A- A B C D E
1
0.0036 0.0053 0.0076 0.0105 0.0143
2 0.0029 0.0046 0.0069 0.0098 0.0136 0.0185
3 0.0037 0.0060 0.0089 0.0127 0.0176 0.0238
4 0.0048 0.0077 0.0115 0.0164 0.0226 0.0308
5 0.0062 0.0100 0.0149 0.0211 0.0293 0.0397
6 0.0081 0.0130 0.0192 0.0274 0.0378 0.0512
7 0.0105 0.0167 0.0249 0.0353 0.0487 0.0663
8 0.0134 0.0216 0.0320 0.0454 0.0630 0.0857
9 0.0176 0.0280 0.0414 0.0591 0.0817 0.1104
10 0.0226 0.0361 0.0537 0.0763 0.1051 0.1417
11 0.0291 0.0467 0.0694 0.0981 0.1348 0.1825
12 0.0378 0.0605 0.0892 0.1258 0.1736 0.2356
13 0.0489 0.0776 0.1143 0.1620 0.2241 0.3045
14 0.0627 0.0994 0.1471 0.2092 0.2896 0.3935
15 0.0801 0.1278 0.1899 0.2704 0.3743 0.5140
16 0.1018 0.1639 0.2443 0.3482 0.4879 0.6553
17 0.1314 0.2119 0.3158 0.4555 0.6228 0.8466
18 0.1700 0.2739 0.4136 0.5809 0.8048 1.1051
19 0.2196 0.3593 0.5267 0.7505 1.0508 1.4273
20 0.2894 0.4567 0.6805 0.9809 1.3573 1.8439
21 0.3664 0.5902 0.8905 1.2670 1.7535 2.3815
FUENTE: OILWELL (2001)
133
TABLA A-1.4 ÁREA ANULAR GARGANTA-TOBERA AS DE CLAW (pg2)
Área Anular Garganta-Tobera AS
Tobera A- A B C D E
1
0.0028 0.0054 0.0086 0.0124 0.0169
2 0.0016 0.0042 0.0074 0.0112 0.0157 0.0209
3 0.0034 0.0066 0.0104 0.0149 0.0201 0.0273
4 0.0050 0.0088 0.0133 0.0185 0.0257 0.0322
5 0.0068 0.0113 0.0165 0.0237 0.0302 0.0373
6 0.0093 0.0145 0.0217 0.0282 0.0353 0.0432
0.0131 0.0203 0.0268 0.0339 0.0418 0.0547
8 0.0189 0.0254 0.0325 0.0404 0.0533 0.0674
9 0.0228 0.0299 0.0378 0.0507 0.0648 0.0809
10 0.0272 0.0351 0.0480 0.0621 0.0782 0.0944
11 0.0287 0.0416 0.0557 0.0718 0.0880 0.1206
12 0.0344 0.0485 0.0646 0.0808 0.1134 0.1452
13 0.0346 0.0507 0.0669 0.0995 0.1313 0.1704
14 0.0299 0.0461 0.0787 0.1105 0.1496 0.1935
15 0.0268 0.0594 0.0912 0.1303 0.1742 0.2276
16 0.0194 0.0512 0.0903 0.1342 0.1876 0.2509
17 0.0211 0.0602 0.1041 0.1575 0.2208 0.2963
18 0.0204 0.0643 0.1177 0.1810 0.2565 0.3476
19 0.0129 0.0663 0.1296 0.2051 0.2962 0.4056
20 0.0008 0.0641 0.1396 0.2307 0.3401
21
0.0665 0.1576 0.2670
FUENTE: SERTECPET (2010)
134
ANEXO N° 2
CURVAS DEL COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA IPR (INFLOW PERFORMANCE RELATIONSHIP)
135
CURVAS DEL COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA IPR (INFLOW
PERFORMANCE RELATIONSHIP) Para obtener la mayor ganancia en los sistemas de levantamiento artificial tipo jet
es esencial que la bomba tenga un correcto diseño; para ello, se debe conocer los
caudales que pueden ser producidos evitando posibles problemas de cavitación
de la bomba, con este fin es indispensable conocer el diagrama IPR (Inflow
Performance Relationship), de cada uno de nuestros pozos. El análisis correcto
de nuestras curvas de comportamiento de afluencia, inflow y outflow,
proporcionará cuales son los parámetros idóneos de cada una de nuestras
bombas para su correcto funcionamiento.
El método de Petrobras se caracteriza por dividirse en tres zonas, las cuales se
encuentran definidas por los valores de qb, qmáx, qtmáx; en donde:
· Zona 1: valores entre 0<q<qb
· Zona 2: valores entre qb<q<qmáx
· Zona 3: valores entre qmax<q<qtmáx
A continuación se presentan los algoritmos desarrollados por Petrobras, los
cuales serán empleados en este proyecto para la construcción de las curvas IPR
de yacimientos saturados y subsaturados. La data necesaria para la construcción
de las curvas IPR de pos pozos por ser analizados se presenta a continuación en
la tabla A-2.1.
136
TABLA A- 2.1 DATA NECESARIA PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LAS CURVAS IPR
Parámetros Simbología Unidades
Presión de reservorio PR psi Presión de saturación Pb psi Presión de fondo fluyente PWF psi
Caudal total @ PWF QT bl/día
Caudal de agua @ PWF QW bl/día Caudal de petróleo @ PWF QO bl/día Corte de agua FW
Corte de petróleo FO ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
IPR de Yacimientos saturados
En muchos pozos del oriente ecuatoriano su presión de fondo fluyente se
encuentra por debajo de la presión de saturación, PWF < Pb. Por ende el uso del
índice de producción IP es inapropiado ya que no es representativo del pozo.
A continuación se presentan los algoritmos correspondientes del método de
Petrobras cuando el yacimiento es saturado.
Primeramente se determina el valor de J
( )testWFRWb
bRO
testt
PPf8.1AP
PPf
qJ
-+÷ø
öçè
æ +-= (A-2.1)
Siendo
2
b
testWF
b
testWF
P
P8.0
P
P2.01A ÷÷
ø
öççè
æ-÷÷ø
öççè
æ-= (A-2.2)
Determinar el caudal en el punto de saturación
J
qPP t
RWF -= (A-2.3)
137
Determinar el caudal máximo de petróleo
8.1
PJqq b
bmáxO
++= (A.2.4)
Determinar CD
( )úú
û
ù
êê
ë
é
÷÷ø
öççè
æ
-
--+-+÷÷
ø
öççè
æ=-=
bmáxO
bmáxObO
máxOWCWFDWF qq
qq999.080811P125.0f
J
q001.0fPPCD
(A-2.5)
Determinar CG
máxOq001.0CG = (A-2-6)
Determinar tanα
CD
CGtan =a (A-2.7)
Determinar tanβ
CG
CDtan =b (A-2.8)
Determinar el caudal máximo total esperado
( )a÷÷ø
öççè
æ-+= tan
J
qPfqq máxO
RWmáxOmáxt (A-2.9)
Calcular las presiones de fondo fluyente para diferentes valores de caudal en el
intervalo comprendido entre 0 bl/día hasta el caudal de burbuja.
J
qPP t
RWF -= (A-2.10)
138
Calcular las presiones de fondo fluyente para diferentes valores de caudal en el
intervalo comprendido entre el caudal de burbuja hasta el caudal máximo de
petróleo.
( )úú
û
ù
êê
ë
é
÷÷ø
öççè
æ
--
-+-+÷ø
öçè
æ-=
bmáxO
btbO
tRWWF qq
qq80811P125.0f
J
qPfP (A-2.11)
Calcular la presión de fondo fluyente para diferentes valores de caudal en el
intervalo comprendido entre el caudal máximo de petróleo hasta el caudal total
máximo.
( )( )b--÷÷ø
öççè
æ-= tanqq
J
qPfP máxOt
máxORWWF (A-2.12)
Generar una tabla y su correspondiente gráfica con los diferentes valores
calculados de caudal y presiones con las ecuaciones A-2.10, A- 2.11 y A-2.12.
IPR para Yacimientos subsaturados
En un yacimiento subsaturado la IPR tendrá dos comportamientos, cuando la
presión de fondo fluyente sea mayor a la presión de saturación PWF>Pb existirá
flujo de una sola fase y cuando la presión de fondo fluyente sea menor a la
presión de saturación PWF<Pb existirá flujo multifásico.
A continuación se presentan los algoritmos correspondientes del método de
Petrobras cuando el yacimiento es subsaturado.
Primeramente se determina el valor de J.
WFR
t
PP
qJ
-= (A-2.13)
139
Determinar el caudal en el punto de saturación
( )bRb PPJq -= (A-2.14)
Determinar el caudal máximo de petróleo
8,1
PJqq b
bmáxO
´+= (A-2.15)
Determinar CD
( )úú
û
ù
êê
ë
é
÷÷ø
öççè
æ
-
--+-+÷÷
ø
öççè
æ=-=
bmáxO
bmáxObO
máxOWWFCWFD qq
qq999.080811P125.0f
J
q001.0fPPCD
(A-2.16)
Determinar CG
máxOq001.0CG = (A-2.17)
Determinar tanα
CD
CGtan =a (A-2.18)
Determinar tanβ
CG
CDtan =b (A-2.19)
Determinar el caudal máximo total esperado
( )a÷÷ø
öççè
æ-+= tan
J
qPfqq máxO
WWmáxOmáxO (A-2.20)
140
Calcular las presiones de fondo fluyente para diferentes valores de caudal en el
intervalo comprendido entre 0 bl/día hasta el caudal de burbuja.
J
qPP t
RWF -= (A-2.21)
Calcular las presiones de fondo fluyente para diferentes valores de caudal en el
intervalo comprendido entre el caudal de burbuja hasta el caudal máximo de
petróleo.
( )úú
û
ù
êê
ë
é
÷÷ø
öççè
æ
--
-+-+÷ø
öçè
æ-=
bmaxo
btbO
tRWWF qq
qq80811P125.0f
J
qPfP (A-2.22)
Calcular la presión de fondo fluyente para diferentes valores de caudal en el
intervalo comprendido entre el caudal máximo de petróleo hasta el caudal total
máximo.
( )( )b--÷÷ø
öççè
æ-= tanqq
J
qPfP máxOt
máxORWWF (A-2.30)
Generar una tabla y su correspondiente gráfica con los diferentes valores
calculados de caudal y presiones con las ecuaciones A-2.28, A-2.29 y A-2.30.
141
ANEXO N° 3
TABLAS DE CÁLCULOS
142
TABLA A-3.1 RESULTADOS OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO AUCA-142
Iteraciones
Parámetros Primera Segunda Tercera
PT = psi 3200 3200 3200
M = 1.0000 0.4617 0.4569
Go = GN = psi/pie 0.4115 0.4115 0.4115
GS = psi/pie 0.4144 0.4144 0.4144
BT = bl/BF 1.0703 1.0703 1.0703
QN = bl/día 377.2953 817.1310 825.7476
PFN = psi 3.8986 15.5471 15.8418
C = 239.7772 239.7772 239.7772
PN = psi 7241.3697 7204.8430 7204.5484
QD = bl/día 727.2953 1167.1310 1175.7476
GD = psi/pie 0.4129 0.4124 0.4124
FWD = 0.0481 0.0300 0.0298
GLR = pie3/bl 36.3814 22.6710 22.5048
μD = cp 17.4591 17.7839 17.7878
Flujo = Multifásico Multifásico Multifásico
PD = psi 3863.4000 3871.2000 3871.4000
PFD = psi 1.7365 37.5661 38.0653
C = 2218.2328 239.7772 239.7772
H = 0.6578 0.6640 0.6642
R = 0.4000 0.4000 0.4000
M = 0.4617 0.4569 0.4568
KTD = 0.2000 0.2000 0.2000
KN = 0.0300 0.0300 0.0300
C1… = 0.8000 0.8000 0.8000
C2 = 0.0889 0.0889 0.0889
C3 = 0.1920 0.1920 0.1920
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300
% Error = 116.5760 1.0545 0.0270
Convergencia = No converge Converge
ML = 0.7192
Estado =
No cavita
AN = pg2 0.0085
AT = pg2 0.0214
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
14
3
TA
BL
A A
-3.2
GE
OM
ET
RÍA
S Ó
PT
IMA
S P
OR
F
AB
RIC
AN
TE
PO
ZO
AU
CA
-14
2
Ko
be
R
Bo
mb
a
Nat
ion
al-O
ilmas
ter
R
Bo
mb
a
Gu
iber
son
R
Bo
mb
a T
ob
era
G
arg
anta
T
ob
era
G
arg
anta
T
ob
era
G
arg
anta
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
5
0.0
067
5
0.0
167
0.4
00
5-A
6
0.0
081
6
0.0
212
0.3
80
6-A
A
0.0
055
2
0.0
189
0.2
9 A
-2
6
0.0
215
0.3
10
5-B
7
0.0
271
0.2
99
6-B
3
0.0
241
0.2
3 A
-3
6
0.0
086
5
0.0
167
0.5
17
6-A
- 7
0.0
103
6
0.0
212
0.4
83
7-X
B
0.0
095
2
0.0
189
0.5
0 B
-2
6
0.0
215
0.4
00
6-A
7
0.0
271
0.3
80
7-A
3
0.0
241
0.4
0 B
-3
Cla
w
R
Bo
mb
a
OH
I
R
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a
Flu
id P
acke
d P
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p
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G
arg
anta
T
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G
arg
anta
T
ob
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G
arg
anta
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2)
No
Á
rea
(p
g2 )
5
0.0
074
E
0.0
187
0.4
00
5-E
5
0.0
067
5
0.0
167
0.4
00
5-A
4
0.0
0724
4
0.0
1767
0.4
10
4-A
F
0.0
239
0.3
10
5-F
6
0.0
216
0.3
10
5-B
5
0.0
2209
0.3
28
4-B
6
0.0
094
E
0.0
187
0.5
17
6-E
6
0.0
086
5
0.0
167
0.5
17
6-A
- 5
0.0
0905
N
/A
N/A
N
/A
N/A
F
0.0
239
0.4
00
6-F
6
0.0
216
0.4
00
6-A
5
0.0
2209
0.4
10
5-A
ELA
BO
RA
DO
PO
R:
Ag
uirr
e F
abio
y M
end
oza P
ablo
144
TABLA A-3.3 RESULTADO OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO AUCAH-083
Iteraciones
Parámetros Primera Segunda Tercera
PT = psi 3000 3000 3000
M = 1.0000 0.2598 0.2552
Go = GN = psi/pie 0.3883 0.3883 0.3883
GS = psi/pie 0.4009 0.4009 0.4009
BT = bl/BF 1.3552 1.3552 1.3552
QN = bl/día 314.8141 1211.6657 1233.3991
PFN = psi 2.1479 23.9743 24.7495
C = 239.7772 239.7772 239.7772
PN = psi 6868.8149 6846.9885 6846.2133
QD = bl/día 539.8141 1436.6657 1458.3991
GD = psi/pie 0.3935 0.3902 0.3902
FWD = 0.1042 0.0392 0.0386
GLR = pie3/bl 71.2745 26.7808 26.3817
μD = cp 3.8638 4.1174 4.1197
Flujo = Multifásico Multifásico Multifásico
PD = psi 3986.1000 3994.6000 3994.8000
PFD = psi 0.7735 41.5489 42.6831
C = 2218.2328 239.7772 239.7772
H = 1.0350 1.0490 1.0494
R = 0.5000 0.5000 0.5000
M = 0.2598 0.2552 0.2551
KTD = 0.2000 0.2000 0.2000
KN = 0.0300 0.0300 0.0300
C1… = 1.0000 1.0000 1.0000
C2 = 0.0000 0.0000 0.0000
C3 = 0.3000 0.3000 0.3000
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300
% Error = 284.8830 1.7937 0.0548
Convergencia= No converge No converge Converge
ML = 0.3633
Estado = No cavita
AN = pg2
0.0121
AT = pg2
0.0242 ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
14
5
TA
BL
A A
-3.4
GE
OM
ET
RÍA
S Ó
PT
IMA
S P
OR
F
AB
RIC
AN
TE
PO
ZO
AU
CA
H-0
83
Ko
be
R
Bo
mb
a
Nat
ion
al-O
ilmas
ter
R
Bo
mb
a
Gu
iber
son
R
Bo
mb
a T
ob
era
G
arg
anta
T
ob
era
G
arg
anta
T
ob
era
G
arg
anta
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
7
0.0
111
6
0.0
215
0.5
17
7-A
- 7
0.0
103
6
0.0
212
0.4
83
7-X
B
0.0
095
3
0.0
241
0.4
0 B
-3
7
0.0
278
0.4
00
7-A
7
0.0
271
0.3
80
7-A
4
0.0
314
0.3
0 B
-4
8
0.0
144
N/A
N
/A
N/A
N
/A
8
0.0
131
N/A
N
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N/A
N
/A
C
0.0
123
3
0.0
241
0.5
1 C
-3
7
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278
0.5
17
8-A
-
7
0.0
271
0.4
83
8-X
4
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314
0.3
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-4
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R
Bo
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acke
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a
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0.0
108
F
0.0
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7
0.0
111
6
0.0
216
0.5
17
7-A
- 6
0.0
1131
N/A
N
/A
N/A
N
/A
G
0.0
311
0.4
00
7-G
7
0.0
278
0.4
00
7-A
6
0.0
2761
0.4
10
6-A
8
0.0
122
N/A
N
/A
N/A
N
/A
8
0.0
144
N/A
N
/A
N/A
N
/A
7
0.0
1414
N/A
N
/A
N/A
N
/A
G
0.0
311
0.5
17
8-G
7
0.0
278
0.5
17
8-A
-
7
0.0
3451
0.4
10
7-A
ELA
BO
RA
DO
PO
R:
Ag
uirr
e F
abio
y M
end
oza P
ablo
146
TABLA A-3.5 RESULTADO OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO AUCAJ–89
Iteraciones
Parámetros Primera Segunda Tercera
PT = psi 3100 3100 3100
M = 1.0000 0.2573 0.2633
Go = GN = psi/pie 0.4071 0.4071 0.4071
GS = psi/pie 0.4116 0.4116 0.4116
BT = bl/BF 1.0213 1.0213 1.0213
QN = bl/día 206.5136 802.5766 784.2384
PFN = psi 0.8731 9.9160 9.5141
C = 239.7772 239.7772 239.7772
PN = psi 7061.0855 7052.0426 7052.4445
QD = bl/día 406.5136 1002.5766 984.2384
GD = psi/pie 0.4093 0.4080 0.4080
FWD = 0.0738 0.0299 0.0305
GLR = pie3/bl 8.3638 3.3913 3.4544
μD = cp 2.5590 2.6660 2.6647
PD = psi 4103.0975 4071.8314 4072.6086
PFD = psi 0.4027 18.8617 18.2472
C = 2218.2328 239.7772 239.7772
H = 1.0426 1.0244 1.0248
R = 0.5000 0.5000 0.5000
M = 0.2573 0.2633 0.2632
KTD = 0.2000 0.2000 0.2000
KN = 0.0300 0.0300 0.0300
C1… = 1.0000 1.0000 1.0000
C2 = 0.0000 0.0000 0.0000
C3 = 0.3000 0.3000 0.3000
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300
% Error = 288.6313 2.2849 0.0491
Convergencia= No converge No converge Converge
ML = 0.3604
Estado = No cavita
AN = pg2 0.0077
AT = pg2 0.0155
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
14
7
TA
BL
A A
-3.6
GE
OM
ET
RÍA
S Ó
PT
IMA
S P
OR
F
AB
RIC
AN
TE
PO
ZO
AU
CA
J-8
9
Ko
be
R
Bo
mb
a
Nat
ion
al-O
ilmas
ter
R
Bo
mb
a
Gu
iber
son
R
Bo
mb
a T
ob
era
G
arg
anta
T
ob
era
G
arg
anta
T
ob
era
G
arg
anta
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
No
Á
rea
(p
g2 )
5
0.0
067
4
0.0
129
0.5
17
5-A
- 5
0.0
064
4
0.0
131
0.4
83
5-X
A
0.0
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TABLA A-7.7 RESULTADO OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO AUCA-114 Iteraciones
Parámetro Primera Segunda Tercera
PT = psi 3200 3200 3200
M = 1.0000 0.3218 0.3069
Go = GN = psi/pie 0.3870 0.3870 0.3870
GS = psi/pie 0.3950 0.3950 0.3950
BT = bl/BF 1.4952 1.4952 1.4952
QN = bl/día 396.6971 1232.6014 1292.5045
PFN = psi 3.1350 23.8542 25.9690
C = 239.7772 239.7772 239.7772
PN = psi 7061.5771 7040.8579 7038.7431
QD = bl/día 656.6971 1492.6014 1552.5045
GD = psi/pie 0.3902 0.3884 0.3884
FWD = 0.0633 0.0279 0.0268
GLR = pie3/bl 75.8267 33.3614 32.0741
μD = cp 4.0231 4.1614 4.1656
Flujo = Multifásico Multifásico Multifásico
PD = psi 3711.6000 3772.9000 3774.0000
PFD = psi 1.0646 42.9737 46.1145
C = 2218.2328 239.7772 239.7772
H = 0.8586 0.8989 0.9001
R = 0.5000 0.5000 0.5000
M = 0.3218 0.3069 0.3065
KTD = 0.2000 0.2000 0.2000
KN = 0.0300 0.0300 0.0300
C1… = 1.0000 1.0000 1.0000
C2 = 0.0000 0.0000 0.0000
C3 = 0.3000 0.3000 0.3000
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300
% Error = 210.7160 4.8599 0.1452
Convergencia= No converge No converge Converge
ML = 0.3218 Estado = No cavita AN = pg2
0.0123
AT = pg2 0.0245
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
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TABLA A-3.9 RESULTADO OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO CONONACO-15
Iteraciones
Parámetro Primera Segunda Tercera
PT = psi 3200 3200 3200
M = 1.0000 0.4477 0.4427
Go = GN = psi/pie 0.4082 0.4082 0.4082
GS = psi/pie 0.4087 0.4087 0.4087
BT = bl/BF 1.0481 1.0481 1.0481
QN = bl/día 314.8378 703.2928 711.1674
PFN = psi 2.0690 8.7207 8.8963
C = 239.7772 239.7772 239.7772
PN = psi 7216.1653 7209.5135 7209.3380
QD = bl/día 614.8378 1003.2928 1011.1674
GD = psi/pie 0.4084 0.4083 0.4083
FWD = 0.0098 0.0060 0.0059
GLR = pie3/bl 26.7778 16.4100 16.2822
μD = cp 4.2559 4.2712 4.2714
Flujo = Multifásico Multifásico Multifásico
PD = psi 3881.3000 3891.4000 3891.6000
PFD = psi 0.9489 21.1023 21.3999
C = 2218.2328 239.7772 239.7772
H = 0.6760 0.6824 0.6826
R = 0.4000 0.4000 0.4000
M = 0.4477 0.4427 0.4426
KTD = 0.2000 0.2000 0.2000
KN = 0.0300 0.0300 0.0300
C1… = 0.8000 0.8000 0.8000
C2 = 0.0889 0.0889 0.0889
C3 = 0.1920 0.1920 0.1920
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300
% Error = 123.3826 1.1197 0.0238
Convergencia= No converge No converge Converge
ML = 0.7102
Estado = No cavita
AN = pg2
0.0073
AT = pg2
0.0183 ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
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TABLA A-3.11 RESULTADO OBTENIDOS POR CADA ITERACIÓN POZO CONONACO-23
Iteraciones
Parámetro Primera Segunda Tercera
PT = psi 3200 3200 3200
M = 1.0000 0.2999 0.2779
Go = GN = psi/pie 0.4050 0.4050 0.4050
GS = psi/pie 0.4290 0.4290 0.4290
BT = bl/BF 1.0390 1.0390 1.0390
QN = bl/día 385.2323 1284.5322 1386.0480
PFN = psi 3.3084 28.5648 32.7311
C = 239.7772 239.7772 239.7772
PN = psi 7314.4636 7289.2072 7285.0409
QD = bl/día 735.2323 1634.5322 1736.0480
GD = psi/pie 0.4164 0.4101 0.4098
FWD = 0.3808 0.1713 0.1613
GLR = pie3/bl 12.0914 5.4389 5.1208
μD = cp 4.0695 5.3239 5.3839
Flujo = Multifásico N/A N/A
PD = psi 4111.4000 4200.2288 4190.8097
PFD = psi 1.3545 54.8806 61.2393
C = 2223.8511 239.7772 239.7772
H = 0.9183 0.9810 0.9763
R = 0.5000 0.5000 0.5000
M = 0.2999 0.2779 0.2796
KTD = 0.2000 0.2000 0.2000
KN = 0.0300 0.0300 0.0300
C1… = 1.0000 1.0000 1.0000
C2 = 0.0000 0.0000 0.0000
C3 = 0.3000 0.3000 0.3000
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300
% Error = 233.4435 7.9029 0.5777
Convergencia= No converge No converge Converge
ML = 0.3836
Estado = No cavita
AN = pg2
0.0136
AT = pg2
0.0271 ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
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0.0
144
N/A
N
/A
N/A
N
/A
7
0.0
1414
N
/A
N/A
N
/A
N/A
H
0.0
376
0.5
17
9-H
7
0.0
278
0.5
17
8-A
-
7
0.0
3451
0.4
10
7-A
ELA
BO
RA
DO
PO
R:
Ag
uirr
e F
abio
y M
end
oza P
ablo
154
TABLAS DE RESULTADOS METODO DE PETRIE
TABLA A-3.12 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO AUCA SUR-2RE PARTE A.- Escoger la tobera e iterar con el caudal de fluido motriz
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad GS = 0.3948 0.3948 psi/pie
ACM = 0.0127 0.0207 pg2 Fabricante = Guiberson
AS = 0.0276--0.39 0.0276--0.39 pg2 Tobera = D D
AN = 0.0177 0.0177 pg2
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda PT = psi 3100 3100 3100 3100 PN = psi 6953.1058 6817.0159 6953.1058 6837.9767 ∆QN = bl/día 1932.4920 1912.0062 1760.0954 1741.0654 ∆QN = %
1.0714
1.0930
ν = pie/s 3.8627 3.5181 NRe = 13077.3223 11910.7017 Flujo = Turbulento Turbulento ρo = g/cm3 0.8218 0.8218 μo = cp 4.5876 4.5876
f = 0.0323 0.0330
PFN = psi 136.0899 115.1291 ∆QN < 15 % --- Verdadero --- Verdadero PARTE B.- Iteración con el caudal de producción
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
QD = bl/día 2162 2200 2541 2359
GD = psi/pie 0.3771 0.3774 0.3810 0.3800
FWD = 0.0393 0.0445 0.1070 0.0891
GLR = pie3/bl 14 16 39.0639 32.5091
no = cst 5.5821 5.5821 5.5821 5.5821
nw = cst 0.2391 0.2391 0.2391 0.2391
nD = cst 5.3720 5.3445 5.0102 5.1061
v= pie/s 2.5702 2.6150 3.0208 2.8046
NRe = 5189.4035 5307.0029 6539.7656 5957.5226
Flujo = Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento
e = N/A N/A N/A N/A
f = N/A N/A N/A N/A
PFD = psi N/A N/A N/A N/A
155
TABLA A-3.12 CONTINUACIÓN
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda Flujo = Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento
PD = psi 3762.5 3769.2 3762.7 3750.7
H = 1.0681 1.0726 0.7033 0.6966
M = 0.2164 0.2491 0.5525 0.4269
R = 0.5000 0.5000 0.4000 0.4000
C1… = 1.0000 1.0000 0.8000 0.8000
C2 = 0.0000 0.0000 0.0889 0.0889
C3 = 0.3000 0.3000 0.1920 0.1920
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300 1.0300
M = 0.2491 0.2476 0.4269 0.4319
Máx.VALOR = 0.2273 0.2615 0.5802 0.4483
Min VALOR = 0.2056 0.2366 0.5249 0.4056
Convergencia = No converge Converge No converge Converge
QS NUEVO = bl/día 327.3082 321.8616 618.1051 625.3350
PARTE C.- Cálculos finales
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
AT = 0.0354 0.0443 pg2
Garganta = 0.0452 0.0452 pg2
N°- = 6 6
Bomba = Guiberson
D – 6
QSC = 542 1063 bl/día
HP = 101 92 HP
HP@90% = 112 102 HP
ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
156
TABLA A-3.13 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO AUCA-31 PARTE A.- Escoger la tobera e iterar con el caudal de fluido motriz
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad GS = 0.3964 0.3964 psi/pie
ACM = 0.0217 0.0246 pg2
Fabricante = Claw
AS = 0.0299 0.0299 pg2
Tobera = 9 9
AN = 0.0148 0.0148 pg2
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
PT = psi 3500 3500 3500 3500
PN = psi 7290.5822 7256.1127 7290.5822 7257.8833
QN = bl/día 1682.3300 1678.1772 1633.4897 1629.4325
∆QN = %
0.2475
0.2490
ν = pie/s 2.2382 2.1732
NRe = 17198.5264 16699.2303 Flujo = Turbulento Turbulento
ρo = g/cm3 0.8247 0.8247
μo = cp 2.4860 2.4860
f = 0.0305 0.0307
PFN = psi 34.4695 32.6988 ∆QN < 15 % --- Verdadero --- Verdadero PARTE B.- Iteración con el caudal de producción
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
QD = bl/día 2078 2053 2329 2060
GD = psi/pie 0.3787 0.3785 0.3811 0.3791
FWD = 0.0712 0.0676 0.1112 0.0773
GLR = pie3/bl 2.1827 2.0706 3.4077 2.3694
no = cst 3.0146 3.0146 3.0146 3.0146
nw = cst 0.2995 0.2995 0.2995 0.2995
nD = cst 2.8212 2.8311 2.7127 2.8047
ν = pie/s 0.9120 0.9010 1.0223 0.9040
NRe = 6947.8877 6839.8052 8099.4545 6927.0885
Flujo = Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento
e =
0.6398 0.6398 0.6398 0.6398
157
TABLA A-3.13 CONTINUACIÓN
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
f = 0.0369 0.0371 0.0358 0.0370
PFD = psi 6.1953 6.0616 7.6009 6.0979
Flujo = N/A N/A N/A N/A
PD = psi 3884.1861 3881.8593 3909.5617 3887.7419
H = 1.0629 1.0615 0.9586 0.9459
M = 0.2675 0.2507 0.4647 0.2857
R = 0.5000 0.5000 0.5000 0.5000
C1… = 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000
C2 = 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
C3 = 0.3000 0.3000 0.3000 0.3000
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300 1.0300
M = 0.2507 0.2512 0.2857 0.2901
Máx.VALOR = 0.2809 0.2632 0.4879 0.3000
Min VALOR = 0.2541 0.2382 0.4414 0.2714
Convergencia= No converge Converge No converge Converge
QS NUEVO = bl/día 374.8717 375.5580 430.3768 437.0579
PARTE C.- Cálculos finales
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
AT = 0.0296 0.0296 pg2
Garganta = 0.0376 0.0376 pg2
N°- = H H
Bomba = Claw
9 – H
QSC = 421 650 bl/día
HP = 100 97 HP
HP@90% = 111 108 HP ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
158
TABLA A-3.14 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO AUCA-32 PARTE A.- Escoger la tobera e iterar con el caudal de fluido motriz
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
GS = 0.4103 0.4103 psi/pie
ACM = 0.0150 0.0165 pg2
Fabricante = Kobe
AS = 0.0278 0.0278 pg2
Tobera = 9 9
AN = 0.0186 0.0186 pg2
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
PT = psi 3500 3500 3500 3500
PN = psi 7286.7851 7234.4721 7286.7851 7237.5200
QN = bl/día 2104.8408 2096.8890 2035.4240 2027.6800
∆QN = %
0.3792
0.3819
ν = pie/s 2.8003 2.7080
NRe = 19480.2799 18837.8281 Flujo = Turbulento Turbulento
ρo = g/cm3 0.8226 0.8226
μo = cp 2.7390 2.7390
f = 0.0297 0.0300
PFN = psi 52.3130 49.2651 ∆QN < 15 %
Verdadero
Verdadero
PARTE B.- Iteración con el caudal de producción
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
QD = bl/día 2397 2499 2528 2493
GD = psi/pie 0.3794 0.3807 0.3820 0.3816
FWD = 0.0753 0.0968 0.1191 0.1124
GLR = pie3/bl 1 1 1 1
no = cst 3.3299 3.3299 3.3299 3.3299
nw = cst 0.2995 0.2995 0.2995 0.2995
nD = cst 3.1015 3.0364 2.9690 2.9893
ν = pie/s 1.0519 1.0966 1.1093 1.0941
NRe = 7289.1006 7761.9727 8029.9631 7866.3814
Flujo = Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento
e =
0.6398 0.6398 0.6398 0.6398
159
TABLA A-3.14 CONTINUACIÓN
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
f = 0.0366 0.0361 0.0358 0.0360
PFD = psi 8.1285 8.7588 8.9408 8.7232
Flujo = N/A N/A N/A N/A
PD = psi 4079.5813 4092.9464 4106.3200 4102.1328
H = 1.1822 1.1914 1.0559 1.0532
M = 0.1596 0.2138 0.2718 0.2530
R = 0.5000 0.5000 0.5000 0.5000
C1… = 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000
C2 = 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
C3 = 0.3000 0.3000 0.3000 0.3000
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300 1.0300
M = 0.2138 0.2111 0.2530 0.2539
Máx.VALOR= 0.1676 0.2245 0.2854 0.2656
Min VALOR = 0.1516 0.2031 0.2582 0.2403
Convergencia= No converge Converge No converge Converge
QS NUEVO = bl/día 401.9247 396.7579 465.4308 467.0697 PARTE C.- Cálculos finales
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
AT = 0.0372 0.0372 pg2
Garganta = 0.0464 0.0464 pg2
N°- = 9 9
Bomba = Kobe
9 – A
QSC = 555 842 bl/día
HP = 125 121 HP
HP@90% = 139 134 HP ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
160
TABLA A-3.15 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO AUCA-138 PARTE A.- Escoger la tobera e iterar con el caudal de fluido motriz
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
GS = 0.4194 0.4194 psi/pie
ACM = 0.0201 0.0269 pg2
Fabricante = Claw
AS = 0.0351 0.0351 pg2
Tobera = 10 10
AN = 0.0175 0.0175 pg2
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
PT = psi 3200 3200 3200 3200
PN = psi 7113.8201 7062.1174 7113.8201 7064.8832
QN = bl/día 1911.5621 1904.1875 1853.7436 1846.5457
∆QN = %
0.3873
0.3898
ν = pie/s 2.5432 2.4663
NRe = 10066.1991 9761.7295
Flujo = Turbulento Turbulento
ρo = g/cm3 0.8549 0.8549
μo = cp 5.0030 5.0030
f = 0.0342 0.0344
PFN = psi 51.7027 48.9369
∆QN < 15 %
Verdadero
Verdadero PARTE B.- Iteración con el caudal de producción
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
QD = bl/día 2254 2127 2547 2235
GD = psi/pie 0.3942 0.3898 0.3977 0.3947
FWD = 0.0854 0.0045 0.1512 0.0955
GLR = pie3/bl 16 22 28.3266 17.8924
no = cst 5.8523 5.8523 5.8523 5.8523
nw = cst 0.3631 0.3631 0.3631 0.3631
nD = cst 5.3835 5.8276 5.0224 5.3281
ν = pie/s 0.9893 0.9333 1.1176 0.9807
NRe = 3949.3566 3442.1325 4782.3736 3955.6336
Flujo = Transición Transición Turbulento Transición
e =
N/A N/A N/A N/A
f = N/A N/A N/A N/A
161
TABLA A-3.15 CONTINUACIÓN
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
PFD = psi N/A N/A N/A N/A
Flujo = Multifásico Multifásico Multifásico Multifásico
PD = psi 3846.8 3840.9 3846.9 3850.6
H = 1.0720 1.0682 0.9468 0.9491
M = 0.3256 0.2478 0.5228 0.2898
R = 0.5000 0.5000 0.5000 0.5000
C1… = 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000
C2 = 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
C3 = 0.3000 0.3000 0.3000 0.3000
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300 1.0300
M = 0.2478 0.2490 0.2898 0.2890
Máx.VALOR= 0.3419 0.2602 0.5490 0.3043
Min VALOR = 0.3093 0.2354 0.4967 0.2753
Convergencia = No converge Converge No converge Converge
QS NUEVO = bl/día 266.3572 267.6662 387.9759 386.9232 PARTE C.- Cálculos finales
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
AT = 0.0350 0.0350 pg2
Garganta = 0.0447 0.0447 pg2
N°- = I I
Bomba = Claw
10 – I
QSC = 475 709 bl/día
HP = 104 100 HP
HP@90% = 115 112 HP ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
162
TABLA A-3.16 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO AUCA-139 PARTE A.- Escoger la tobera e iterar con el caudal de fluido motriz
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
GS = 0.3937 0.3937 psi/pie
ACM = 0.0414 0.0283 pg2
Fabricante = Claw
AS = 0.0416 0.0416 pg2
Tobera = 11 11
AN = 0.0239 0.0239 pg2
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
PT = psi 3000 3000 3000 3000
PN = psi 7419.7413 7321.3799 7419.7413 7329.2784
QN = bl/día 2617.6036 2598.3752 2498.0098 2479.4781
∆QN = %
0.7400
0.7474
ν = pie/s 3.4825 3.3234
NRe = 16078.9560 15344.3361
Flujo = Turbulento Turbulento
ρo = g/cm3 0.8511 0.8511
μo = cp 4.2700 4.2700
f = 0.0310 0.0313
PFN = psi 98.3614 90.4629
∆QN < 15 % --- Verdadero --- Verdadero PARTE B.- Iteración con el caudal de producción
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Iteración Iteración
Primera Segunda Tercera Primera Segunda QD = bl/día 3498 2972 2950 3379 3052 GD = psi/pie 0.3893 0.3885 0.3885 0.3894 0.3889 FWD =
0.0309 0.0151 0.0143 0.0320 0.0225
GLR = pie3/bl 52 25 24 53.6675 37.7891 no = cst 5.0171 5.0171 5.0171 5.0171 5.0171 nw = cst 0.3684 0.3684 0.3684 0.3684 0.3684 nD = cst 4.8736 4.9470 4.9506 4.8685 4.9125 ν = pie/s 1.5353 1.3042 1.2947 1.4831 1.3393 NRe =
6770.5599 5665.8409 5620.6816 6547.2361 5859.3951
Flujo = Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento e =
N/A N/A N/A N/A N/A
f = N/A N/A N/A N/A N/A
PFD = psi N/A N/A N/A N/A N/A
163
TABLA A-3.16 CONTINUACIÓN
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Iteración Iteración
Primera Segunda Tercera Primera Segunda Flujo = Multifásico Multifásico Multifásico Multifásico Multifásico PD = psi 4163.6 4229.5 4238.2 4157.4 4197.1 H =
1.0968 1.1415 1.1476 0.9009 0.9249
M =
0.5784 0.2399 0.2261 0.4816 0.3062 R =
0.5000 0.5000 0.5000 0.5000 0.5000
C1… =
1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 C2 =
0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
C3 =
0.3000 0.3000 0.3000 0.3000 0.3000 C4 =
1.0300 1.0300 1.0300 1.0300 1.0300
M =
0.2399 0.2261 0.2242 0.3062 0.2975 Máx.VALOR =
0.6073 0.2519 0.2374 0.5057 0.3215
Min VALOR =
0.5495 0.2279 0.2148 0.4575 0.2909
Convergencia= No converge No
converge Converge No converge Converge
QS NUEVO = bl/día 373.3000 351.7387 348.8740 572.2631 556.0373 PARTE C.- Cálculos finales
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
AT = 0.0478 0.0478 pg2
Garganta = 0.0447 0.0447 pg2
N°- = I I
Bomba = Claw
11 – I
QSC = 452 661 bl/día
HP = 133 126 HP
HP@90% = 147 141 HP ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
164
TABLA A-3.17 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO CONONACO 2RE PARTE A.- Escoger la tobera e iterar con el caudal de fluido motriz
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
GS = 0.4111 0.4111 psi/pie
ACM = 0.0091 0.0190 pg2
Fabricante = Claw
AS = 0.0416 0.0416 pg2
Tobera = 11 11
AN = 0.0239 0.0239 pg2
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
PT = psi 3100 3100 3100 3100
PN = psi 7249.1412 7014.7866 7249.1412 7034.2244
QN = bl/día 2617.4576 2573.5800 2493.8619 2451.6257
∆QN = %
1.7049
1.7228
ν = pie/s 5.2319 4.9848
NRe = 27679.8018 26372.7682
Flujo = Turbulento Turbulento
ρo = g/cm3 0.8959 0.8959
μo = cp 3.2000 3.2000
f = 0.0276 0.0279
PFN = psi 234.3546 214.9169
∆QN < 15 %
Verdadero
Verdadero PARTE B.- Iteración con el caudal de producción
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
QD = bl/día 2674 2706 2952 3542
GD = psi/pie 0.4070 0.4070 0.4076 0.4073
FWD = 0.0052 0.0068 0.0237 0.0137
GLR = pie3/bl 4.7607 6.2214 21.5610 12
no = cst 3.5720 3.5720 3.5720 3.5720
nw = cst 0.3852 0.3852 0.3852 0.3852
nD = cst 3.5553 3.5502 3.4964 3.5283
ν = pie/s 3.1783 3.2167 3.5089 4.2102
NRe = 9696.4141 9827.5705 10885.1154 12942.8582
Flujo = Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento
e =
0.4340 0.4340 N/A N/A
165
TABLA A-3.17 CONTINUACIÓN
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
f = 0.0344 0.0343 N/A N/A
PFD = psi 157.9698 161.3824 N/A N/A
Flujo = N/A N/A Multifásico Multifásico
PD = psi 4373.4524 4377.3686 4393.6 4394.7
H = 1.5801 1.5839 1.3420 1.3429
M = 0.1051 0.1391 0.2670 0.1747
R = 0.6000 0.6000 0.6000 0.6000
C1… = 1.2000 1.2000 1.2000 1.2000
C2 = -0.4500 -0.4500 -0.4500 -0.4500
C3 = 0.4320 0.4320 0.4320 0.4320
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300 1.0300
M = 0.1391 0.1385 0.1747 0.1745
Máx.VALOR= 0.1104 0.1460 0.2804 0.1834
Min VALOR = 0.0999 0.1321 0.2537 0.1659
Convergencia= No converge Converge No converge Converge
QS NUEVO = bl/día 132.2610 131.7534 327.0366 326.7439 PARTE C.- Cálculos finales
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
AT = 0.0398 0.0398 pg2
Garganta = 0.0526 0.0526 pg2
N°- = J J
Bomba = Claw
11 – J
QSC = 314 757 bl/día
HP = 136 129 HP
HP@90% = 151 144 HP ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
166
TABLA A-3.18 RESUMEN DE CÁLCULOS POZO YULEBRA-14 PARTE A.- Escoger la tobera e iterar con el caudal de fluido motriz
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
GS = 0.4161 0.4161 psi/pie
ACM = 0.0148 0.0129 pg2
Fabricante= Claw
AS = 0.0416 0.0416 pg2
Tobera = 11 11
AN = 0.0239 0.0239 pg2
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
PT = psi 3100 3100 3100 3100
PN = psi 7749.1390 6934.5963 7049.1390 6943.4891
QN = bl/día 2580.6421 2559.2854 2466.7191 2446.1099
∆QN = %
0.8345
0.8425
ν = pie/s 3.4333 3.2818
NRe = 8667.4513 8284.8248
Flujo = Turbulento Turbulento
ρo = g/cm3 0.9078 0.9078
μo = cp 8.3300 8.3300
f = 0.0353 0.0356
PFN = psi 114.5427 105.6499
∆QN < 15 % --- Verdadero --- Verdadero PARTE B.- Iteración con el caudal de producción
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
QD = bl/día 2659 2639 2746 2673
GD = psi/pie 0.4127 0.4127 0.4130 0.4129
FWD = 0.0053 0.0042 0.0153 0.0119
GLR = pie3/bl 5 4 14.8443 11.5473
no = cst 9.1757 9.1757 9.1757 9.1757
nw = cst 0.3811 0.3811 0.3811 0.3811
nD = cst 9.1294 9.1384 9.0412 9.0711
ν = pie/s 1.1671 1.1583 1.2052 1.1732
NRe = 2747.4255 2724.1697 2864.8073 2779.6563
Flujo = Transición Transición Transición Transición
e =
0.6398 0.6398 N/A N/A
f = 0.0449 0.0450 N/A N/A
PFD = psi 14.8563 14.6590 N/A N/A
167
TABLA A-3.18 CONTINUACIÓN
Parámetro
Análisis 1 Análisis 2
Iteración Iteración
Primera Segunda Primera Segunda
Flujo . = N/A N/A Multifásico Multifásico
PD = psi 4105.2619 4104.8198 4574.4 4581.3
H = 1.4156 1.4152 1.6354 1.6431
M = 0.2037 0.1631 0.1736 0.1315
R = 0.6000 0.6000 0.6000 0.6000
C1… = 1.2000 1.2000 1.2000 1.2000
C2 = -0.4500 -0.4500 -0.4500 -0.4500
C3 = 0.4320 0.4320 0.4320 0.4320
C4 = 1.0300 1.0300 1.0300 1.0300
M = 0.1631 0.1632 0.1315 0.1304
Máx.VALOR= 0.2139 0.1713 0.1823 0.1380
Min VALOR = 0.1935 0.1550 0.1649 0.1249
Convergencia= No converge Converge No converge Converge
QS NUEVO = bl/día 80.0741 80.1024 227.1812 225.3848 PARTE C.- Cálculos finales
Parámetro Análisis 1 Análisis 2 Unidad
AT = 0.0398 0.0398 pg2
Garganta = 0.0526 0.0526 pg2
N°- = J J
Bomba = CLAW
11 – J
QSC = 193 665 bl/día
HP = 135 129 HP
HP@90% = 150 143 HP ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo
![Análisis de la implementación de Machine Learning en el ...repositorio.udesa.edu.ar/jspui/bitstream/10908/16748/1/[P][W] T. M. … · no será la excepción (R. García Mónaco,](https://static.fdocuments.ec/doc/165x107/600fa8bba867e05013002283/anlisis-de-la-implementacin-de-machine-learning-en-el-pw-t-m-no.jpg)
