Empuje Hidraulico (Libre)

I

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI ERO EN PETRÓLEOS

BENAVIDES SILVA ANDREA ALEJANDRA [email protected]

VERGARA CAÑAR ENRIQUE DANIEL [email protected]

DIRECTOR: ING. VINICIO MELO [email protected]

Quito, Enero 2011

II

DECLARACIÓN

Nosotros, Andrea Alejandra Benavides Silva, Vergara Cañar Enrique Daniel,

declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que

no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y,

que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este

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 normatividad institucional vigente.

ANDREA BENAVIDES SILVA

ENRIQUE DANIEL VERGARA

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Andrea Alejandra Benavides

Silva y Enrique Daniel Vergara Cañar, bajo mi supervisión.

Ing. VINICIO MELO

DIRECTOR DE PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

A Dios y la Virgencita de Agua Santa por guiarme y ayudarme cada día de mi

vida, y que sin su gracia divina, nada de esto sería posible hoy.

A mis padres, Fanny y Manuel, por ser los pilares de mi vida, por su confianza y

todo el esfuerzo que han hecho para sacar a nuestra familia adelante.

A mi hermana, Thaly, porque siempre ha creído en mí y dado su apoyo

incondicional.

A mi compañero de tesis, Enrique, porque más que un compañero ha sido un

gran amigo en las buenas y malas.

Al ingeniero Vinicio Melo, quien supo guiarnos de la mejor manera durante el

desarrollo del presente proyecto y más que un tutor fue un amigo.

Al ingeniero Jorge Espín que siempre estuvo presto a dar una mano en la

obtención de información a lo largo de este proceso.

Al ingeniero Edison Bedoya por aportar con sus conocimientos y experiencia.

A mis amig@s por también formar parte de este logro.

Andrea Benavides Silva

V

AGRADECIMIENTOS

A mis padres Graciela e Israel, un profundo agradecimiento porque gracias a su

apoyo siempre constante, su amor y cariño nos han llevado a sus hijos por el

camino del bien y nos han enseñado a luchar frente a las adversidades de la vida

con los mejores consejos y buenas acciones que nos han inculcado desde

pequeños, por eso y más gracias de todo corazón.

A mi hermana Ximena, por ser la persona más constante en mi vida y en nuestra

familia, por enseñarme a llevar las cosas de la mejor manera, haciendo lo correcto

y deshaciendo lo que está mal con enérgicas palabras, gracias hermanita por ser

mi apoyo incondicional y madre a la vez.

A mi querida familia porque tanto mis primos, primas, tíos y tías han sido parte de

mi vida y con quienes he pasado gratos momentos.

A mis compañeros del colegio y la universidad por ser los mejores amigos y en

especial a mi amiga Andreita, por haber pasado tantos retos académicos juntos y

hoy nuestro proyecto de titulación con el cual reitero mis agradecimientos y

sincera amistad.

Al ingeniero Vinicio Melo, por ser una guía en nuestro proyecto y más que un tutor

un gran amigo de quien hemos aprendido mucho.

Enrique Daniel

VI

DEDICATORIA

A Dios y a la Virgen, por ser la fuerza en cada lucha, la luz en cada momento de

mi vida y por todas las bendiciones, amor y la hermosa familia que me han dado.

A mi mami y mi papi, por ser unos padres maravillosos y ejemplares, quienes a

más de darme la vida, diariamente me dan su apoyo incondicional. Porque con su

infinito amor, fortaleza, paciencia y generosidad, me han guiado por la senda

correcta. Los amo infinitamente, y todos mis logros serán gracias a ustedes y por

ustedes.

A mi hermana Thaly, por ser más que una hermana una amiga, por escucharme,

darme su apoyo incondicional y consejos. Te amo ñañita.

A mi prima Pao, por ser un ejemplo y darme todo su cariño, por lo que más que mi

prima te considero mi hermana.

A mi primo Lenin, porque aunque ya no esté con nosotros, su alegría, fortaleza y

generosidad siempre vivirá en mi corazón.

Andrea Benavides Silva

VII

DEDICATORIA

A mi madre María Graciela, por darnos todo su amor y enseñarnos a vivir con un

pensamiento de altruismo y carácter, por darnos fortaleza con su espíritu, por

estar a mi lado siempre, por ser como es, un ángel del cielo.

A mi hermana Rocío Ximena y mi padre Israel por estar conmigo constantemente

sin importar las circunstancias, por ser las personas de quienes aprendo, por ser

mi familia, los quiero mucho.

A la persona que me ha entregado todo su apoyo y su amor, a la persona que

vive en mis pensamientos, esa persona que me ha dado la alegría de vivir con

valor, a la persona que quiero con todo mi corazón

Enrique Daniel

VIII

CONTENIDO

CAPÍTULO I ........................................................................................... 1

DESCRIPCIÓN Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS FLUID OS Y ROCA DEL ÁREA SHUSHUFINDI ....................................................................... 1

1.1. ANTECEDENTES ............................................................................................... 1

1.2. UBICACIÓN ........................................................................................................ 3

1.3. ESTRUCTURA.................................................................................................... 4

1.4. ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA ......................................................................... 5

1.5. FORMACIONES PRODUCTORAS ..................................................................... 9

1.6. CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................10

1.7. CARACTERÍSITICAS DE LOS FLUIDOS ..........................................................11

1.8. RESERVAS .......................................................................................................12

1.8.1. RESERVAS PROBADAS ...........................................................................13

1.8.2. RESERVAS NO PROBADAS .....................................................................13

1.8.3. RESERVAS REMANENTES ......................................................................14

1.9. PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS ...............................................................14

1.10. PRODUCCIÓN...................................................................................................15

1.10.1. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN.........................................................15

1.10.2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................15

1.10.3. HISTORIA DE PRODUCCIÓN ................................................................18

1.10.4. RECUPERACIÓN SECUNDARIA ...........................................................22

1.10.5. TASA DE PRODUCCIÓN ACTUAL (24 Agosto 2010) ............................22

CAPÍTULO II ........................................................................................ 25

BOMBEO HIDRÁULICO ........................................................................ 25

2.1. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ................................................25

2.1.1. BOMBEO POR VARILLA DE SUCCIÓN O BOMBEO MECÁNICO ............27

2.1.2. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ...........................................................28

2.1.3. LEVANTAMIENTO POR GAS O GAS LIFT ................................................32

2.1.4. CAVIDAD PROGRESIVA ...........................................................................34

2.1.5. BOMBEO HIDRÁULICO .............................................................................36

2.1.6. PARÁMETROS DE ANÁLISIS ENTRE TIPOS DE BOMBAS Y SISTEMAS DE LEVANTAMIENTOS .............................................................................81

CAPÍTULO III ....................................................................................... 83

DESCRIPCIÓN ACTUAL, SITUACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............. 83

3.1. INTRODUCCIÓN ...............................................................................................83

3.2. POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO QUE TIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO ....................................................................................85

3.2.1. POZO SSF-46 ............................................................................................87

3.2.2. POZO SSF-49 ............................................................................................91

3.2.3. POZO SSF-66 ............................................................................................95

3.2.4. POZO SSF-99 ............................................................................................97

3.2.5. POZO SSF-108D ........................................................................................99

IX

3.2.6. POZO AGU-01 ......................................................................................... 101

3.2.7. POZO AGU-08 ......................................................................................... 103

3.3. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO .......................... 105

3.3.1. GENERALIDADES ................................................................................... 105

3.3.2. MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA TENDENCIA A LA FORMACIÓN DE ESCALA ....................................................................... 105

3.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL E IMPACTO AMBIENTAL .................................... 113

3.4.1. POLÍTICA EMPRESARIAL ....................................................................... 113

3.4.2. OBJETIVO DEL REGLAMENTO .............................................................. 113

3.4.3. IMPACTO AMBIENTAL ............................................................................ 113

3.4.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL ...................................................................... 114

3.4.5. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS NORMAS DE SEGURIDAD .................. 115

3.4.6. IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE CONTAMINACIÓN......................... 119

3.4.7. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............... 120

CAPÍTULO IV ..................................................................................... 135

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCION DEL LOS POZ OS CON BOMBEO HIDRÁULICO DEL CAMPO SHUSHUFINDI .............................. 135

4.1. MÉTODO PARA OPTIMIZAR LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA JET ......................................................................................................................... 135

4.2. ANÁLISIS DEL POZO SSF-46 ......................................................................... 142




4.6. ANÁLISIS DEL POZO SSF-108D .................................................................... 165

4.7. ANÁLISIS DEL POZO AGU-01 ........................................................................ 169

4.8. ANÁLISIS DEL POZO AGU-08 ........................................................................ 173

4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS .......................................................................... 177

CAPÍTULO V ...................................................................................... 179

ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO DEL PROYECTO ............................. 179

5.1. VALOR ACTUAL NETO (VAN) ........................................................................ 179

5.2. TASA INTERNA DE RETORNO ...................................................................... 181

5.3. RELACIÓN COSTO / BENEFICIO (RCB) ........................................................ 182

5.4. ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO ..................................................... 182

5.4.1. COSTOS DE PRODUCCIÓN ................................................................... 183

5.4.2. INGRESOS .............................................................................................. 184

5.4.3. EGRESOS ................................................................................................ 184

5.4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO .......................................................................... 184

CAPÍTULO VI ..................................................................................... 192

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................ 192

6.1. CONCLUSIONES: ........................................................................................... 192

6.2. RECOMENDACIONES: ................................................................................... 194

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................... 195

ANEXOS ........................................................................................... 196

X

ÍNDICE DE FIGURAS

No. DESCRIPCIÓN PÁGINA

1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI........................................................................... 4 1.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ............................................................................................ 8 1.3 PRODUCCIÓN POR SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ..................................................... 16 1.4 NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. ........................................... 17 1.5 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972

AL 2008 ............................................................................................................................... 20 1.6 BSW ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFIND-AGUARICO DEL AÑO 1972 AL 2008 ........... 21 1.7 PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ........................................................................................ 23 2.1 ETAPAS EN LA VIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO ....................... 25 2.2 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO DE ARTIFICIAL .......................................................... 26 2.3 BALANCÍN EMPLEADO EN BOMBEO MECÁNICO .......................................................... 27 2.4 BOMBA ELECTROSUMERGIBLE ...................................................................................... 29 2.5 COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ....................... 31 2.6 ESQUEMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT .................................. 33 2.7 CAVIDAD PROGRESIVA POR TORNILLO ........................................................................ 35 2.8 SISTEMA GENERAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO .......................................................... 38 2.9 BOMBA JET DIRECTA ....................................................................................................... 48 2.10 NOMENCLATURA BOMBA JET ......................................................................................... 50 2.11 RELACIONES TOBERA-GARGANTA Y PRODUCCIÓN-LEVANTAMIENTO .................. 52 2.12 BOMBA HIDRÁULICA DE DOBLE EFECTO ...................................................................... 58 2.13 COMPONENTES Y OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN ............... 60 2.14 PRESIÓN DE FONDO EN FUNCIÓN DEL CAUDAL ......................................................... 63 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO ........... 85 3.2 MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................................... 86 4.1 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO GUIBERSON ........................................ 138

XI

ÍNDICE DE TABLAS


1.1 PARÁMETROS PROMEDIOS BÁSICOS ............................................................................. 9 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN DE LAS DIFERENTES

ARENAS .............................................................................................................................. 12 1.3 COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN ............................................................................. 14 1.4 PRODUCCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO SEGÚN EL TIPO DE

LEVANTAMIENTO .............................................................................................................. 16 1.5 NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL .................. 17 1.6 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO .................................. 19 1.7 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA PARA EL CAMPO

SHUSHUFINDI-AGUARICO ................................................................................................ 21 1.8 PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ........................................................................................ 23 2.1 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN KOBE ...................................... 68 2.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN NATIONAL OILMASTER ........ 70 2.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN GUIBERSON .......................... 71 2.4 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN OILWELL ................................ 72 2.5 ÁREAS DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET ............................................... 77 2.6 GEOMETRíAS DE TOBERA Y GARGANTA ...................................................................... 78 2.7 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW DIRECTA ......................... 79 2.8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW REVERSA ....................... 80 2.9 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW SMART ............................ 80 2.10 CONDICIONES QUE LIMITAN A LAS BOMBAS PISTÓN Y JET ...................................... 81 2.11 COMPARACIONES TÉCNICAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO .................. 82 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI ............................... 84 3.2 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-46 .......................................................... 87 3.3 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL

POZO SSF-46 ..................................................................................................................... 88 3.4 COSTOS DE CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DEL POZO SSF-46 ........... 90 3.5 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-46 ............................................................................ 90 3.6 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-49 .......................................................... 91 3.7 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL

POZO SSF-49 ..................................................................................................................... 92 3.8 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-49 ............. 94 3.9 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-49 ............................................................................ 94 3.10 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-66 .......................................................... 95 3.11 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL

POZO SSF-46 ..................................................................................................................... 96 3.12 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-66 ............. 96 3.13 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-66 ............................................................................ 97 3.14 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-99 .......................................................... 98 3.15 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL

POZO SSF-99 ..................................................................................................................... 98 3.16 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-99 ............................................................................ 99 3.17 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-108D ................................................... 100

XII


3.18 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL

POZO SSF-108D ............................................................................................................... 100 3.20 COSTOS POR CAMBIO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-108D .... 100 3.21 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-108D ..................................................................... 101 3.22 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-01 ....................................................... 101 3.23 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL

POZO AGU-01 ................................................................................................................... 102 3.24 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-01 ......................................................................... 103 3.25 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-08 ....................................................... 103 3.26 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL

POZO AGU-08 ................................................................................................................... 104 3.27 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-08 ......................................................................... 104 3.28 REPORTE DIARIO DE ACTIVIDADES PARA CONTINGENCIAS EN EL PERíODO 2006 -

2008 ................................................................................................................................... 130 3.29 PUNTOS DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CAMPO SHUSHUFINDI .................... 132 3.30 CAPACITACIONES DEL PERSONAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI .............................. 133 3.31 CONTROL DE DESECHOS CAMPO SHUSHUFINDI (2007) .......................................... 134 4.1 RELACIONES DE ÁREAS ÓPTIMAS ............................................................................... 139 4.2 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-46 .................... 152 4.3 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN ..................................................... 153 4.4 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-49 .................... 156 4.5 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 157 4.6 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-66 .................... 160 4.7 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 161 4.8 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-99 .................... 164 4.9 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN ..................................................... 165 4.10 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-108D ............... 168 4.11 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 169 4.12 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-01 ................... 172 4.13 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 173 4.14 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-08 ................... 176 4.15 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS SHUSHUFINDI ................... 177 4.16 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS AGUARICO ........................ 177 5.1 INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO ........................................................... 180 5.2 INTERPRETACIÓN DE LA TASA INTERNA DE RETORNO ........................................... 182 5.3 INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN COSTO/BENEFICIO ......................................... 182 5.4 COSTOS DE TRABAJOS ................................................................................................. 183 5.5 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 66 DÓLARES,

PRIMER ESCENARIO ...................................................................................................... 186 5.6 RESULTADOS FINALES PARA EL PRIMER ESCENARIO ............................................ 187 5.7 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 73,30 DÓLARES,

SEGUNDO ESCENARIO .................................................................................................. 188 5.8 RESULTADOS FINALES PARA EL SEGUNDO ESCENARIO ........................................ 189 5.9 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 100 DÓLARES,

TERCER ESCENARIO ...................................................................................................... 190 5.10 RESULTADOS FINALES PARA EL TERCER ESCENARIO............................................ 191

XIII

SIMBOLOGÍA

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES

SSF Shushufindi AGU Aguarico PPG Bombeo por Gas Lift PPH Bombeo Hidráulico PPS Bombeo Electrosumergible

BPPD Barriles de Petróleo por Día L3/t

BPFD Barriles de Fluido por Día L3/t

BPAD Barriles de Agua por Día L3/t

BSW Contenido de Agua y Sedimentos Básicos

%

bl Barriles L3

µg Viscosidad del gas M/Lt µo Viscosidad del petróleo M/Lt µw Viscosidad del agua M/Lt

Co Compresibilidad delpetróleo Lt2/M cp Centipoise M/Lt fg Fracción de gas

fw Fracción de agua

Go Gradiente del petróleo

GOR Relación gas petróleo

Gs Gradiente de succión

Gw Gradiente del agua

HP Horse Power (caballo de fuerza) L2 M/ t3

ID Diámetro interno L

OD Diámetro externo L

IP Índice de productividad

IPR Inflow Performance Relationship

km Kilómetros L ºAPI Densidad del petróleo

P Presión M/Lt2

XIV

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES

Pb Presión de burbuja M/Lt2

POES Petróleo original en sitio L3 ppm Partes por millón

Pr Presión de reservorio M/Lt2 PVT Presión Volumen Temperatura

Pwf Presión de fondo fluyente M/Lt2

TVD True vertical depth (Profundidad vertical verdadera)

L

W.O. Work Over (Reacondicionamiento)

An Área de la tobera L2 At Área de la garganta L2

P1 Presión a la entrada de la tobera M/Lt2

P2 Presión de descarga M/Lt2

P3 Presión de succión M/Lt2

PS Presión de succión M/Lt2

VAN Valor actual neto USD

TIR Tasa interna de retorno %

FNC Flujo neto de caja

i Tasa de actualización o descuento

n Periodo de análisis

XV

RESUMEN

El campo Shushufindi-Aguarico es uno de los cinco campos más importantes

operados por Petroproducción en el Distrito Amazónico. En el presente proyecto

de titulación, “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL

CAMPO SHUSHUFINDI”, se describen aspectos referentes a este campo, y

sistemas de Levantamiento Artificial, siendo el principal objetivo de estudio el

Bombeo Hidráulico.

En este proyecto se da una alternativa económicamente rentable para

incrementar la producción de pozos que manejan bombeo hidráulico tipo jet del

Campo Shushufindi-Aguarico.

El Primer Capítulo detalla la ubicación geográfica, descripción geológica,

estructura y estratigrafía de los yacimientos que se encuentran en el Campo

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

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

producción presentes en este campo.

Posteriormente, en el Segundo Capítulo, se hace una breve descripción de los

sistemas de levantamiento artificial. Se profundiza más en lo referente a Bombeo

Hidráulico, dando descripciones más detalladas de componentes y cálculos

necesarios para su diseño. Se muestra un análisis comparativo de Bombas

Hidráulicas entre diferentes fabricantes.

A continuación, se presentan algunas generalidades del Campo Shushufindi en el

Tercer Capítulo; al igual que se detalla información de cada pozo con bombeo

hidráulico con que cuenta este campo. Se muestra también un análisis de las

propiedades físico-químicas del agua de reinyección en el Campo Shushufindi-

Aguarico. De igual forma, se expone el plan de manejo ambiental con que cuenta

el Campo.

XVI

A partir de bases y criterios expuestos, con la información proporcionada por

Petroproducción, en el Cuarto Capítulo se realizó una serie de cálculos de los

parámetros necesarios que permitan dimensionar nuevas geometrías para los

pozos con bombas jet del Campo, con la finalidad de incrementar la producción,

sin alterar el sistema de levantamiento actual.

En base a los estudios realizados, en el Quinto Capítulo, se expone un estudio

técnico-económico del proyecto, para lo cual se plantearon tres escenarios,

basados en precios que manejará el Ecuador para el barril de petróleo en

proyectos y presupuesto para el año 2011. Se utilizaron indicadores financieros:

Valor Actual Neto, tasa interna de retorno y relación costo – beneficio. Los

resultados fueron positivos para los tres escenarios planteados, obteniéndose

rentabilidad para todos los casos analizados.

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

recomendaciones más importantes del proyecto.

XVII

PRESENTACIÓN

PETROPRODUCCIÓN, filial de EPPETROECUADOR, encargada de realizar la

Exploración y Producción de Hidrocarburos, opera entre otros el campo

Shushufindi-Aguarico, la estructura más grande descubierta en el Ecuador y que

ha entregado al país por más de 30 años una importante producción de crudo.

Debido al extenso tiempo y varios factores como el alto corte de agua que influyen

en la producción, se ha visto la necesidad de realizar estudios nuevos de

producción, siendo de gran importancia los equipos de fondo, los mismos que

deben tener un dimensionamiento adecuado para optimizar la producción.

El estado de los equipos que no han sido inspeccionados provoca alta

inseguridad operacional de los procesos de producción con lo que se puede

causar también un gran daño ambiental.

Por tal motivo en el presente proyecto “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO

HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI”, se hace un estudio actual de los

pozos que tienen éste sistema de levantamiento por bombeo hidráulico, y luego

se tiene como objetivo: realizar un estudio para optimizar la producción mediante

la selección más adecuada de la geometría de bombas tipo jet entre los diferentes

fabricantes que trabajan con PETROPRODUCCIÓN, así también, se desarrolla un

estudio ambiental, de seguridad industrial y las respectivas normas que rigen para

este sector.

1

CAPÍTULO I

DESCRIPCIÓN Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS

FLUIDOS Y ROCA DEL ÁREA SHUSHUFINDI

1.1. ANTECEDENTES

Shushufindi es uno de los cinco campos más importantes operados por

Petroproducción en el Distrito Amazónico y es el de mayor importancia para el

país tanto por la producción de crudo liviano y gas como por sus reservas

existentes.

El Campo Shushufindi fue descubierto por el Consorcio Texaco-Gulf en 1968

mediante la perforación del pozo exploratorio Shushufindi 01, el mismo que

alcanzó una profundidad de 9.772 pies y fue completado oficialmente en enero de

1969; las pruebas iniciales fueron de 2.496 BPPD para la formación U con un API

de 26,6° y de 2.621 BPPD para la formación T con un API de 32,5°.

Esta área explorada desde los años 60, inició la perforación de pozos de

desarrollo en el mes de febrero de 1972; la producción oficial del campo arrancó

en el mes de agosto del mismo año, alcanzando su pico en agosto de 1986 con

un promedio diario para ese mes de 126.400 barriles de petróleo1

Más tarde se comprobó que los yacimientos de los campos Shushufindi y

Aguarico son continuos; es decir, conforman una misma estructura.

1 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004

2

En la fase de desarrollo inicial se calculó que el petróleo original en sitio (POES)

era de aproximadamente 3.500 millones de barriles de petróleo. Las reservas

originales del campo se calcularon en 1.590 millones de barriles de petróleo2.

El crudo de la arena T fluctúa entre 26° y 32° API y el de U entre 24° y 31°con

predominio de crudos de menos de 30° API. El conten ido de azufre de T oscila

entre 0,52-0,64% en peso, muy inferior al crudo más agrio de U, cuyo contenido

es de 1,10-1,22%. En resumen el crudo del yacimiento T es de mejor calidad que

el de U, y a su vez, el crudo de U superior tiene mejores características (menor

contenido de Ni y V) que el de U principal3.

El promedio de las presiones iniciales de las arenas U y T fue de 3.867 psi y

4.050 psi, respectivamente, reportándose a lo largo de los años un descenso

prácticamente estable de 60 psi por año.

Los dos yacimientos son yacimientos subsaturados y tienen empuje lateral de

agua.

En noviembre de 1984 se implementó un proyecto de recuperación secundaria

mediante inyección de agua a los yacimiento U y T con 11 pozos inyectores

ubicados en la periferia Oeste del campo, a fin de mantener la presión e

incrementar la recuperación final de petróleo.

La inyección total a los dos yacimientos fue de 267’471.224 Bls de agua, de los

cuales 62’208.277 Bls ingresaron a la arena U y 205’263.444 Bls a la arena T4.

El proyecto de inyección de agua no tuvo el efecto esperado en el mantenimiento

de presión, las tasas de producción de fluidos se incrementaron sin que la presión 2 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004 3 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004 4 Petroproducción. Ochoa, José. Estudio Integral de Yac. del Campo. Shushufindi-Aguarico. Agosto 2001

3

disminuyera visiblemente, demostrándose con esto la acción efectiva y dinámica

de los acuíferos y el insignificante efecto de la inyección de agua, por esta razón,

en 1999 se suspendió la inyección de agua y así ha permanecido desde

entonces.

Este campo ha entrado en su etapa de madurez, tras una producción constante

sobre los 100 mil barriles diarios hasta abril del año 1994.

En la actualidad este campo plantea dos grandes retos, determinar el régimen

óptimo de producción en su etapa de depletación final y controlar la producción de

agua que en los últimos años se ha incrementado, dificultando los procesos de

producción, tanto en las instalaciones, como en los trabajos de operación, debido

a la corrosión de las líneas de flujo, obstrucción por depositación de escala,

incremento en el consumo de químicos, mayor demanda de energía eléctrica y

problemas con el medio ambiente.

1.2. UBICACIÓN

Geográficamente, el campo Shushufindi-Aguarico se encuentra ubicado en la

Provincia de Sucumbíos al Nororiente de la Región Amazónica, aproximadamente

a 250 Km en dirección sureste de la ciudad de Quito y 35 Km al Sur de la frontera

con Colombia.

El campo se encuentra limitado al Norte por los Campos Atacapi y Libertador, al

Sur por los Campos Limoncocha y Pacay, al Oeste por el Campo Sacha y las

estructuras Eno, Ron y Vista, y al Este por el río Aguarico.

A continuación, en la figura 1.1 se muestra la ubicación del Campo Shushufindi.

4

FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI

FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. ELABORADO POR: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

Está orientado en la dirección Norte-Sur, las dimensiones iniciales del Campo

Shushufindi-Aguarico fueron de 20 km de largo y 7 km de ancho.

1.3. ESTRUCTURA

Estructuralmente, este campo corresponde a un anticlinal asimétrico con una

longitud aproximada de 30 km en dirección preferencial Norte-Sur y un eje

secundario de dirección Este-Oeste de 7 km de ancho; con un cierre vertical de

370 pies, confiriéndole un área estimada de 43.200 acres.

Los yacimientos U y T del campo Shushufindi-Aguarico están definidos como

anticlinales de orientación Norte-Sur, limitados en el flanco Este por fallas no

5

completamente sellantes y en las otras direcciones por acuíferos laterales que se

extienden regionalmente.

Estos acuíferos son muy activos en los extremos norte y sur del campo, en donde

desarrollan presiones similares a las originales, a pesar de haber transcurrido más

de 30 años.

El modelo estructural del sistema de fallas permite determinar la comunicación de

los fluidos entre los diferentes estratos porosos y permeables U y T. Este sistema

de fallas constituye una vía de comunicación entre los fluidos.

Los resultados obtenidos de la última interpretación sísmica indican un nuevo

sistema de fallamiento asociado con la falla principal del campo, el mismo que es

de origen tectónico y parece haber actuado hasta la época geológica en que se

depositó la Caliza A.

1.4. ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA

La mayor parte del petróleo conocido hasta nuestros días en la Cuenca Oriente

proviene de reservorios del Cretácico; los reservorio U y T, tienen analogía con

reservorios formados a latitudes similares con sedimentaciones semejantes como

en el Medio Oriente, Oeste de África y en otras varias localidades.

La producción de hidrocarburos en la Cuenca Oriente del Ecuador, en general,

está asociada a depósitos del Cretácico Inferior a Medio, como es el caso de las

formaciones Hollín y Napo (areniscas T, U y M-1); y, depósitos del Cretácico

Superior como son las areniscas Basal Tena.

El reservorio se encuentra en la era Mesozoico de la edad Cretácico Medio a

Cretácico Superior. La arena Basal Tena está separada de U-superior por

aproximadamente 600 pies de lutitas, roca no-reservorio y la caliza A en su base.

6

Inmediatamente por debajo de U-superior está la unidad de arena U-inferior, la

cual está separada de T-superior por una secuencia de lutitas y la caliza B en su

base. En la figura 1.2 se muestra la columna estratigráfica de la Cuenca Oriente.

La caliza B marca el fin de depositación de los sedimentos T. De igual manera, la

caliza A marca el fin del ciclo de sedimentación de U. Ambas calizas son el

resultado de depositación durante períodos de máxima subida del nivel del mar.

El modelo sedimentario establecido para las arenas U y T principales de la

formación cretácea Napo en el Campo Shushufindi-Aguarico está basado en la

estructura sedimentaria obtenida de los estudios de núcleos de este campo y en

los campos Libertador, Cuyabeno y Sansahuari, apoyado además, en el análisis

de curvas de potencial espontáneo (SP) y de rayos gamma (GR).

De Oeste a Este la configuración de la estructura es irregular, el sistema de las

fallas permiten la comunicación de los fluidos entre los diferentes estratos porosos

y permeables de las arenas U y T, motivo por el cual se han determinado

variaciones en el comportamiento de producción de las arenas, se acentúan

cambios en el BSW, se alteran los valores de salinidad del agua de formación;

cabe recalcar que los cambios de salinidad en el agua de formación no es

consecuencia del agua de inyección.

El cuerpo arenoso de U principal tiene características homogéneas, sin embargo

la gran cantidad de arcilla presente en esta arenisca, disminuye su capacidad de

roca reservorio.

Análisis de núcleos corona realizados en laboratorio permitieron determinar que la

arena T está constituida por dos facies totalmente diferentes; el cuerpo inferior

con buenas características para la acumulación de petróleo, es poroso y

permeable; el cuerpo superior es totalmente bioturbado sin propiedades de roca

reservorio, es arenisca de grano fino con los poros cubiertos con limo o arenisca

de grano más fino y posible cementación de cuarzo.

7

Las arenas de los reservorios U y T son generalmente blancas, café o gris claro,

de granos de cuarzo, regularmente sorteadas a muy bien sorteadas y casi

completamente libres de arcilla u otros detritus intergranulares. El tamaño del

grano es variable y mezclado, siendo más frecuente en el rango de tamaño fino a

medio con algunas zonas de grano grueso.

La formación Tena presenta una zona poco común en este campo, la arenisca

Basal Tena, que presenta una litología de arenisca fina de cuarzo, a menudo

calcárea con estratificaciones oblicuas en la base y estratificaciones lenticulares

más arriba.

Dos tipos de lutita se observaron en los núcleos. Una de origen marino más

profundo y de aguas tranquilas con fósiles ocasionales y una composición casi

pura, y la otra de una composición variada que incluye limos, arenas, micas y

generalmente bioturbadas.

Las calizas son usualmente fosilíferas y son consideradas como un depósito de

costa afuera de poca profundidad, del tipo bahía o lagunal. Están infra o

suprayacentes a las lutitas arcillosas, pero usualmente incluyen intervalos

menores de arena.

8

FIGURA 1.2. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos Distrito Oriente. Petroproducción. ELABORADO POR: Dpto. de Ingeniería en Petróleos. Distrito Oriente. Petroproducción.

9

1.5. FORMACIONES PRODUCTORAS

Mediante la perforación de pozos exploratorios, de avanzada y desarrollo, se ha

determinado que el Campo Shusufindi-Aguarico posee areniscas con potencial de

hidrocarburos en niveles correspondientes al Cretácico medio a superior.

Está constituido por tres formaciones productoras que son: T, U y G-2,

pertenecientes a la formación Napo, siendo las de mayor importancia la T y U,

tanto por sus reservas como por su producción. La formación G-2 se presenta en

cinco pozos5 del total en la parte superior de la arena U.

La formación Basal Tena se presenta en forma lenticular en determinadas áreas

del campo y actualmente cuatro pozos se producen de esta formación.

Los parámetros promedios básicos del campo se muestran en la Tabla 1.1.

TABLA 1.1. PARÁMETROS PROMEDIOS BÁSICOS

PARÁMETRO U T

ho (pies) 42,6 42,2 Φ (%) 19,0 17,8

Área (acres) 36376,0 38415,0 FR (%) 53,0 53,0

Permeabilidad Promedio (md) 460,685 FUENTE: Ingeniería de Yacimientos – Petroecuador REALIZADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara.

5 Departamento de Ingeniería en Petróleos Distrito Oriente. Petroproducción.

10

1.6. CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO SHUSHUFINDI

Las arenas U y T son similares tanto en origen como en constitución y están

formadas por areniscas de grano fino, son regionalmente continuas, con

espesores que varían entre diez y noventa pies; dando un promedio de cuarenta

pies. Estas arenas tienen buena porosidad y permeabilidad. Se consideró

inicialmente un área saturada de hidrocarburos de 36.000 acres para U y 38.000

acres para T.

Los parámetros que controlan tanto las propiedades de la roca así como de los

fluidos, muestran valores más consistentes y homogéneos en la arena T. Para

esta arena se ha estimado un valor promedio de permeabilidad efectiva al

petróleo de 500 md, los espesores para el cuerpo principal de la arena T

presentan cierta continuidad en el yacimiento. Para la arena U el valor promedio

de permeabilidad efectiva al petróleo es de 300 md, este parámetro se determinó

mediante pruebas de restauración de presión, el espesor neto de esta arena

presenta un perfil irregular con desarrollo pobre de arena en sectores de ciertos

pozos.

La variación de la porosidad en la arena U es mayor que en la arena T, la

dispersión en los valores de porosidad en la arena U van de 13% a 23%, lo que

indica que es un yacimiento heterogéneo con sectores de mejores características.

La porosidad promedio es de 18,4% para los dos yacimientos, los valores de

saturación promedio de agua son del 15%, la saturación de petróleo de 85%.

La distribución, tanto de la porosidad como de la permeabilidad, incide

directamente en el comportamiento de producción de las arenas. Con los

parámetros petrofísicos determinados, se deduce que la transmisibilidad del fluido

(kh) es mayor en la arena T.

11

1.7. CARACTERÍSITICAS DE LOS FLUIDOS

Los fluidos encontrados en los yacimientos petrolíferos son esencialmente

mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen impurezas

como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.

Las tres arenas productoras del campo se encuentran entre los 9.000 y 9.450 pies

de profundidad, los parámetros generales de los fluidos en el yacimiento son casi

similares, la forma estructural del yacimiento del Campo Shushufindi, permitió una

excelente acumulación de hidrocarburos dentro de las arenas, ayudado por una

alta permeabilidad y porosidad, el petróleo sustituyó el agua estableciéndose

niveles totalmente diferenciados; en la parte superior hidrocarburos y en la parte

inferior agua.

La saturación de petróleo en la zona alta alcanza valores de 85%

correspondiendo el 15% a agua irreductible. En la zona baja cercana al contacto

agua-petróleo la saturación de agua se incrementa hasta valores del 30%.

La zona de transición de las arenas U y T es pequeña y fluctúa de 5 pies a 20

pies. En las zonas estructuralmente altas se encuentra agua en emulsión en

porcentajes muy bajos y los pozos que producen de estas zonas lo hacen con

altas tasas de petróleo y por largo tiempo.

Los análisis de petróleo efectuado en las arenas U y T dan valores de viscosidad

de 2,4 a 1,08 centipoises, la transmisibilidad del fluido (kh) es mayor en la arena T

y los valores de movilidad (kh/µ) muestran condiciones de flujo preferencial en la

arena T. Las tablas 1.2 y 1.3 indican las características de los fluidos de

formación, así como también datos de presión de las diferentes arenas.

12

TABLA 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN DE LAS DIFERENTES ARENAS

PARÁMETRO BASAL TENA U T

Pi (psi) 2.940 3.867 4.050

Pb (psi) 870 1.010 1.061

T (°F) 185 218 217

API 24 22,4 32

GOR (pcs/BF) 187 233 386

βoi (bls/BF) 1,1508 1,267 1,217

βob (bls/BF) 1,1749 1,297 1,2476

µoi @ T.F. (cp) 4,959 2,471 1,081

µob @ T.F. (cp) 3,959 1,924 0,7958

µw @ T.F. (cp) 0,43 0,47 0,46

ρ (g/cc) 0,8103 0,7663 0,7402

Ppm (Cl) 34.750 55.017 13.557

Compresibilidad promedia del petróleo 7,75572*10^-6

Gravedad específica del gas 6 0,65 FUENTE: Ingeniería de Yacimientos Petroecuador; Centro de Investigaciones Geológicas ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

1.8. RESERVAS

Son todo el volumen de petróleo que puede ser extraído del yacimiento bajo las

condiciones técnicas y económicamente rentables a partir de una determinada

fecha en adelante.

Las estimaciones de los valores de reservas de petróleo para el campo han ido

variando de acuerdo a la incorporación de nueva información técnica en los

diferentes estudios de Ingeniería de Yacimientos así como de estudios de

Simulación Matemática.

Todos los cálculos de reservas incluyen cierto grado de incertidumbre, el grado

relativo de incertidumbre puede expresarse clasificando las reservas en dos

grupos, reservas probadas y no probadas.

6 Valor promedio tomado de pruebas de Build Up

13

1.8.1. RESERVAS PROBADAS

Son aquellos volúmenes de petróleo que mediante análisis de los datos

geológicos y de ingeniería demuestren con certeza razonable como recuperables

en años futuros a partir de yacimientos conocidos, bajo las condiciones técnicas y

económicas existentes, es decir, precios y costos a la fecha en que se realiza la

estimación. Son las reservas que pueden ser recuperadas en las áreas en donde

se ha desarrollado el campo.

El Campo Shushufindi tuvo reservas iniciales probadas de 1.584,2 millones de

barriles, que representa el 21,5% de todas las reservas de la cuenca Oriente. Del

total de reservas, 38,0 millones de barriles pertenecen a la formación G-2; 754,1

millones de barriles a la formación U y 792,1 millones de barriles a la formación T.

1.8.2. RESERVAS NO PROBADAS

Estas se basan en datos geológicos y/o de ingeniería similares a los datos usados

para calcular reservas probadas, pero con incertidumbre en regulaciones,

condiciones económicas, contractuales y técnicas, todo lo cual no permite

clasificarlas como probadas.

Las reservas no probadas pueden clasificarse como reservas probables y

reservas posibles.

Al ser Shushufindi un campo desarrollado y con muchos años de producción no

se considera las reservas probables y posibles, únicamente las reservas probadas

y remanentes.

14

1.8.3. RESERVAS REMANENTES

Son volúmenes de petróleo recuperables, cuantificadas a cualquier fecha

posterior al inicio de la producción comercial que todavía permanece en el

yacimiento.

Las reservas técnicas remanentes de petróleo a diciembre del 2008 son de

491’971.675 de barriles7. Las reservas por arenas se detallan en el anexo No 1.

1.9. PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS

La presión inicial para la arena G-2 fue de 2.737 psi, para la formación U fue

calculada en 3.867 psi, y para la formación T en 4.050 psi. Estas presiones han

disminuido de acuerdo a la producción de los fluidos.

En base a información obtenida en pruebas de restauración de presión, se ha

determinado la presión estática y de fondo fluyente para las diferentes arenas. La

tabla 1.3 indica el estado de presiones.

TABLA 1.3. COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN PRESIÓN BASAL TENA G2 U T

Estática (psi) 3.257 2.029 2.234 2.659

De fondo fluyente (psi) 2.480 1.211 1.497 1.995

De burbuja (psi) 870 1.140 1.170 1.050 FUENTE: Centro de Investigaciones Geológicas. Subgerencia de Exploración y Desarrollo ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

7 NTC Energy Group (NTC EG), Contrato: “Prestación de Servicion de Certificación de Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito Amazonico” Certificación al 31 de diciembre del 2008.

15

1.10. PRODUCCIÓN

1.10.1. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

El mecanismo de producción de petróleo de los yacimientos es una combinación

de expansión de fluidos, roca y un empuje hidráulico natural.

La energía del yacimiento proviene de tres fuentes, los acuíferos periféricos, el

gas disuelto en el petróleo y la compresibilidad total, es decir, la expansión de los

fluidos y la compresibilidad de la roca.

Por facilidades de producción al Campo Shushufindi se lo ha dividido en cuatro

sectores:

• Estación Norte, a la cual fluyen 25 pozos.

• Estación Central, a la cual fluyen 33 pozos.

• Estación Sur a la cual fluyen 15 pozos.

• Estación Sur-Oeste a la cual fluyen 9 pozos

• Estación Aguarico a la cual fluyen 4 pozos

Con el número de pozos actualizados al 24 de agosto del 2010.

1.10.2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI

Inicialmente el campo produjo a flujo natural pero debido a la depletación de los

yacimientos o por mantener la tasa de producción se ha incorporado los

siguientes tipos de sistemas de levantamiento artificial:

• Bombeo neumático (gas lift)

• Bombeo hidráulico

• Bombeo electrosumergible

Obsérvese en la Tabla 1.4. la producción según el tipo de levantamiento artificial.

En la figura 1.3 puede notarse la gran importancia que tiene el sistema de

bombeo electrosumergible en el Área Shushufin

91% de la producción total.

TABLA 1.4. PRODUCCIÓN EN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO

ESTACION

CENTRAL

NORTE

SUR

S-OESTE

AGUARICO

TOTAL FUENTE: Forecast, Campo ShushufindiELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

FIGURA 1.3. PRODUCCIÓN POR

FUENTE: Forecast, Campo ShushufindiELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

bombeo electrosumergible en el Área Shushufindi, ya que representa más del

producción total.

TABLA 1.4. PRODUCCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO

GAS-LIFT B. E. S.

BPPD BPPD

- 18132 (33 pozos)

577 (1 pozo) 11080 (19 pozos)

1044 (1 pozo) 9000 (14 pozos)

- 3557 (9pozos)

- 846 (2 pozos)

1621 42615 Forecast, Campo Shushufindi-Aguarico, 24 de agosto del 2010

Andrea Benavides y Enrique Vergara

FIGURA 1.3. PRODUCCIÓN POR SISTEMA DE LEVANTAMIENTO

Forecast, Campo Shushufindi-Aguarico, 24 de agosto del 2010 Andrea Benavides y Enrique Vergara

GAS LIFT

BES

P.O.

16

di, ya que representa más del

AGUARICO SEGÚN

P. O.

BPPD

912 (5 pozos)

-

-

578 (2 pozos)

1490 Aguarico, 24 de agosto del 2010

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO

Aguarico, 24 de agosto del 2010

La tabla 1.5 muestra un resumen del número de pozos del Campo Shushufindi

Aguarico de acuerdo al sistema de

TABLA 1.5. NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

TIPO DE

LEVANTAMIENTO

BES

GAS LIFT

HIDRÁULICO

FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingeniería de Petróleos. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

La figura 1.4 permite apreciar de manera gráfica los datos de la tabla anterior. FIGURA 1.4. NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.

FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010. IngenELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

GAS LIFT

La tabla 1.5 muestra un resumen del número de pozos del Campo Shushufindi

Aguarico de acuerdo al sistema de levantamiento que se está empleando.

NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO

TIPO DE

LEVANTAMIENTO

NÚMERO DE

POZOS

BES 77

GAS LIFT 2

HIDRÁULICO 7

Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingeniería de Petróleos. PetroproducciónAndrea Benavides y Enrique Vergara.

La figura 1.4 permite apreciar de manera gráfica los datos de la tabla anterior.

FIGURA 1.4. NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.

Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingeniería de Petróleos. PetroproducciónAndrea Benavides y Enrique Vergara.

BES

GAS LIFTHIDRÁULICO

17

La tabla 1.5 muestra un resumen del número de pozos del Campo Shushufindi-

levantamiento que se está empleando.

NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO

Petroproducción

La figura 1.4 permite apreciar de manera gráfica los datos de la tabla anterior.

FIGURA 1.4. NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.

iería de Petróleos. Petroproducción

18

1.10.3. HISTORIA DE PRODUCCIÓN

El Campo Shushufindi se incorpora a la producción de petróleo en agosto de

1972. Inicia la producción de petróleo con 10 pozos a una tasa de 10.000 BPPD

que hasta diciembre se incrementa a 70.000 BPPD con 20 pozos productores; en

marzo de 1973 la tasa subió a 100.000 BPPD con 30 pozos productores. La tasa

promedio de petróleo desde 1978 hasta 1994 fue de 100.000 BPPD.

A partir de 1995 la producción de petróleo inicia una declinación continua y un

incremento acelerado en la producción de agua. En 1996 la producción es de

87.105 BPPD y 47.000 BAPD.

En 1997 produce 82.000, en 1998 produce 75.000, en 1999 produce 73.800 y en

el 2000 produce 72.948 BPPD. Simultáneamente, en estos años la producción de

agua se incrementa en forma drástica desde 48.400 a 72.000 BAPD.

En la actualidad la producción de agua supera a la de petróleo, convirtiéndose

así, en el principal problema del campo. Los pozos se inundan rápidamente y

disminuye la producción de petróleo, a tal punto que menos de la décima parte del

campo se encuentra libre de inundación de agua.

Este efecto es provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo

electrosumergible que es el más usado, pues permite la producción de volúmenes

altos.

Como resultado de los trabajos de reacondicionamiento, de la perforación de

pozos de desarrollo o de la implementación de sistemas de levantamiento

artificial, la declinación de producción del campo se ha incrementado

progresivamente y continuará acentuándose en los próximos años; esto puede

corroborarse con los datos de producción anual presentados en la tabla 1.6.

19

TABLA 1.6. PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO

AÑOS PETRÓLEO BPPD

AGUA BAPD

FLUIDO BFPD

BSW %

1972 37570 562 38132 1,5

1973 76577 572 77149 0,7

1974 82262 150 82413 0,2

1975 81508 178 81686 0,2

1976 95464 558 96022 0,6

1977 90792 1322 92114 1,4

1978 105993 2114 108106 2

1979 106429 4010 110440 3,6

1980 102443 4821 107263 4,5

1981 103631 5112 108743 4,7

1982 102139 8338 110476 7,5

1983 105282 12268 117550 10,4

1984 104563 16784 121346 13,8

1985 111848 17015 128863 13,2

1986 116837 16362 133199 12,3

1987 69886 10676 80563 13,3

1988 110160 24233 134393 18

1989 100949 23728 124677 19

1990 100056 28531 128587 22,2

1991 101274 36954 138228 26,7

1992 99014 39618 138633 28,6

1993 102191 42719 144910 29,5

1994 98553 49348 147901 33,4

1995 90483 45008 135491 33,2

1996 87105 47061 134166 35,1

1997 82160 48430 130590 37,1

1998 75172 51820 126992 40,8

1999 73817 60615 134432 45,1

2000 72948 72080 145028 49,7

2001 66661 71178 137839 51,6

2002 61604 75974 137578 55,2

2003 54034 86190 140224 61,5

2004 55138 77217 132355 58,3

2005 51850 75693 127543 59,3

2006 49170 78239 127409 61,4

2007 44733 73254 117987 62,1

2008 45789 101918 147707 69 FUENTE: Departamento de Yacimientos, Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

20

En la figura 1.5 muestra claramente como la producción de petróleo ha ido

disminuyendo con el transcurso de los años mientras que la producción de agua

se ha ido incrementando (Figura 1.6).

FIGURA 1.5 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO

DESDE EL AÑO 1972 AL 2008

FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

BP

D

AÑOS

Petróleo

Agua

Fluido

21

FIGURA 1.6. BSW ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFIND-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972 AL 2008


La tabla 1.7 muestra los barriles tanto de petróleo como de agua acumulados a

diciembre del 2008.

TABLA 1.7 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA PARA EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO

FECHA DICIEMBRE 2008

Acumulado Petróleo BLS 1245'792.624

Acumulado Agua BLS 489'362.919


0

10

20

30

40

50

60

70

80

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

%

AÑOS

BSW

22

1.10.4. RECUPERACIÓN SECUNDARIA

El campo contaba con un sistema de inyección de agua para las formaciones U y

T, el mismo que se inició en noviembre de 1984.

El proyecto en su parte fundamental programó inyectar 120.000 BAPD a través de

7 pozos inyectores ubicados en el flanco oeste de la estructura, con la finalidad de

mantener o incrementar la presión de las formaciones U y T en la parte central y

norte del Campo Shushufindi.

En el año 1987, la empresa operadora Texaco y la DNH, preocupados por la no

admisión del agua de la formación U, que apenas aceptaba el 36% de la

inyección programada, consideraron procedente la realización de un nuevo

estudio de Simulación Matemática, el cual recomendó incrementar el número de

pozos inyectores en 3, adelantando la línea de inyección y reduciendo el volumen

de inyección en un 16% para la formación U. Desde 1990 la tasa de inyección de

agua se redujo a 40.000 BAPD, siendo inyectados 10.000 BAPD a la formación U

y 30.000 BAPD a la formación T.

En marzo de 1999 y basado en los estudios realizados sobre el comportamiento

de la inyección de agua, se suspendió temporalmente la inyección a las dos

formaciones (U y T) en razón del incremento acelerado del corte de agua a nivel

general del campo, aunque la planta sigue tratando agua superficial para

suministro de la población y del Campo Shushufindi. Se recomienda realizar un

estudio urgente de recuperación mejorada bajo patrones de inyección.

1.10.5. TASA DE PRODUCCIÓN ACTUAL (24 Agosto 2010)

Actualmente, el Área de Shushufindi posee una producción promedio diaria de

alrededor de 38.000 barriles de petróleo por día, 15.000 MPCD de gas de

formación, en la estación norte se tiene un total de 25 pozos y una producción

total de 12.569 BPPD.

En la estación central se tiene una producción de 18

la estación sur-oeste se tiene

produce 10.044BPPD con 15

1.424 BPPD con 4 pozos. Estos valores se encuentran resumidos en la tabla 1.8

incluyendo la producción de agua

TABLA 1.8. PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN

ESTACIÓN

NORTE CENTRAL SUR SUR OESTE AGUARICO FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010, Campo ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara La figura 1.7 permite apreciar gráficamente los datos de producción expuestos

anteriormente.

FIGURA 1.7. PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN

FUENTE: Departamento de Yacimientos. PetroproducciónELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

En la estación central se tiene una producción de 18.132 BPPD con 3

oeste se tiene 3.557 BPPD con 9 pozos, en la estación su

PD con 15 pozos, y por ultimo en la estación A

4 pozos. Estos valores se encuentran resumidos en la tabla 1.8

incluyendo la producción de agua.

PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN

NÚMERO DE POZOS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

BPPD 25 12.569

33 18.132

15 10.044

9 3.557

4 1.424

Forecast, 24 de agosto del 2010, Campo Shushufindi-AguaricoAndrea Benavides y Enrique Vergara

La figura 1.7 permite apreciar gráficamente los datos de producción expuestos

PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN


23

132 BPPD con 33 pozos, en

pozos, en la estación sur se

s, y por ultimo en la estación Aguarico se tiene

4 pozos. Estos valores se encuentran resumidos en la tabla 1.8

PRODUCCIÓN DE AGUA

BAPD 16.416

23.754

27.759

13.659

3.451

Aguarico

La figura 1.7 permite apreciar gráficamente los datos de producción expuestos

PETRÓLEO

AGUA

24

Existen problemas en las facilidades de producción al no existir renovación de

equipos y tuberías, además de que las instalaciones de superficie en muchos

casos ya han cumplido el tiempo de vida útil sugerida por el fabricante.

En el proceso de producción de petróleo, éste pasa sin agua del tanque de reposo

al tanque de oleoducto de la Estación Central para ser bombeado a Lago Agrio. El

agua producida es tratada y reinyectada a la formación Tiyuyacu.

Del gas producido, una parte es entregada al complejo de Petroindustrial, y el gas

residual se utiliza para generar energía eléctrica y para el sistema de producción

por levantamiento neumático (gas lift).

La producción actual para el campo está en el orden de los 38.000 BPPD, con

una tasa de declinación anual efectiva del 9%8.

8 NTC Energy Group (NTC EG), Contrato: “Prestación de Servicios de Certificación de Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito Amazónico”.

25

CAPÍTULO II

BOMBEO HIDRÁULICO

2.1. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

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

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

suplementada por medios artificiales. Este suplemento a la energía natural se

conoce como levantamiento artificial. La figura 2.1 ilustra gráficamente por medio

de curvas de gradiente el paso gradual de un pozo de flujo natural a una situación

de levantamiento artificial.

El objetivo de cualquier programa de levantamiento artificial debe consistir en

desarrollar un proceso de producción que permita el aprovechamiento máximo,

bajo las condiciones existentes, de la energía natural del yacimiento.

FIGURA 2.1. ETAPAS EN LA VIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO

FUENTE: Texto guía de Gas Lift. Ing. Ramiro Almeida Martínez

26

Dentro de la clasificación existen cinco formas de levantamiento artificial utilizados

comúnmente en la producción de petróleo

• Bombeo por varillas de succión o bombeo mecánico

• Bombeo eléctrico sumergible

• Levantamiento por gas ó Gas Lift

• Cavidad Progresiva.

• Bombeo hidráulico

En la figura 2.2 se representa un esquema general de cada uno de los sistemas

de levantamiento mencionados.

FIGURA 2.2. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO DE ARTIFICIAL

FUENTE: Phoenix Artificial Lift Monitoring. Curso Schlumberger.

27

2.1.1. BOMBEO POR VARILLA DE SUCCIÓN O BOMBEO MECÁNICO

Este sistema funciona mediante una bomba mecánica instalada en el fondo del

pozo, con lo cual se logra el desplazamiento del fluido producido por el

yacimiento. La transmisión de energía a la bomba se realiza mediante varillas

conectadas a un aparato individual de bombeo (AIB) en superficie (figura 2.3).

FIGURA 2.3. BALANCÍN EMPLEADO EN BOMBEO MECÁNICO

FUENTE: Curso de Levantamiento Artificial Schlumberger

2.1.1.1. Componentes

Equipo de Superficie • Balancín

• Vástago (Varillón pulido)

• Motor y caja reductora

Equipo de Fondo

• Alojamiento de la bomba

• Bomba de profundidad

• Varillas de bombeo

28

2.1.1.2. Aplicaciones

El bombeo mecánico tiene grandes ventajas sobre los otros métodos en los pozos

con las siguientes características:

• Tasas de producción bajas o medianas

• Productividad baja

• Bajas presiones de producción en el fondo del pozo

• Bajas relaciones de gas en solución

• Pozos verticales

2.1.1.3. Ventajas

• No es peligroso en áreas urbanas

• Las presiones de operación son bajas

• El sistema en general es silencioso para ser usado en áreas de población

2.1.2. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Es un sistema de levantamiento artificial que utiliza un motor eléctrico en el

subsuelo para mover a una bomba centrífuga.

La principal función del sistema de bombeo electrosumergible para la extracción

del petróleo, es proporcionar la energía adicional al fluido del yacimiento mediante

el uso de bombas centrífugas multi-etapa, donde su caudal de operación es

controlado mediante variadores de velocidad instalados en la superficie del pozo.

La forma en que se transfiere potencia a los fluidos es a través de la Bomba. A

continuación en la figura 2.4 (a) se muestra una bomba electrosumergible multi-

etapas y las partes de una etapa en la figura 2.4 (b).

29

FIGURA 2.4. BOMBA ELECTROSUMERGIBLE

FUENTE: (a): Catálogo REDA- Schlumberger, (b) Catálogo REDA- Schlumberger

(a)

(b)

30

La bomba es operada por un motor eléctrico. Para transferir la energía desde la

superficie hasta el motor de fondo se debe utilizar un cable eléctrico. La energía

eléctrica es convertida a energía mecánica por el motor.

2.1.2.1. Componentes Equipo de Superficie

• Variador Frecuencia

• Transformador de Potencia

• Caja de Venteo

• Cable de Superficie

Equipo de fondo

• Bomba

• Entrada/Separador de Gas

• Protector

• Motor

• Cable de Potencia

• Sensor de presión y temperatura

Estos componentes pueden observarse en la figura 2.5.

31

FIGURA 2.5. COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V. 2007

32


Las bombas eléctricas sumergibles tienen grandes ventajas en los pozos con:

• Altas tasas de producción

• Alta productividad

• Bajas presiones de producción en el fondo del pozo

• Bajas relaciones de gas en solución

2.1.2.3. Ventajas

• Es un método flexible para producir en un rango muy amplio de gastos.

• No tiene partes móviles en superficie, así; es aplicable en áreas urbanas

• Bajo impacto ambiental al no haber derrames en superficie.

• Posibilidad de automatizar su supervisión.

• Es aplicable en pozos desviados y horizontales.

2.1.3. LEVANTAMIENTO POR GAS O GAS LIFT

Es un proceso que consiste en levantar los fluidos de un pozo mediante el uso de

un gas a presión relativamente alta que se inyecta en la columna de fluido en

algún punto por debajo del nivel de fluido estático. La figura 2.6 presenta un

esquema de este sistema.


Equipo de Superficie

• Planta de tratamiento de Gas (Unidad de secado de gas)

• Compresor

Equipo de Fondo

• Mandriles

• Válvulas

33

FIGURA 2.6. ESQUEMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT

FUENTE: www.tandem-terminal.ru/i/oil-003.jpg


El levantamiento a gas en cualquiera de sus formas es indicado para casi todas

las aplicaciones en campos petroleros aunque tiene grandes ventajas en pozos

con:

• Altas tasas de producción

• Alta productividad

• Pozos verticales y desviados

• Gas en solución

• Presiones de producción en el fondo del pozo relativamente altas.

34

2.1.3.3. Ventajas

• El costo inicial de los equipos de subsuelo es generalmente menor que en

los otros métodos de levantamiento artificial.

• Su flexibilidad es superior a la de las otras formas de levantamiento. Las

instalaciones pueden ser diseñadas para levantar inicialmente desde cerca

de la superficie y para levantar desde casi la profundidad total en el

momento del agotamiento del yacimiento. Las instalaciones de

levantamiento a gas pueden ser diseñadas para levantar desde uno hasta

varios miles de barriles diarios.

• La producción de arena en el fluido producido no afecta a los equipos de

levantamiento a gas en la mayoría de las instalaciones.

• El levantamiento a gas no es afectado adversamente por la desviación del

hoyo.

• El número relativamente pequeño de partes móviles en un sistema de

levantamiento a gas permite un levantamiento más duradero en

comparación con las otras formas de levantamiento artificial.

• Los costos de operación generalmente son mucho menores en los

sistemas de levantamiento a gas que en los otros tipos de levantamiento,

particularmente a grandes profundidades.

• El levantamiento a gas es ideal para suplementar el gas de la formación

con el fin de levantar artificialmente pozos con relaciones gas-petróleo

(GOR) relativamente altas.

2.1.4. CAVIDAD PROGRESIVA

Este sistema de levantamiento es operado por medio de una bomba de fondo tipo

“tornillo”, movida por varillas o por un motor eléctrico sub-superficial. La figura 2.7

muestra los tipos de cavidad progresiva.

35

FIGURA 2.7. CAVIDAD PROGRESIVA POR TORNILLO

FUENTE: Curso de Levantamiento Artificial-Schlumberger


Equipo de Superficie

• Transformador y Generador

• Motor con caja reductora

• Variador de frecuencia

Equipo de Fondo

• Bomba de Cavidad Progresiva

• Varillas de Bombeo

MOVIDO POR MOTOR DE FONDO MOVIDO POR VARILLA

36


• Capaz de manejar sólidos y fluidos de alta viscosidad

• Pozos verticales

• Para caudales menores a 3.500 BPD

• En pozos poco profundos

• Para temperaturas menores 250 °F

• Cuando el fluido no se emulsiona

• Para alta eficiencia volumétrica

2.1.4.3. Ventajas

• Diseño simple de dos piezas (rotor y estator)

• La interferencia de ajuste entre el rotor y el estator crea una serie de

cavidades aisladas.

• La rotación del rotor causa que las cavidades se muevan o “progresen” de

un extremo de la bomba al otro

2.1.5. BOMBEO HIDRÁULICO

2.1.5.1. Introducción

Puesto que el presente estudio trata sobre el Sistema de Bombeo Hidráulico en el

campo Shushufindi, se profundizará más sobre este Sistema de Levantamiento.

El método del Bombeo Hidráulico se remonta desde la época de los egipcios,

cuando ellos utilizaban este principio para bombear agua (sistema de balancín y

varillas). Dentro de la industria petrolera se remonta al siglo XX; en la actualidad

este sistema se utiliza para levantar los fluidos desde el subsuelo hasta la

superficie.

Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento artificial

hidráulico como la bomba de Faucett que en el subsuelo fue una bomba

37

accionada por vapor de agua y requería de un pozo de gran diámetro para

operarla, por esta razón no se comercializó con facilidad estos equipos.

Con el pasar de los años, y teniendo que producir cada día desde mayores

profundidades se han ido tecnificando y perfeccionando los diseños de estos

equipos de subsuelo y superficie hidráulicos; es así que desde 1932 varios miles

de pozos petroleros han sido explotados con bombas hidráulicas,

incrementándose cada día más las instalaciones en el mundo con este sistema de

levantamiento artificial.

El principio fundamental aplicado al Bombeo Hidráulico en el subsuelo es la “Ley

de Pascal”, la cual establece que si se ejerce una presión sobre una superficie

líquida esta se transmite a todas las superficies del mismo con igual intensidad.

La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación

centralizada en la superficie mediante una tubería llena de fluido hasta cualquier

número de puntos (pozos) dentro del sistema. En la figura 2.8. se muestra el

sistema general del bombeo hidráulico

38

FIGURA 2.8. SISTEMA GENERAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO

FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Fernando E.R.

39

2.1.5.2. Principio funcionamiento

El sistema de bombeo hidráulico transmite potencia al fondo por medio del fluido

motriz presurizado que fluye por el agujero tubular del pozo; las bombas de

subsuelo actúan como un transformador que convierte la energía del fluido motriz

en energía potencial o de presión en los fluidos producidos.

Las bombas de Pistón, constan de pistones recíprocos comunicados, unos

gobernados por el fluido motriz presurizado y otro gobernado por él o los fluidos

que produce el pozo.

La bomba hidráulica JET, convierte el fluido presurizado motriz en un jet de gran

velocidad que se mezcla directamente con los fluidos del pozo.

Los tipos de bombas mencionadas son bombas libres ya que se corren y se

reversan hidráulicamente sin remover la tubería, ni usar servicios de cables.

Las presiones de operación en el sistema hidráulico varían de 2.000 a 4.000 psi,

la bomba más común para generar esta presión en la superficie es una bomba

Triple o Quíntuple de desplazamiento positivo, accionada por un motor eléctrico,

un motor de gas o un motor de combustión interna (diesel).

2.1.5.3. Sistema de operación

Existen básicamente dos sistemas de operación dentro del bombeo hidráulico,

siendo: el sistema de Fluido motriz abierto y el sistema de fluido motriz cerrado.

2.1.5.3.1. Sistema de fluido motriz abierto

Un sistema de fluido motriz abierto (OPF, OPEN POWER FLUID) solo requiere de

dos conductos de fluido en el pozo; el primero para circular o contener el fluido

motriz a presión y dirigirlo a la parte motor de la bomba, el segundo contiene el

40

fluido motriz que accionó a la bomba más el fluido producido por el pozo en su

retorno a superficie (llamado espacio anular).

Este sistema es el más sencillo y económico, puesto que permite inyectar aditivos

químicos al fondo del pozo, como también inhibidores de corrosión, incrustación y

parafina, los mismos que nos ayudarán a extender la vida útil del equipo de

subsuelo; cuando los fluidos producidos tienden a formar emulsiones dentro del

pozo, puede añadirse demulsificante al fluido motriz.

2.1.5.3.2. Sistema de fluido motriz cerrado

En un sistema de fluido motriz cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) no se

permite que el fluido producido se mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del

sistema, se requiere de una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo como

en superficie; una sarta para transportar la producción hasta la batería de tanques

y otra para que retorne el fluido motriz que ya cumplió su función en el fondo del

pozo hasta el tanque respectivo para volverse a presurizar y recircular.

Es un sistema muy costoso y de complejo diseño. Es recomendable para cuando

los fluidos producidos son extremadamente abrasivos o corrosivos.

Es recomendable este sistema para plataformas marinas y en algunas

instalaciones industriales.

Para las bombas de subsuelo diseñadas para trabajar con este sistema el mayor

inconveniente a tenerse es en el fluido motriz, por que el fluido motriz no seguirá

limpio indefinidamente aunque se tengan todas las precauciones y cuidados que

el caso requiere.

2.1.5.4. Tipos de completaciones

Existen los siguientes tipos de completaciones:

• De Bomba Libre

41

• De Bomba Fija

• Bomba a base de cable

2.1.5.4.1. Sistema de bomba libre

No requiere de unidad especial para correr y reversar la bomba, esta bomba se

desplaza dentro de la sarta de tubería del fluido motriz.

Para colocar la bomba o correr la bomba se inserta en la sarta de la tubería en la

superficie y se la hace circular hasta el fondo, donde se la aloja en el conjunto de

fondo (BHA) o también conocido como cavidad.

Para recuperar la bomba, se inyecta fluido motriz por el espacio anular. Esta

inyección de fluido invertida hace que se accione la válvula de pie (Standing

valve) y se presurice en el fondo desasentando la bomba de la cavidad. La

presión queda atrapada en las copas que tiene la bomba en la parte superior y de

esta forma permite circular hasta superficie para ser reemplazada.; en ciertos

casos se requiere de una unidad especial swab para recuperarla.

Es una ventaja este sistema de bomba libre por cuanto permite cambiar o

reemplazar equipos sin necesidad de una unidad de reacondicionamiento.

2.1.5.4.2. Sistema de bomba fija

La bomba de fondo se coloca con la tubería de fluido motriz y se coloca en el

pozo como una parte integral de dicha sarta, cuando falla el equipo se tiene que

cambiar utilizando una unidad de reacondicionamiento.

2.1.5.4.3. Sistema de bomba a base de cable

La bomba se coloca en una camisa deslizante, se instala sobre una válvula de

gas lift o sobre una válvula de inyección de productos químicos, se coloca la

42

bomba pozo a bajo o se retira con el cable liso, la bomba se puede operar con el

flujo normal o revertido.

2.1.5.5. Principales elementos del conjunto de fondo

Se diseñará una Completación de fondo para cada pozo en particular, esto es

dependiendo del número de las arenas productoras, consecuentemente irán el

número de empacaduras, camisas y la cavidad; enunciaremos cada uno de sus

componentes:

Tubería

O Tubing, es la sarta de tubos que se encuentran instalados desde la superficie

hasta el fondo del pozo, son tubos de alta presión (hasta 8.000 psi, dependiendo

de la cédula a utilizar) a través de ella se inyecta el fluido motriz a la bomba, cada

tubo tiene 32 ft de longitud aproximadamente, en nuestro país los tubing más

utilizados son de 3½”, 2 7/8” y 2 3/8”.

Tubería de revestimiento

O Casing, es la tubería que va cementada a las paredes del pozo, a las

profundidades hasta donde se instalará todo el conjunto de fondo se tienen

diámetros de 5½ “ y 7”, es en el diámetro interior “ID” del casing donde se

mezclan los fluidos inyectado + producido y de esta forma circulan hasta

superficie; En nuestro país debido a longevidad de los casing estos han ido

perdiendo su capacidad de resistencia sobre todo por la corrosión

consecuentemente es limitada su resistencia a altas presiones (± 1.500 psi).

43

Cavidad

Es un conjunto de extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos de

manera especial para determinado tipo de bomba (pistón o jet), en el interior de la

cavidad se aloja la bomba destinada a trabajar, cuando la bomba se encuentra

alojada en la cavidad se tienen sellos que delimitan cámaras entre bomba y

cavidad apropiadas para cada función y recorrido del fluido. La cavidad posee

alrededor de ella agujeros en lugares destinados al paso del fluido.

Independientemente del tipo de bomba los agujeros en el extremo inferior son

utilizados para la extracción de la bomba. La bomba jet utiliza tres de los lugares

agujereados. Cuando por algún motivo (corte de fluido sellos de cavidad) debe ser

retirada la cavidad, obligatoriamente se tiene que sacar con toda la sarta de

tubería y se tiene que utilizar una unidad de reacondicionamiento.

Aisladores de zonas

O packers, son elementos cuyo mecanismo hidráulico o mecánico hacen que

sellen las paredes del casing y el tubing, aislando independientemente de esta

forma las arenas productoras.

Camisas

Son herramientas que van colocadas directamente en el intervalo de la zona o

arena productora y que tiene como objetivo permitir que solo el fluido de la zona o

arena en que dicho elemento se encuentra ingrese a través de él y llegue hasta la

cavidad; estas herramientas tienen la particularidad de abrirse o cerrarse con la

ayuda de una herramienta auxiliar llamada “Shifting tool”.

Válvula de pie

O standing valve, esta herramienta se aloja en el extremo inferior de la cavidad

(seating ring), son necesarios en sistemas abiertos para crear el efecto “U” y

prevenir que el líquido que está circulando regrese de nuevo al reservorio. Esta

válvula puede ser recuperada con una unidad auxiliar de wire line. Cuando el

pozo está produciendo, sirve de asiento para las bombas.

44

Bombas falsas

Son corridas para taponar los orificios de la cavidad, se utilizan para realizar

pruebas en el fondo de la completación, asentamiento de empacaduras, chequeo

de tubería, realizar tratamientos a las formaciones, para realizar pruebas de

inyectividad y admisión.

2.1.5.6. Principales elementos de superficie

Cabezal de pozo

Todo pozo posee un cabezal, dentro del bombeo hidráulico los cabezales de pozo

tienen el mismo sistema de funcionamiento, en bombeo hidráulico se utilizan el

cabezal de pozo con válvula de cuatro vías y el tipo árbol de navidad.

El cabezal de pozo posee una válvula MASTER, es la que está conectada

directamente con la sarta de la tubería (tubing) y la tubería de revestimiento

(casing), con las líneas de inyección y producción, por lo tanto la válvula MASTER

pilotea el movimiento de cualquier fluido (motriz o retorno) en cualquier sentido

dentro del pozo.

Las válvulas del casing, son válvulas por donde retornará la mezcla de los fluidos

inyectado + producido a la línea de retorno a la estación de producción, son

válvulas de 3.000 @ 5.000 psi. Las válvulas del tubing, son válvulas que nos

permiten el paso del fluido de inyección hacia el tubing y consecuentemente a la

bomba, son válvulas de 5.000 psi.

Válvula de control de pozo (4 Vías)

Sirve para controlar la dirección del fluido motriz que acciona la bomba del pozo.

Con solo mover la palanca hacia abajo, el fluido motriz baja por la tubería de

inyección para activar y accionar la bomba.

45

Para reversar la bomba, el movimiento de la palanca hacia arriba dirige el flujo

hacia abajo por el espacio anular para que la empuje o saque la bomba por la

tubería de inyección hasta superficie.

En la posición intermedia la válvula circula (by pass), es decir que el fluido de

inyección pasa directamente a la línea de retorno a la estación. Con el giro a la

derecha del handle (mariposa) presurizamos el pozo, la operación inversa es para

despresurizar.

Válvula de control de flujo

La válvula reguladora o de control de flujo (VRF) sirve específicamente para

regular el paso del fluido a ser inyectado al pozo y consecuentemente a la bomba.

Esta válvula se instala entre la válvula block y el cabezal del pozo.

Lubricador

Es una herramienta de apoyo que se acopla a la válvula de 4 vías y al cabezal

tipo árbol de navidad, nos sirve para sacar la bomba y desplazar la bomba hacia

el pozo sin necesidad de contaminar el medio ambiente facilitando al Técnico la

operación del cambio de bomba y reduciendo el peligro de trabajar con el hueco

abierto.

Líneas

En el recorrido que realizan el fluido no siempre se encuentra con un mismo

caudal ni con una presión constante, por ello se utiliza dos tipos de tubería en

toda la instalación de superficie.

• Tubería de alta presión

Soporta hasta 5.000 psi, se utiliza para el fluido de inyección desde la planta

hasta el cabezal del pozo; la sarta de tubería que se utiliza en la completación

definitiva es también de alta presión.

• Tubería de baja presión

Tiene márgenes de resistencia menores (500 – 800 psi), se encuentra instalada

desde la salida de producción del pozo hasta la estación de almacenamiento.

46

Válvulas de paso

Las válvulas que conforman un circuito no son iguales aunque su principio es

similar de apertura y cierre, las más utilizadas son:

• Válvulas mariposa

Cierra con varias vueltas (sentido antihorario)

• Válvulas de tipo Block

De rápida acción sirven para aperturas y cierre rápidos, su trabajo es en apertura

y cierre con giro a 90°

Turbina de caudal

Este elemento es indispensable dentro del circuito en la superficie, ya que

mediante el movimiento de la turbina producido por la energía cinética del fluido

motriz presurizado, en su parte interior los alabes giran a gran velocidad, estas

pulsaciones son leídas por un sensor magnético que posee un instrumento

electrónico que cuenta el paso del número de barriles que circulan hacia el pozo;

La turbina se encuentra instalada directamente en la línea de inyección luego del

VRF.

Cuenta barriles

Es un instrumento electromagnético que sirve para leer las pulsaciones que se

producen el interior de la turbina, facilitando de esta manera para determinar

exactamente el número de barriles inyectados hacia la bomba, este elemento es

portátil y no se lo encuentra instalado en la locación.

47

Instrumentos

Como se trabaja con altas presiones se tiene que contar en las líneas de

inyección y retorno manómetros de alta y baja presión (5000 psi y 600 psi

respectivamente).

En la mayoría de los pozos se encuentra instalado un manómetro diferencial que

es un registrador de carátula giratoria (denominado BARTON por la marca del

fabricante), en el que se registran las presiones de operación de inyección y la

presión de retorno, es cambiable esta carta y su giro es proporcional con el

tiempo real, se gradúa a 24 horas o a 7 días según el tipo de reloj.

2.1.5.7. Tipos de Bombas Hidráulicas de subsuelo

Las bombas de subsuelo pueden ser: de tipo jet y de tipo pistón

2.1.5.7.1. Bombas jet

Es un tipo especial de bombas de subsuelo que no emplea partes móviles lo que

permite a la bomba tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos

que para el caso de otros sistemas son limitaciones importantes. Ejecuta su

acción de bombeo mediante la transferencia de momentum entre el fluido motriz y

el fluido del pozo que se produce cuando éstos se mezclan, pasando a través de

la unidad de subsuelo. Con las bombas hidráulicas tipo jet, siempre se tiene un

sistema de fluido motriz abierto o cerrado siendo este último el más común.

Frecuentemente se pueden obtener tasas de producción más altas que con las

bombas de pistón, por lo que se recomienda su uso en pozos con altos IP, así

como también en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia

de arena.

La figura 2.9 ilustra esquemáticamente los componentes de una bomba jet

directa.

48

FIGURA 2.9. BOMBA JET DIRECTA

FUENTE: Introduccion al bombeo hidráulico con equipos Oilmaster y Kobe REALIZADO POR: Artificial Lift Systems de Weatherford y Servicios Petroleros de Solipet.

Fluido de Inyección

Tubería (tubing)

Tubería de revestimiento (Casing)

Nozzle

Garganta

Difusor

Fluidos mezclados

Fluidos del pozo

49

2.1.5.7.1.1.Principio de funcionamiento de la bomba jet.

El bombeo hidráulico tipo Jet, es un mecanismo de producción de pozos

petroleros, que actúa mediante la transferencia de potencia a una bomba de

subsuelo con un fluido presurizado que es bombeado a través de la tubería de

producción. La bomba de subsuelo actúa como un transformador convirtiendo la

energía del fluido motriz en energía potencial o presión sobre los fluidos

producidos.

La bomba de subsuelo tipo Jet, logra su acción de bombeo mediante la

transferencia de energía entre dos corrientes de fluidos. La alta presión del fluido

motriz enviado desde la superficie pasa a través de una tobera donde su energía

potencial o presión es convertida en energía cinética en la forma de chorro de

fluido a gran velocidad. El fluido a producir es succionado y mezclado con el fluido

motriz en la garganta de la bomba y llevado a superficie.

No requiere de varillas o cables eléctricos para la transmisión de potencia a la

bomba de subsuelo. Es un sistema con dos bombas, una en superficie que

proporciona el fluido motriz y una en el fondo, que trabaja para producir los fluidos

de los pozos. La bomba de subsuelo puede ser instalada y recuperada

hidráulicamente o con unidades de cable. Los fluidos producidos pueden ser

utilizados como fluido motriz. Su mantenimiento es de bajo costo y de fácil

implementación.

Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan

mediante una configuración de toberas y gargantas “venturi“. Diferentes

configuraciones geométricas se utilizan para controlar la luz entre los orificios de

la tobera y la garganta para lograr los caudales deseados de producción.

50

Relaciones toberas / gargantas en volumen y presió n

La relación entre el área de la tobera y el área de la garganta, es una variable

importante, porque determina el intercambio entre la cabeza de levantamiento y la

tasa de flujo de producción. (Figura 2.10)

FIGURA 2.10 NOMENCLATURA BOMBA JET

FUENTE: Introducción al bombeo hidráulico con equipos Oilmaster y Kobe Autor: Ing. Fernando Riofrío

Donde:

Ps = Presión del fluido de succión

Pn = Presión de la tobera

Pd = Presión del fluido de descarga por el difusor

Qs = Caudal de succión

Qn = Caudal de inyección por la tobera

Qd = Caudal de descarga por el difusor

Aj = Área de la tobera

At = Área de la garganta

As = Área de succión.

Si para una tobera dada se selecciona una garganta de modo que el área de la

tobera Aj, sea del 60% del área de la garganta At, existirá un caudal de

producción grande y una cabeza de levantamiento pequeño, el área As como se

51

ilustra en la figura anterior sirve para que los fluidos del pozo pasen. Existirán

grandes cabezas de levantamientos si entre la garganta y la tobera se selecciona

un As pequeño. Como la energía de la tobera es transferida a un caudal más

pequeño que la tasa del fluido motriz, entonces existirá un caudal de producción

más bajo que el utilizado como fluido motriz.

Tanto toberas como gargantas utilizan una estricta progresión de diámetro y

orificios. La progresión establece áreas de relaciones entre la tobera y diferentes

gargantas.

A la designación de una tobera y una garganta se le denomina GEOMETRÍA.

Al establecer una tobera seleccionada con el mismo número de garganta se

tendrá siempre la misma relación de área: 0.380 para Oilmaster, 0.400 para

Kobe, y 0.366 para Claw. Esto se denomina relación A, sucesivamente mayores

gargantas seleccionadas con una misma tobera, se tendrán relaciones A, B, C, D

y E. (Figura 2.11)

La relación de área comúnmente usada oscila entre 0.400 (A) y 0.235 (C).

Relaciones mayores de áreas a 0.400 son usados normalmente en pozos de gran

profundidad con altos levantamientos o solamente cuando es baja la presión del

fluido motriz disponible, pequeñas áreas anulares son más propensas a

cavitación.

52

FIGURA 2.11 RELACIONES TOBERA - GARGANTA Y PRODUCCIÓN -LEVANTAMIENTO

FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Luis Fernando E.R.

Relaciones de áreas menores a 0.235 (C, D, E) son usadas en pozos pocos

profundos o cuando es muy baja la presión de inyección, se requiere de una

mayor área anular para que pase el fluido reduciendo el potencial de cavitación.

Las pequeñas relaciones de área (C, D, E) revelan menor cabeza de

levantamiento pero pueden producir más volúmenes de fluidos que el usado como

fluido motriz.

Las mayores relaciones de áreas son instaladas para altas cabezas de

levantamiento pero esto es solamente aplicable con relaciones de producción

menores que la relación de fluido motriz.

Ejemplo: Geometría “D-5” o “10-H” en Guiberson y Claw respectivamente.

53

2.1.5.7.1.2.Sistemas de inyección de fluido motriz en la bomba jet

La dirección del fluido motriz en la bomba jet puede ser de inyección convencional

o reversa.

Bomba de inyección convencional.

En la bomba de inyección convencional el fluido motriz es inyectado por la tubería

de producción y la producción e inyección retorna por el espacio anular (tubería

de revestimiento-tubería de producción). Para reversar la bomba cambiamos de

sentido los fluidos, inyectamos por el espacio anular, lo cual nos permite levantar

la bomba por la tubería de producción hasta la superficie.

Bomba de inyección reversa.

En la bomba de inyección reversa el fluido motriz es inyectado por el espacio

anular y la producción retorna con la inyección por la tubería de producción,

teniendo un menor tiempo de evaluación para obtener la información del pozo

como: la producción, BSW, etc. Este tipo de inyección es utilizado en bombas jet

de camisa. Para recuperar la bomba solo se puede hacer con unidad de cable de

pesca.

2.1.5.7.1.3.Cavitación en bombas jet

El fluido es acelerado hasta una velocidad (200 a 300 pie/seg) para entrar a la

garganta, la presión estática del fluido cae hasta llegar a la presión de vapor del

fluido a altas velocidades. Esta presión baja causa que se formen las cavidades

bajas de vapor (cavitación). Esto provoca choques de fluido de formación en la

garganta por lo que la producción tiende a bajar aún cuando la tasa de fluido

motriz y la presión sean incrementadas.

Se puede manifestar que con una tasa de flujo cercana a cero, desaparece la

cavitación debido a que las velocidades del fluido son bajas. Sin embargo bajo

estas condiciones la diferencia de velocidades que existe entre el chorro que sale

de la tobera y el fluido producido, hace que se produzca una zona de corte en los

54

límites de los dos fluidos. Esta zona de corte entre los fluidos genera vórtices

(torbellinos) que tienen una presión reducida, por lo tanto se forman cavidades de

vapor en el alma de los vórtices, permitiendo la erosión de las paredes de la

garganta a medida que las burbujas de vapor colapsan debido al decaimiento del

vórtice y el aumento de presión en el difusor de la bomba.

2.1.5.7.1.4.Ecuaciones para el diseño de una bomba jet

Ecuación de Continuidad

� � � � � (2.1)

Donde:

Q = Caudal

V = Velocidad

A = Área

Eficiencia de una Bomba Jet

E � �� (2.2)

Donde:

E = Eficiencia

Pd = Presión de descarga

Ps = Presión de succión

Pn = Presión Nozzle

Qs = Caudal de Producción

Qn = Caudal de Inyección

Relación Adimensional de Flujo

M � � � ��ó��ó� (2.3)

55

Relación Adimensional de Áreas

R � �� Á�� ! "�##!�Á�� !� $��%��&� (2.4)

�'�� ()) (2.5)

Relación Adimensional de Presiones

H � �+�,��, (2.6)

P. � P)/01)"1 2 ELEVACIÓN 2 FRICCIÓN (GLR≤10) (2.7) P( � P;/��)�<1) 2 ELEVACIÓN = FRICCIÓN (GLR≤10) (2.8) P> � P� = �,�� (Yacimiento subsaturado) (2.9)

Q( � ,@ (2.10)

AA � �(.(B,BDE�FE,G

(2.11)

γ � Gravedad específica

MI � ()) J1 2 KAD �,�M��,�N�, (2.12)

HP � (,O�(PFQ�∆�� S/ T�!�U�&��/ U�� (2.13)

56

2.1.5.7.1.5.Ventajas

• No adolece de problemas de golpes de fluido ni recalentamiento y el

gas se puede liberar fácilmente.

• La bomba jet no tiene partes móviles, puede estar construida de piezas

en donde se solucione problemas de pozos altamente corrosivos.

• Las partículas sólidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba jet

• El recubrimiento de carburo de tungsteno de la tobera y la garganta

rinde larga duración efectiva en pozos de alto contenido de materiales

sólidos.

• Resuelve problemas relacionados con la producción de crudos pesados

de alto corte de parafina, con altas temperaturas de fondo de pozo y

con pozos de gas invadidos por agua.

• Bajos costos de mantenimiento

• Adaptabilidad para uso en una camisa deslizante, cualquier cavidad de

cualquier medida, coiled tubing, etc.

• Capacidad de manejar producción con gas.

2.1.5.7.1.6.Desventajas

• La bomba jet requiere de una alta potencia para trabajar idóneamente

• En pozos donde se tiene un alto corte de agua se requiere inyectar

químicos para bajar la emulsión producida por la jet en los tanques de

almacenamiento de crudo en las estaciones de producción.

• Se requiere de alta presión de operación por lo tanto resulta peligroso

la operación del fluido motriz en superficie.

• La eficiencia volumétrica es demasiado baja

57

2.1.5.7.2. Bombas pistón

Una bomba hidráulica tipo pistón consiste de un motor hidráulico con un pistón

reciprocante accionado mediante un fluido motriz, conectador por un eje corto a

un pistón en el extremo de bombeo. La bomba actúa casi como una bomba de

varillas, excepto que las bombas hidráulicas son usualmente de doble acción, es

decir, el fluido está siendo desplazado de la bomba en la carrera ascendente y en

la carrera descendente.

El fluido motriz a alta presión se inyecta hacia abajo por la tubería de producción

desde la superficie y es retornado a la misma ya sea a través de otra tubería o se

mezcla con el fluido producido en la sarta de producción. Como fluido motriz

puede usarse agua o petróleo.

En la figura 2.12 se presenta la constitución interna de una bomba tipo pistón de

doble efecto.

58

FIGURA 2.12. BOMBA HIDRÁULICA DE DOBLE EFECTO

FUENTE: Dresser Oil Tools ELABORADO POR: Dresser Oil Tools

TUBING

PACKER Y ARPÓN

VÁLVULA DE SUCCION

VÁLVULA DE DESCARGA

PISTÓN

CILINDRO

VÁLVULA DE INVERSIÓN

VARILLA

CAVIDAD

CASING

VÁLVULA DE PIE

EMPACADURA

59

2.1.5.7.2.1.Principio de funcionamiento de la bomba pistón

El líquido a presión (fluido motriz) llega hasta la cavidad por medio de la tubería

de producción y se introduce en una sección motriz hidráulica, colocada por

debajo del nivel del fluido a producir.

La bomba hidráulica de fondo es el corazón de un sistema de bombeo hidráulico.

Esta bomba es impulsada por una sección motriz hidráulica de acción

reciprocante que está conectada directamente a la bomba de producción por

medio de una varilla.

El diseño determina la longitud de la carrera para las secciones motriz y de

bombeo. Los componentes básicos de cualquier bomba hidráulica incluyen el

pistón y cilindro de la parte motriz, una válvula inversora para dicha parte motriz

(la que determina el movimiento del pistón dirigiendo el fluido motriz a través de la

parte motriz en forma ascendente o descendente). (Figura 2.13)

Válvulas convencionales controlan la succión y descarga de fluidos en la parte

bomba. Estas válvulas normalmente están formadas por bola y asiento. (Son

válvulas de retención).

Las secciones motriz y parte bomba pueden combinarse en una bomba de acción

netamente doble, de acción netamente simple, o una combinación de ambos.

La bomba tipo pistón de acción simple es denominada así porque solo produce

cuando el pistón está en la carrera ascendente. (Desplaza fluido de formación del

fondo a superficie)

La bomba de acción doble tiene la ventaja de producir en ambas carreras del

pistón, cuando el pistón superior sube desplaza la parte superior del mismo hacia

superficie, pero a su vez el pistón de la parte inferior se está llenando de fluido de

formación, en la carrera descendente la parte inferior del pistón inferior descarga

fluido de formación mientras que el pistón superior se llena de fluido de formación

60

completando de esta forma el ciclo.

FIGURA 2.13 COMPONENTES Y OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN

FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Autor: Ing. Melo V, año 2007

ENTRADA DE FLUIDO MOTRIZ

VARILLA DE LA VÁLVULA

PISTÓN MOTRIZ

VÁLVULA MOTRIZ

CARRERA DESCENDENTE

VARILLA MEDIA

VÁLVULA DE LA BOMBA

ENTRADA DEL PETRÓLEO

PRODUCIDO

PISTÓN DE PRODUCCIÓN

P1

CARRERA ASCENDENTE ENTRADA DE

FLUIDO MOTRIZ

P1

P1

P1

P1 P1

P2

P2

P2

P2

P3

P3

P3

P3

P4

P4

P4

P4 ENTRADA DEL

PETRÓLEO PRODUCIDO

61

2.1.5.7.2.2.Sistemas de inyección de fluido motriz en las bombas pistón.

Al mencionar los sistemas de inyección del fluido motriz, se indican dos formas de

inyección: una en un circuito abierto y otra en un circuito cerrado. Ambos

sistemas son iguales en el manejo del fluido motriz desde los tanques de

almacenamiento hasta la unidad de bombeo, pero difieren en la forma en que el

fluido motriz retorna a la superficie después de haber operado la unidad. A

continuación se presentan las características fundamentales de estos sistemas.

Circuito abierto.

El sistema de inyección de circuito abierto fue el primero que se utilizó y su

aplicación es la más sencilla y económica. En este sistema, el fluido motriz

retorna a la superficie mezclado con el petróleo producido, ya sea a través de la

tubería de descarga o por el espacio anular de las tuberías de revestimiento,

producción o inyección, dependiendo del equipo de fondo que se tenga. La

aplicación de este sistema presenta varias ventajas como son: la adición de fluido

motriz limpio en pozos que contienen alto porcentaje de agua salada, con lo que

se reduce dicho porcentaje y por consiguiente disminuye el efecto de corrosión.

Así mismo, la adición de petróleo ligero puede reducir la viscosidad en pozos

productores de petróleo pesado. La principal desventaja de este sistema es el

incremento de volumen bruto que debe ser tratado en la superficie para obtener el

petróleo limpio necesario y continuar la operación.

Circuito Cerrado.

El sistema de inyección en circuito cerrado es el método más completo que existe

en la actualidad. En este sistema, el fluido motriz retorna a la superficie,

independientemente del petróleo producido, fluyendo nuevamente hasta el tanque

almacenador y formando un circuito cerrado. Esto se logra por medio de una

tubería adicional que va alojada en un dispositivo mecánico llamado “Cámara de

Fondo”, instalado en el fondo del pozo. En este sistema se utiliza un elemento de

empaque en la unidad de bombeo, que permite aislar el fluido motriz del

producido. Las principales ventajas son: la medición exacta de los fluidos

producidos por el pozo y la determinación del desgaste sufrido por la unidad de

62

bombeo al incrementarse el volumen de fluido motriz utilizado en la lubricación de

los pistones; esto último facilita la programación del mantenimiento de estas

unidades.

2.1.5.7.2.3.Fricción en la bomba pistón.

La presión requerida en una bomba hidráulica para operar bajo condiciones

teóricas de operación (no carga) se presenta mediante una relación existente

entre el tipo de bomba, porcentaje de la velocidad de régimen y la viscosidad del

fluido como se muestra en anexo No 2. Este nomograma representa las caídas

de presión por fricción mecánica e hidráulica a través de la bomba.

Los valores obtenidos en el anexo mencionado representan los valores máximos

basándose en el mayor tamaño del embolo (pistón) y considerando un 100% de

eficiencia del extremo de bombeo. Cuando el caudal de los fluidos a través de la

bomba es reducido por diámetros más pequeños del pistón o por el paso del gas,

la fricción total puede ser, en algunos casos, más baja que la determinada en las

gráficas. Esto es porque aproximadamente el 25% de la fricción total se provoca

por el bombeo del fluido de la bomba. Este valor no está bien definido para todas

las bombas, pero puede usarse para estimar la reducción de la fricción en la

bomba debido al bombeo real de los fluidos.

2.1.5.7.2.4.Ecuaciones para el diseño de una bomba pistón

Factor “P/E” importancia dentro del diseño

P EV � �WW�WX�YW�YX (2.14)

Donde:

P/E = Relación adimensional bomba / motor

App = Área pistón bomba

Apr = Área de la varilla bomba

Aep = Área pistón motor

63

Aer = Área varilla motor

Con un factor:

P/E > 1; Mayor presión de operación y menor inyección de fluido motriz

P/E < 1; Menor presión de operación y mayor inyección de fluido motriz

Índice de productividad (PI)

Cuando Pwf ≥ Pb el flujo es similar al de una sola fase ya que todo el gas se

encuentra en solución, la curva de productividad es una línea recta como se

muestra en la figura 2.14.

FIGURA 2.14 PRESIÓN DE FONDO EN FUNCIÓN DEL CAUDAL

FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Autor: Ing. Luis Fernando E.R.

PI � ��Z[ (2.15)

Donde

Q = Caudal máximo producido

Pwf = Presión de fondo fluyente

Pr = Presión de reservorio

∆P � \(..^��∆_�°��N(>( ; ∆P a 100 psi @ 50 psi Pwf (2.16)

∆H � Profundidad camisa perforaciones – profundidad camisa circulación

Pwf � P�"0�j/ = ∆P (2.17)

64

Cuando el índice de productividad es constante, se puede transformar la ecuación

anterior para encontrar nuevas tasas de producción en base a nuevas presiones

de flujo.

Q1 � PI�Pr = Pwf� (2.18)

Relación de Productividad

Cuando Pwf ≤ Pb, se tiene un flujo Multifásico, en este caso el gas sale en

solución e interfiere con el flujo de petróleo y del agua. El PI no toma en cuenta

las pérdidas ocasionadas por el gas, VOGEL desarrollo su ecuación empírica

para calcular el IPR (Inflow Perfomance Reference Curve) de un yacimiento con

empuje de gas disuelto.

l l�mno� � 1 = 0.2 q�Z[�� r = 0.8 q�Z[�� r. (2.19)

Donde:

Q1�@�t� = Caudal máximo de producción (Pwf = 0), stb/d

q& � q( 2 q> (2.20)

Donde:

q( � vluido motriz �bl�

q> � caudal producido �bl�

Cuando se trata de flujos multifásicos, el índice de productividad se calcula

utilizando la ecuación modificada de Vogel.

PI � l��NqE��.�r�(P..qE��EX rP.�qE��EX r+� (2.21)

Para cualquier caudal mayor a �� donde Pwf<Pb, se puede calcular con

Q1 � Q� 2 qQ1�@�t� = Q�r �1 = 0.2 q�Z[�� r = 0.8 q�Z[�� r.� (2.22)

65

Q�Z[ � Q1 � Q� 2 ��(.� �1 = 0.2 q�Z[�� r = 0.8 q�Z[�� r.� (2.23)

Donde:

�� = Caudal de flujo a una determinada Presión Pwf, stb/d

�� = Presión del punto de burbuja, psi

�� = Caudal de flujo a ��, stb/d

�� = Caudal máximo de producción (Pwf=0), stb/d

Relación Gas Petróleo (GOR)

Prod. GOR � � l q�[&�r @ STP (2.24)

Donde:

Prod. GOR = GOR de producción

Q; = Volumen de Gas, scf

Q1 = Volumen de petróleo producido por día, stb

Prod GOR = Sol GOR (Rs) + Gas Libre

Corte de Agua

El corte de agua influye directamente en la tasa de producción total.

BSW)/�� <N��<��;��&��<��;��< � 100% (2.25)

Donde:

BSW)/��= corte de agua real de formación

BSW��ó�= corte de agua de inyección

BSW��&��= corte de agua de retorno

BFPD=barriles de fluido por día

BIPD=barriles inyectados por día

66

Presión Hidrostática

Ph = Gf (psi/ft) * TVD (ft) (2.26)

Donde:

Ph = Presión hidrostática

Gf = Gradiente del fluido

TVD = Profundidad vertical verdadera

Si se conoce el Peso Específico

Conociendo el peso específico el gradiente se puede calcular de la siguiente

manera:

Gf �psi ftV � � γ � 0,433 �psi ftV � (2.27)

Gradiente de la Mezcla Agua-Petróleo

Gm � ¡G�%�� BSW¢ 2 ¡G£�&�ó!�� 1 = BSW�¢ (2.28)

67

2.1.5.7.2.5.Ventajas El bombeo hidráulico tipo pistón ha tenido gran aceptación en los últimos años; ya

que ofrece ventajas que lo diferencian de otros sistemas de levantamiento

artificial. Puede alcanzar profundidades hasta de 18000 pies y para sustituir o

darle mantenimiento al mecanismo (motor - bomba) no se requiere equipo de

reparación, únicamente se invierte el sentido del fluido motriz y es desacoplado el

motor y la bomba, haciéndose llegar a la superficie por el desplazamiento del

fluido motriz (bomba tipo libre). Otras ventajas son:

• Tiene buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5000 bl/día).

• Puede operarse en pozos direccionales.

• Es de fácil adaptación para su automatización.

• Fácil para agregar inhibidores de corrosión.

• Puede instalarse como un sistema integral.

• Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.

• Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas) o en áreas urbanas.

2.1.5.7.2.6.Desventajas

• Las tolerancias muy ajustadas de las bombas tipo pistón, las hacen muy

sensibles a la contaminación del líquido.

• Las bombas de pistones axiales no son aconsejables en pozos con alta

relación gas-petróleo ya que si el fluido de producción contiene mucho

fluido gaseoso, la capacidad de manejar el fluido líquido disminuye cada

vez que el gas aumente, lo que se traduce en baja eficiencia.

• La principal desventaja del sistema abierto es el incremento de volumen

bruto que debe ser tratado en la superficie para obtener el petróleo limpio

necesario y continuar la operación.

68

2.1.5.8.Análisis Comparativo de las Bombas Hidráulicas

2.1.5.8.1. Fabricantes de Bombas tipo Pistón

Entre los fabricantes de bombas tipo pistón presentamos a los más comunes y

actualmente usados por Petroproducción cuyas especificaciones técnicas se

muestran a continuación en las tablas 2.1, 2.2, 2.3, 2.4. Entre estos tenemos:

• KOBE

• NATIONAL OIL MASTER

• GUIBERSON

• OILWELL HYDRAULICS INC

TABLA 2.1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN KOBE

Bomba

Desp lazamiento

PIE

Máxima velocidad de rég imen (SPM)

BPD por SPM A velocidad de rég imen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Tota l

Tipo A

2 3/8 in. tub ing

2 x 13/16 - 13/16 1.15 1.2 139 145 284 1 121

2 x 1 - 13/16 1.15 2.15 139 260 399 0.545 121

2 x 1 - 1 2.10 2.15 255 260 515 1.000 121

2 x 1 - 13/16 3.25 2.15 393 260 653 1.546 121

2 x 1 3/16 - 13/16 1.15 3.30 139 399 538 0.353 121

2 x 1 3/16 - 1 2.10 3.30 255 399 654 0.647 121

2 x 1 3/16 - 1 3/16 3.25 3.30 393 399 792 1.000 121

2 x 1 3/16 - 1 x 1 4.20 3.30 508 399 907 1.290 121

2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 1 5.35 3.30 647 399 1046 1.647 121

2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 13/16 6.50 3.30 787 399 1186 2.000 121

2 7/8 in. tub ing

2 1/2 x 1 - 1 2.56 2.66 256 266 522 1 100

2 1/2 x 1 1/4 - 1 2.56 5.02 256 502 758 0.520 100

2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/8 3.67 5.02 367 502 868 0.746 100

2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/4 4.92 5.02 492 502 994 1.000 100

2 1/2 x 1 1/4 -1 7/16 7.03 5.02 703 502 1205 1.431 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/8 3.67 7.13 367 713 1080 0.522 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 4.92 7.13 492 713 1205 0.700 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 7.03 7.13 703 713 1416 1.000 100

2 1/2 x 1 1/2 - 1 1/2 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 4.92 9.27 492 927 1419 0.521 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 7/16 7.03 9.27 703 927 1630 0.770 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 7.45 9.27 745 927 1672 0.820 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 9.09 9.27 909 927 1836 1.000 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 1/4 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 1/4 11.95 7.13 1195 713 1908 1.701 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 7.13 1406 713 2119 2.000 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 x 1 5/8 18.18 9.27 1818 927 2745 2.000 100

3 1/2 in. tub ing

3 x 1 1/2 - 1 1/4 5.59 9.61 486 836 1322 0.592 87

3 x 1 1/2 - 1 3/8 7.43 9.61 646 836 1482 0.787 87 3 x 1 1/2 - 1 1/2 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87

FUENTE: Weatherford

69

TABLA 2.1. CONTINUACIÓN

Bomba

Desp lazamiento

PIE

Máxima velocidad de rég imen (SPM)

BPD por SPM A velocidad de rég imen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Tota l

Tipo A 3 1/2 in. tub ing

3 x 1 1/2 - 1 3/4 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87 3 x 1 3/4 - 1 1/2 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87 3 x 2 - 1 3/4 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87 3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 1/4 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87 3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87 4 1/2 in. tub ing

4 x 2 - 1 3/4 14.40 21.44 1109 1651 2760 0.687 77 4 x 2 - 2 21.00 21.44 1617 1651 3268 1.000 77 4 x 2 - 2 3/8 32.50 21.44 2503 1651 4154 1.541 77 4 x 2 3/8 - 2 21.00 32.94 1617 2536 4153 0.649 77 4 x 2 3/8 - 2 3/8 32.60 32.94 2503 2536 5039 1.000 77 4 x 2 3/8 - 2 x 1 3/4 35.40 32.94 2726 2536 5262 1.094 77 4 x 2 3/8 - 2 x 2 42.00 32.94 3234 2536 5770 1.299 77 4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 53.50 32.94 4120 2536 6656 1.650 77 4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 3/8 65.00 32.94 5005 2536 7541 2.000 77

Tipo B

2 3/8 in. tub ing

2 x 1 3/8 - 1 3/16 3.15 4.54 381 549 930 0.700 121

2 x 1 3/8 - 1 3/8 4.50 4.54 544 549 1093 1.000 121

2 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 4.54 750 549 1299 1.380 121

2 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 4.54 914 549 1463 1.680 121

2 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 4.54 1076 549 1625 1.980 121

2 7/8 in. tub ing

2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100

2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 10.86 10.96 1086 1096 2182 1.000 100

2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 10.96 1452 1096 2548 1.336 100

2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 10.96 1794 1096 2890 1.652 100

2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 10.96 2136 1096 3232 1.957 100 3 1/2 in. tub ing

3 x 2 1/8 - 1 7/8 15.96 21.75 1388 1892 3280 0.740 87

3 x 2 1/8 - 2 1/8 21.55 21.75 1875 1892 3767 1.000 87

3 x 2 1/8 - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 21.75 2727 1892 4619 1.454 87

3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 21.75 3214 1892 5106 1.714 87

3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 21.75 3700 1892 5592 1.974 87

Tipo D

2 3/8 in. tub ing

2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 4.50 7.79 544 943 1487 0.581 121

2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 7.79 751 943 1694 0.802 121

2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 7.79 914 943 1857 0.976 121

2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 7.79 1076 943 2019 1.150 121 2 7/8 in. tub ing

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 1/2 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 10.86 17.99 1086 1799 2885 0.608 100

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 17.99 1452 1799 3251 0.813 100

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 17.99 1794 1799 3593 0.976 100

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 17.99 2136 1799 3935 1.196 100

3 1/2 in. tub ing

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 1 7/8 15.96 35.74 1388 3109 4497 0.449 87

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 21.55 35.74 1874 3109 4983 0.606 87

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 35.74 2726 3109 5835 0.882 87

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 35.74 3213 3109 6322 1.039 87

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 35.74 3700 3109 6809 1.197 87

Tipo E

2 7/8 in. tub ing

2 1/2 x 1 3/4 40.63 35.45 2400 2092 4491 1.146 59

3 1/2 in. tubing

3 x 2 1/8 71.70 62.77 4007 3515 7522 1.142 56

FUENTE: Weatherford

70

TABLA 2.2. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN NATIONAL OILMASTER

Bomba Desplazamiento

PIE

Máxima velocidad de régimen (SPM) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)

Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo F, FE, FEB 2 3/8 in. tubing F201311 3.0 4.2 204 286 490 0.71 68 F201313 4.2 4.2 286 286 572 1.00 68 F201611 3.0 6.4 204 435 639 0.47 68 F201613 4.2 6.4 286 435 721 0.66 68 FEB201613 6.2 9.4 340 517 857 0.66 55 FEB201616 9.4 9.4 517 517 1034 1.00 55 2 7/8 in. tubing F251611 3.3 7.0 214 455 669 0.47 65 F251613 4.6 7.0 299 455 754 0.66 65 F251616 7.0 7.0 455 455 910 1.00 65 FE251613 6.6 10 350 530 880 0.66 53 FE251616 10 10 530 530 1060 1 53 FE252011 4.95 16.5 252 843 1095 0.30 51 FE252013 6.98 16.5 355 843 1198 0.42 51 FE252016 10.6 16.5 540 843 1382 0.64 51 Tipo V 2 7/8 in. tubing V-25-11-063 6.31 10 1073 1700 2773 0.63 170 V-25-21-075 6.31 8.38 1174 1559 2733 0.75 186 V-25-11-095 6.31 6.66 1300 1371 2671 0.95 206 V-25-11-118 6.31 5.33 1420 1199 2619 1.18 225 Tipo 220 2 3/8 in. tubing 330-201612 5.45 8.94 546 894 1440 0.63 100 530-201615 7.86 8.94 786 894 1680 0.89 100 2 7/8 in. tubing 348-252012 8.73 22.35 629 1609 2238 0.40 72 348-252015 12.57 22.35 905 1609 2514 0.57 72 548-252017 17.11 22.35 1232 1609 2841 0.78 72 548-252019 20.17 22.35 1452 1609 3061 0.93 72 3 1/2 in. tubing 548-302419 20.17 32.18 1452 2317 3769 0.643 72 548-302420 22.65 37.31 1634 2685 4319 0.624 72 548-302422 28.7 32.18 2063 2317 4380 0.914 72 548-302423 34.96 37.31 2517 2686 5203 0.961 72

FUENTE: Weatherford

71

TABLA 2.3. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN GUIBERSON

Bomba

Desplazamiento PIE


Bomba Motor Bomba Motor Total Powerlift I 2 3/8 in. tubing 2 x 1 5/8 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35 2 x 1 5/8 x 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35 2 x 1 5/8 x 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35 2 x 1 5/8 x 1 1/2 11.96 14.04 478 561 1039 1.16 40 2 x 1 5/8 x 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35 2 x 1 5/8 x 1 5/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.36 40 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 2 x 1 1/16 8.69 30.77 191 678 869 0.32 22 2 1/2 x 2 x 1 1/4 12.02 30.77 264 678 942 0.44 22 2 1/2 x 2 x 1 1/2 17.30 30.77 467 831 1298 0.68 27 2 1/2 x 2 x 1 5/8 20.30 30.77 547 831 1378 0.80 27 2 1/2 x 2 x 1 3/4 23.56 30.77 636 831 1467 0.93 27 2 1/2 x 2 x 1 3/4 23.56 30.77 825 1078 1902 1.06 35 2 1/2 x 2 x 2 30.77 30.77 831 831 1662 1.21 27 2 1/2 x 2 x 2 30.77 30.77 1,077 1077 2154 1.36 35 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35 2 1/2 x 1 5/8 x 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/16 8.69 20.32 235 548 782 0.52 27 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/4 12.02 20.32 325 548 873 0.72 27 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/2 17.31 20.32 467 548 1015 1.03 27 2 1/2 x 1 5/8 x 1 5/8 20.32 20.32 549 548 1095 1.21 27 3 1/2 in. tubing 3 x 2 1/2 x 1 3/4 21.42 43.71 643 1311 1954 0.59 30 3 x 2 1/2 x 2 27.98 43.71 840 1311 2151 0.78 30 3 x 2 1/2 x 2 1/4 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.98 30 3 x 2 1/2 x 2 1/2 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.21 30 Powerlift II 2 3/8 in. tubing 2 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35 2 x 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35 2 x 1 9/16 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1 1/4 11.96 14.04 478 561 1040 1.16 40 2 1/2 x 2 1/2 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35 2 1/2 x 1 7/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.36 40

FUENTE: Weatherford

72

TABLA 2.4. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN OILWELL


PIE


Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo AM 2 3/8 in. tubing 2 x 13/16 - 13/16 1.15 1.2 139 145 284 1 121 2 x 1 - 13/16 1.15 2.15 139 260 399 0.545 121 2 x 1 - 1 2.10 2.15 255 260 515 1.000 121 2 x 1 - 13/16 3.25 2.15 393 260 653 1.546 121 2 x 1 3/16 - 13/16 1.15 3.30 139 399 538 0.353 121 2 x 1 3/16 - 1 2.10 3.30 255 399 654 0.647 121 2 x 1 3/16 - 1 3/16 3.25 3.30 393 399 792 1.000 121 2 x 1 3/16 - 1 x 1 4.20 3.30 508 399 907 1.290 121 2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 1 5.35 3.30 647 399 1046 1.647 121 2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 13/16 6.50 3.30 787 399 1186 2.000 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1 - 1 2.56 2.66 256 266 522 1 100 2 1/2 x 1 1/4 - 1 2.56 5.02 256 502 758 0.520 100 2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/8 3.67 5.02 367 502 868 0.746 100 2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/4 4.92 5.02 492 502 994 1.000 100 2 1/2 x 1 1/4 -1 7/16 7.03 5.02 703 502 1205 1.431 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/8 3.67 7.13 367 713 1080 0.522 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 4.92 7.13 492 713 1205 0.700 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 7.03 7.13 703 713 1416 1.000 100 2 1/2 x 1 1/2 - 1 1/2 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 4.92 9.27 492 927 1419 0.521 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 7/16 7.03 9.27 703 927 1630 0.770 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 7.45 9.27 745 927 1672 0.820 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 9.09 9.27 909 927 1836 1.000 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 1/4 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 1/4 11.95 7.13 1195 713 1908 1.701 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 7.13 1406 713 2119 2.000 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 x 1 5/8 18.18 9.27 1818 927 2745 2.000 100 3 1/2 in. tubing 3 x 1 1/2 - 1 1/4 5.59 9.61 486 836 1322 0.592 87 3 x 1 1/2 - 1 3/8 7.43 9.61 646 836 1482 0.787 87 3 x 1 1/2 - 1 1/2 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87 3 x 1 1/2 - 1 3/4 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87 3 x 1 3/4 - 1 1/2 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87 3 x 2 - 1 3/4 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87 3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 1/4 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87 3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87 4 1/2 in. tubing 4 x 2 - 1 3/4 14.40 21.44 1109 1651 2760 0.687 77 4 x 2 - 2 21.00 21.44 1617 1651 3268 1.000 77 4 x 2 - 2 3/8 32.50 21.44 2503 1651 4154 1.541 77 4 x 2 3/8 - 2 21.00 32.94 1617 2536 4153 0.649 77

FUENTE: Weatherford

73



PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)

Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo AM 4 1/2 in. tubing 4 x 2 3/8 - 2 3/8 32.60 32.94 2503 2536 5039 1.000 77 4 x 2 3/8 - 2 x 1 3/4 35.40 32.94 2726 2536 5262 1.094 77 4 x 2 3/8 - 2 x 2 42.00 32.94 3234 2536 5770 1.299 77 4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 53.50 32.94 4120 2536 6656 1.650 77 4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 3/8 65.00 32.94 5005 2536 7541 2.000 77 Tipo BM 2 3/8 in. tubing 2 BM - 1 3/16 3.15 4.54 381 549 930 0.700 121 2 BM - 1 3/8 4.50 4.54 544 549 1093 1.000 121 2 BM - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 4.54 750 549 1299 1.380 121 2 BM - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 4.54 914 549 1463 1.680 121 2 BM - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 4.54 1076 549 1625 1.980 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 BM - 1 1/2 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100 2 1/2 BM - 1 3/4 10.86 10.96 1086 1096 2182 1.000 100 2 1/2 BM - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 10.96 1452 1096 2548 1.336 100 2 1/2 BM - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 10.96 1794 1096 2890 1.652 100 2 1/2 BM - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 10.96 2136 1096 3232 1.957 100 3 1/2 in. tubing 3 BM - 1 7/8 15.96 21.75 1388 1892 3280 0.740 87 3 BM - 2 1/8 21.55 21.75 1875 1892 3767 1.000 87 3 BM - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 21.75 2727 1892 4619 1.454 87 3 BM - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 21.75 3214 1892 5106 1.714 87 3 BM - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 21.75 3700 1892 5592 1.974 87 Tipo DM 2 3/8 in. tubing 2 DM- 1 3/16 3.15 7.79 381 943 1324 0.407 121 2 DM - 1 3/8 4.50 7.79 544 943 1487 0.581 121 2 DM - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 7.79 751 943 1694 0.802 121 2 DM - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 7.79 914 943 1857 0.976 121 2 DM - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 7.79 1076 943 2019 1.150 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 DM - 1 1/2 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100 2 1/2 DM - 1 3/4 10.86 17.99 1086 1799 2885 0.608 100 2 1/2 DM - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 17.99 1452 1799 3251 0.813 100 2 1/2 DM - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 17.99 1794 1799 3593 0.976 100 2 1/2 DM - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 17.99 2136 1799 3935 1.196 100 3 1/2 in. tubing 3 DM - 1 7/8 15.96 35.74 1388 3109 4497 0.449 87 3 DM - 2 1/8 21.55 35.74 1875 3109 4984 0.606 87 3 DM - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 35.74 2727 3109 5836 0.882 87 3 DM - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 35.74 3214 3109 6323 1.039 87 3 DM - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 35.74 3,700 3109 6809 1.197 87

FUENTE: Weatherford

74




Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo E 2 3/8 in. tubing 2 x 1 3/8 20.27 17.59 1317 1143 2460 1.152 65 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1 3/4 40.63 34.45 2400 2032 4432 1.146 59 3 1/2 in. tubing 3 x 2 1/8 71.70 62.77 4007 3515 7522 1.142 56 4 1/2 in. tubing 4 x 2 7/8 184.9 162.53 8135 7151 15286 1.137 44 Tipo ALP 2 3/8 in. tubing 2 - 13/16 1.15 6.26 139 757 896 0.184 121 2 - 7/8 1.4 6.26 175 757 932 0.232 121 2 - 1 2.10 6.26 255 757 1012 0.338 121 2 - 1 13/16 3.25 6.26 393 757 1150 0.522 121 2 - 1 x 1 4.2 6.26 508 757 1265 0.675 121 2 - 13/16 x 1 5.35 6.26 647 757 1404 0.859 121 2 - 1 3/16 x 1 3/16 6.5 6.26 787 757 1544 1.043 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 - 1 2.56 14.46 256 1446 1702 0.178 100 2 1/2 - 1 1/8 3.67 14.46 367 1446 1813 0.256 100 2 1/2 - 1 1/4 4.92 14.46 492 1446 1938 0.342 100 2 1/2 - 1 7/16 7.03 14.46 703 1446 2149 0.489 100 2 1/2 -1 1/2 7.45 14.46 745 1446 2191 0.543 100 2 1/2 - 1 5/8 9.44 14.46 944 1446 2390 0.657 100 2 1/2 - 1 1/4 - 1 1/4 9.84 14.46 984 1446 2430 0.685 100 2 1/2 - 1 7/16 x 1 1/4 11.95 14.46 1195 1446 2641 0.832 100 2 1/2 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 14.46 1406 1446 2852 0.979 100 2 1/2 - 1 5/8 x 1 5/8 18.88 14.46 1888 1446 3334 1.315 100 3 1/2 in. tubing 3 - 1 1/4 5.59 26.79 486 2331 2817 0.21 87 3 - 1 3/8 7.43 26.79 646 2331 2977 0.279 87 3 - 1 1/2 9.44 26.79 821 2331 3152 0.354 87 3 - 1 3/4 14.00 26.79 1218 2331 3549 0.525 87 3 - 1 1/4 x 1 1/4 11.18 26.79 973 2331 3304 0.42 87 3 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 26.79 1643 2331 3974 0.708 87 3 - 1 3/4 x 1 1/2 23.44 26.79 2039 2331 4370 0.879 87 3 - 1 3/4 x 1 3/4 28.4 26.79 2436 2331 4767 1.049 87 Tipo M 2 3/8 in. tubing 2 x 2 3/8 - 1 2.1 8.4 254 1016 1270 0.25 121 2 x 2 3/8 - 1 3/16 3.25 8.4 393 1016 1409 0.386 121 2 x 2 3/8 - 1 x 1 4.2 8.4 508 1016 1524 0.5 121 2 x 2 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 6.5 8.4 787 1016 1803 0.77 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 3 - 1 1/2 7.45 14.9 745 1490 2235 0.5 100 2 1/2 x 3 - 1 5/8 9.09 14.9 909 1490 2399 0.61 100

FUENTE: Weatherford

75




Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo M 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 3 - 1 1/4 x 1 1/4 9.84 14.9 984 1490 2474 0.66 100 2 1/2 x 3 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 14.9 1406 1490 2896 0.943 100 3 1/2 in. tubing 3 x 3 3/4 - 1 3/4 14 31.98 1218 2782 4000 0.44 87 3 x 3 3/4 - 1 7/8 15.96 31.98 1388 2782 4170 0.5 87 3 x 3 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 31.98 1643 2782 4425 0.59 87 3 x 3 3/4 - 1 1/2 x 1 3/4 23.44 31.98 2039 2782 4821 0.73 87 3 x 3 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 28 31.98 2436 2782 5218 0.875 87 3 x 3 3/4 - 1 7/8 x 1 7/8 31.92 31.98 2777 2782 5559 0.998 87 PL I 2 3/8 in. tubing 2 x 1 5/8 - 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.522 35 2 x 1 5/8 - 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35 2 x 1 5/8 - 1 1/2 11.96 14.03 478 561 1039 1.168 40 2 x 1 5/8 - 1 5/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.37 40 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 2 - 1 1/4 12.02 30.77 264 678 942 0.443 22 2 1/2 x 2 - 1 1/2 17.30 30.77 467 831 1298 0.684 27 2 1/2 x 2 - 1 5/8 20.30 30.77 547 831 1378 0.803 27 2 1/2 x 2 - 1 3/4 23.56 30.77 825 1078 1902 1.064 35 2 1/2 x 2 - 2 30.77 30.77 1077 1077 2154 1.389 35 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.522 35 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.039 35 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.22 35 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/16 8.69 20.32 235 548 782 0.522 27 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 12.02 20.32 325 548 873 0.722 27 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 17.31 20.32 467 548 1015 1.04 27 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 20.32 20.32 549 548 1095 1.22 27 3 1/2 in. tubing 3 x 2 1/2 - 1 3/4 21.42 43.71 643 1311 1954 0.598 30 3 x 2 1/2 - 2 27.98 43.71 840 1311 2151 0.78 30 3 x 2 1/2 - 2 1/4 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.988 30 3 x 2 1/2 - 2 1/2 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.22 30 PL II 2 3/8 in. tubing 2 x 1.572 - 1 1/16 5.53 12.1 597 1307 1904 0.525 108 2 x 1.572 - 1 1/4 7.65 12.1 826 1307 2133 0.726 108 2 x 1.572 - 1.572 30 26.35 1560 1370 2930 1.147 52 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1.885 - 1 1/4 8.74 17.69 918 1857 1040 0.503 105 2 1/2 x 1.885 - 2 1/2 12.59 17.69 1322 1857 1056 0.725 105 2 1/2 x 1.885 - 1.885 50 43.97 2500 2199 1122 1.146 50

FUENTE: Weatherford

76

2.1.5.8.2. Fabricantes de Bombas tipo Jet

Algunos fabricantes de bombas a pistón se dedican también a la elaboración

de bombas jet, las geometrías que presentan estos fabricantes son muy

similares variando simplemente la forma en que los fluidos son circulados dentro

y fuera de la sección de trabajo.

Petroproducción en sus pozos con el sistema de levantamiento por bombeo

hidráulico posee geometrías de bombas jet de las siguientes marcas.

• KOBE

• NATIONAL OILMASTER

• GUIBERSON

• CLAW

• PARKER Co

• OILWELL

Las geometrías pertenecientes a Oilwell todavía no son aplicadas en los pozos

de bombeo hidráulico, pero actualmente esta compañía esta calificando para

prestar sus servicios a Petroproducción.

La Tabla 2.5 contiene los tamaños de toberas y gargantas de cada uno de los

fabricantes mencionados y la tabla 2.6 muestra las relaciones de áreas para los

fabricantes National-Oilmaster y Kobe.

Es importante mencionar que los tamaños de toberas y gargantas que presenta

Oilwell son similares los de Kobe, y que los presentados por Parker Co son

similares a los tamaños de Guiberson con las únicas diferencias descritas a

continuación: tobera J para Parker Co es igual a 0,126 y las designaciones de

las toberas Guiberson BB, B y C cambian para Parker a BBA, BB y CC

respectivamente.

TABLA 2.5 ÁREAS DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET

KOBE NATIONAL-OILMASTER GUIBERSON CLAW OILWELL

TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA

No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA

1 0,0024 1 0,0060 1 0,0024 1 0,0064 DD 0,0016 000 0,0044 1 0,0018 A 0,0046 1 0,0024 A 0,0060

2 0,0031 2 0,0077 2 0,0031 2 0,0081 CC 0,0028 00 0,0071 2 0,0030 B 0,0072 2 0,0031 B 0,0077

3 0,0040 3 0,0100 3 0,0039 3 0,0104 BB 0,0038 0 0,0104 3 0,0038 C 0,0104 3 0,0040 C 0,0100

4 0,0052 4 0,0129 4 0,0050 4 0,0131 A 0,0055 1 0,0143 4 0,0054 D 0,0142 4 0,0052 D 0,0129

5 0,0067 5 0,0167 5 0,0064 5 0,0167 B 0,0095 2 0,0189 5 0,0074 E 0,0187 5 0,0067 E 0,0167

6 0,0086 6 0,0215 6 0,0081 6 0,0212 C 0,0123 3 0,0241 6 0,0094 F 0,0239 6 0,0086 F 0,0215

7 0,0111 7 0,0278 7 0,0103 7 0,0271 D 0,0177 4 0,0314 7 0,0108 G 0,0311 7 0,0095 G 0,0272

8 0,0144 8 0,0359 8 0,0131 8 0,0346 E 0,0241 5 0,0380 8 0,0122 H 0,0376 8 0,0136 H 0,0353

9 0,0186 9 0,0464 9 0,0167 9 0,0441 F 0,0314 6 0,0452 9 0,0148 I 0,0447 9 0,0181 I 0,0456

10 0,0240 10 0,0599 10 0,0212 10 0,0562 G 0,0452 7 0,0531 10 0,0175 J 0,0526 10 0,0229 J 0,0593

11 0,0310 11 0,0774 11 0,0271 11 0,0715 H 0,0661 8 0,0661 11 0,0239 K 0,0654 11 0,0307 K 0,0764

12 0,0400 12 0,1000 12 0,0346 12 0,0910 I 0,0855 9 0,0804 12 0,0311 L 0,0796 12 0,0387 L 0,0989

13 0,0517 13 0,1242 13 0,0441 13 0,1159 J 0,1257 10 0,0962 13 0,0450 M 0,0957 13 0,0498 M 0,1242

14 0,0668 14 0,1668 14 0,0562 14 0,1476 K 0,1560 11 0,1125 14 0,0658 N 0,1119 14 0,0642 N 0,1668

15 0,0863 15 0,2154 15 0,0715 15 0,1879 L 0,1960 12 0,1452 15 0,0851 O 0,1445 15 0,0863 O 0,2107

16 0,1114 16 0,2783 16 0,0910 16 0,2392 M 0,2463 13 0,1772 16 0,1251 P 0,1763 16 0,1114 P 0,2783

17 0,1439 17 0,3594 17 0,1159 17 0,3046 N 0,3117 14 0,2165 17 0,1552 Q 0,2154 17 0,1439 Q 0,3594

18 0,1858 18 0,4642 18 0,1476 18 0,3878 P 0,3848 15 0,2606 18 0,1950 R 0,2593 18 0,1858 R 0,4642

19 0,2400 19 0,5995 19 0,1879 19 0,4938 16 0,3127 19 0,2464 S 0,3127 19 0,2400 S 0,5995

20 0,3100 20 0,7743 20 0,2392 20 0,6287 17 0,3750 20 0,3119 T 0,3760 20 0,3100 T 0,7743

21 1,0000 18 0,4513 21 0,3850 U 0,4515 U 1,0000

22 1,2916 19 0,5424 V 0,5426 V 1,2910

23 1,6681 20 0,6518 W 0,6520 24 2,1544

FUENTE: Ecuapet Cía. Ltda.

78

TABLA 2.6 GEOMETRíAS DE TOBERA Y GARGANTA

TOBERA GARGANTA OILMASTER KOBE

R R N N-1 0,483X 0,517A- N N 0,380A 0,400A N N+1 0,299B 0,310B N N+2 0,235C 0,240C N N+3 0,184D 0,186D N N+4 0,145E 0,144E

FUENTE: Foplleto de Levantamiento Artificial.,Autor: Ing. Vinicio Melo. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

Las estrictas progresiones empleadas por Oilmaster y Kobe establecen relaciones

de áreas fijas entre las toberas y gargantas. Una tobera dad que se utilice con el

mismo número de garganta siempre dará la misma relación de área (0,380 para el

sistema Oilmaster y 0,400 para el sistema Kobe). Esta relación se conoce como la

relación A. Gargantas sucesivamente mas grandes usadas con una tobera dada

dan las relaciones B, C, D y E, como se indica en la tabla 2.6. Para ambos

sistemas la dimensión de la bomba esta designada por el número de la tobera y la

letra de la relación de áreas. Por ejemplo 11-B, 6-A, etc.

Ya que la progresión de dimensiones para toberas y cámaras de mezclado en el

sistema Guiberson no es constante sobre el rango total, las combinaciones

tobera-garganta no dan relaciones de áreas fijas. Sin embargo, las relaciones que

resultan cubren el mismo rango básico de los otros dos sistemas.

Las relaciones de área de Guiberson están listas en la tabla del anexo No 3, en

este sistema la letra o letras de la tobera y el número de la cámara de mezclado

(garganta) designan la dimensión de la bomba; por ejemplo C-5.

Las áreas anulares para las bombas Kobe y Oilmaster están enlistadas también

en el anexo No 3. Cabe mencionar que las relaciones de áreas de las bombas

Kobe son iguales a las de Oilwell.

79

2.1.5.8.3. Especificaciones de la Bombas Jet Claw

Sertecpet es también proveedor de bombas para Petroproducción por lo cual

indicamos las especificaciones de sus principales bombas de trabajo y sus costos

en el anexo No. 5, entre las cuales tenemos tres tipos:

Bomba Jet Directa

La bomba Jet Claw directa, es utilizada en pozos de producción de petróleo de

forma continua y en operaciones de pruebas de pozos. Está compuesta por 11

partes fijas cuyas especificaciones se muestra en la tabla 2.7, las partes más

importantes son la tobera y la garganta. Como aplicaciones se tiene:

• Se puede asentar en una camisa, cavidad, mandril de gas lift y coil

tubing.

• Construida en acero de alta calidad térmicamente tratada lo que permite

que trabaje en ambientes severos

• Puede adaptar sensores de presión o muestreadores para análisis PVT

• Puede ser removida a la superficie hidráulicamente o utilizando slick

line

TABLA 2.7 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW DIRECTA TUBING

OD (pulg)

TAMAÑO TOBERA

(pulg)

TAMAÑO GARGANTAS

(pulg)

DIÁMETRO DE SELLOS

(pulg)

PRODUCCIÓN MÁXIMA (bls/día)

LONGITUD TOTAL (pulg)

DISTANCIA ENTRE SELLOS

(pulg) 2 3/8” 1 a 20 A a V 1,870 3.000 30,150 21,375 2 7/8” 1 a 20 A a V 2,312 6.000 31,290 22,390 3 1/2” 1 a 20 A a V 2,812 8.000 33,150 22,850 4 1/2” 1 a 20 A a V 3,812 12.000 53,160

FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

Bomba Jet Reversa

Son recomendables para pozos nuevos o altos contenidos de sólidos ya que las

partículas solidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba jet Claw. Como

aplicaciones principales se tiene:

80

• Se utiliza en pozos nuevos, donde se requiere obtener datos de

producción y características de los fluidos en corto tiempo.

• También es recomendada en pozos arenados, evitando la acumulación

de arena sobre el packer.

Las especificaciones técnicas se muestran en la tabla 2.8.

TABLA 2.8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW

REVERSA

TUBING

OD

(pulg)

TAMAÑO

TOBERA

(pulg)

TAMAÑO

GARGANTAS

(pulg)

DIÁMETRO

DE SELLOS

(pulg)

PRODUCCIÓN

MÁXIMA

(bls/día)

LONGITUD

TOTAL

(pulg)

DISTANCIA

ENTRE SELLOS

(pulg)

2 3/8” 1 a 20 A a V 1,870 3.000 33,750 20,015

2 7/8” 1 a 20 A a V 2,312 6.000 35,500 21,250

3 1/2” 1 a 20 A a V 2,812 8.000 36,250 20,050

4 1/2” 1 a 20 A a V 3,812 12.000 53,160


Bomba Jet Claw Smart

Es una Jet Claw convencional para camisa de 3 ½ “. Está compuesta de dos

secciones: la parte interna conformada por una bomba Jet Claw directa de 2 3/8 “,

acoplada a la válvula de cierre de fondo y asegurada con pines de ruptura. En

esta bomba se acoplan directamente las memorias electrónicas en su parte

inferior, que sirven para tomar los datos de fondo del pozo.

La tabla 2.9 muestra las especificaciones de esta bomba.

TABLA 2.9 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW SMART TAMAÑO NOMINAL

DE LA CAMISA

(pulg)

LONGITUD

TOTAL

(pulg)

ANCHO

MÁXIMO

(pulg)

LONGITUD

ENTRE SELLOS

(pulg)

GAUGE

CARRIER

(pulg)

PRESIÓN DE

TRABAJO MÁXIMA

(pulg)

3 1/2” 48,975 2,968 22,679 10,6 5.000


81

2.1.6. PARÁMETROS DE ANÁLISIS ENTRE TIPOS DE BOMBAS Y SIST EMAS DE LEVANTAMIENTOS

A continuación presentamos algunos criterios limitantes para tomar en cuenta al momento de escoger una bomba de producción como los que se muestran en la tabla 2.10.

TABLA 2.10. CONDICIONES QUE LIMITAN A LAS BOMBAS PISTÓN Y JET

# CONDICIONES LIMITANTES DE

OPERACIÓN PISTÓN JET

1 Baja presión de entrada a la bomba Sí No

2 Mala calidad de fluido motriz Sí Sí

3 Grandes volúmenes Bomba tipo E No Sí

4 Alta relación Gas – Petróleo (GOR) No Sí

5 Alta corrosión No Sí

6 Utilización de agua como fluido motriz No Sí

7 Ahorro de potencia (HP) en superficie Sí No

8 Presencia de arena en la formación ≡ Sí

9 Presencia de parafina ≡ ≡

10 Presencia de escala ≡ ≡

11 Pozos profundos Sí Sí

12 Restricción de producción Sí Sí

13 Bajo costo de operación No Sí

FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Luis Fernando E. R. NOTA: ≡ Regulares condiciones de operación En la tabla 2.11 se muestran algunas comparaciones técnica entre los sistemas de levantamiento mecánico, electrosumergible e hidráulico.

82

TABLA 2.11 COMPARACIONES TÉCNICAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO

BOMBEO

DE BALANCÍN

BOMBEO ELECTRO-

SUMERGIBLE

BOMBEO HIDRÁULICO

JET Longitud de tubería <6500 pies <13000 pies <18000 pies

Longitud de varillas de succión 6500 pies ninguno ninguno

Bomba en el fondo del pozo Varilla centrífuga Ninguno

Sellos de cabeza de pozos especiales

Sí Sí No

Bombas de fondo con partes movibles

Sí Sí No

Desgaste mecánico de las bombas de fondo

Sí Sí No

Tiempo de vida de las bombas de fondo

+/- año +/- 2 años +/- 3 años solo sello se

cambia

Tiempo de vida del equipo superficial:

Unidad de bombeo de balancín, Generador y Bomba tríplex

10 años 10 años 10 años

Frecuencia de reemplazo de la tubería

1 año 4 -5 años 8 – 10 años

Número de visitas para servicio y pulling en el pozo.

2 – 3 por año 1 por año No requiere

Línea del fluido motriz a la cabeza del pozo

No No Sí

Completación casing packer requerida

No No Sí

Anclaje del tubing requerido Sí No No

Tanque de fluido motriz requerido No No Sí

Sistema de limpieza del fluido motriz requerido

No No Sí

Bomba reforzada de fluido motriz requerida

No No Sí

Método de corrida de bomba de fondo de pozo

RIG RIG Hidráulico

GOR-SCF/BBL Ventilación

de gas < 2000 < 3000

FUENTE: Manual de bombeo hidráulico equipos Oilmaster y Kobe ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

83

CAPÍTULO III

DESCRIPCIÓN ACTUAL, SITUACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI

3.1. INTRODUCCIÓN

El campo Shushufindi fue descubierto en 1969 con el pozo Shushufindi-01, cuya

perforación arrancó el 4 de diciembre de 1968 y alcanzó una profundidad de

9.772’. Las pruebas efectuadas a partir del 10 de enero de 1969, arrojaron 2.621

BPD de 32,5° API y 2496 BPD de 26,6° API de los res ervorios T y U

respectivamente.

En la recomendación de perforación realizada por los geólogos de Texaco (1968),

se establece como principal objetivo a la formación cretácica Hollín, basados en

los resultados del pozo Lago Agrio 01 y, solo como “objetivos atractivos

secundarios”, las areniscas U y T. Además sobre la base de un significativo

“draping” de los sedimentos Tiyuyacu del Eoceno sobre la falla oriental de la

estructura, deducen un origen pre-eocénico de la misma, considerando que este

“crecimiento estructural temprano” es el factor clave para la acumulación de

hidrocarburos en la Cuenca Oriente (presunción que demostró ser cierta).

Shushufindi es el verdadero “El Dorado” tras el cual se lanzaron Pizarro y sus

huestes, el mismo que se escondía no en un reino mágico sino en las entrañas de

la Amazonía, El Dorado que sería descubierto varios siglos después. Shushufindi

está entre los gigantes mundiales y, la perfección de su sistema le ha permitido

entregar a Ecuador la mayor riqueza natural, al haber en los primeros meses del

año 2002 sobrepasado los 1.000 millones de barriles.

La producción del campo arrancó en agosto de 1972, alcanzando su pico en

agosto de 1986 con un promedio diario para ese mes de 126.400 barriles.

84

En este campo se han perforado más de 140 pozos, doce de los cuales han

acumulado una producción individual de más de 20 millones de barriles, estando

entre ellos el pozo estrella de toda la cuenca Oriente: el Shushufindi-20 que

cuenta con una producción acumulada de alrededor de 35 millones de barriles. La

productividad de este pozo es tan extraordinaria que el solo tiene mayor

producción que la mayoría de campos pequeños y medianos de Petroecuador.

Este campo tuvo reservas iniciales probadas de 1.590 millones de barriles, que

representan el 21,5% de todas las reservas de la Cuenca Oriente, restando aún

alrededor de 600 millones de barriles por ser producidos. Su producción total

equivale al 35% del total producido en el país. Este campo ha entrado ya en su

etapa de madurez, y está ya envejeciendo, tras producir como un reloj

perfectamente engranado sobre los 100 mil barriles diarios hasta abril del año

1994, cuando inicia un descenso sostenido hasta que la presente se encuentra

con una producción de alrededor de 40.000 BPD.

Históricamente este campo no ha dado mayores problemas en su operación,

gracias a la nobleza de los reservorios y a la perfección de su sistema

hidrodinámico. Sin embargo, en la actualidad plantea un reto mayor, que es el de

determinar el régimen óptimo de producción en su etapa de depletación final. La

situación actual del campo se resume en la tabla 3.1. y su gráfica en la figura 3.1

TABLA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI Estado actual de pozos

Produciendo 86

Cerrados 25

Esperando por abandono 2

Abandonados 10

Inyectores 7

Reinyectores 15

Total 145

FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico, 31 de julio del 2010. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

FIGURA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI

AGUARICO

FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico, julio del 2010 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

La producción actual del área

(24 de agosto del 2010).

3.2. POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDITIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

En el campo Shushufindi

pozos en la Estación Aguarico, los cuales se encuentran marcados en el mapa

ubicación en la figura 3.2 a

En el anexo No. 4 se presentan los diagramas actuales de los pozos con sistema

de bombeo hidráulico que son objeto de análisis en este proyecto.

Produciendo

FIGURA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI

Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Aguarico, julio del 2010

Andrea Benavides y Enrique Vergara

La producción actual del área Shushufindi es de 36.688 BPPD y Aguarico 1.

DEL CAMPO SHUSHUFINDI -AGUARICO QUE TIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

En el campo Shushufindi-Aguarico se cuenta con 5 pozos en la Estación Norte y 2

pozos en la Estación Aguarico, los cuales se encuentran marcados en el mapa

.2 a continuación.



Produciendo

Cerrados

AbandonadoInyectoresReinyectores

85

FIGURA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-

Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo

Shushufindi es de 36.688 BPPD y Aguarico 1.424

AGUARICO QUE

Aguarico se cuenta con 5 pozos en la Estación Norte y 2

pozos en la Estación Aguarico, los cuales se encuentran marcados en el mapa de



Cerrados

Esperando por

abandono

Abandonado s

86

FIGURA 3.2. MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI

FUENTE: Departamento de Ingeniería Civil. Distrito amazónico. Petroproducción

A B C D E F G H I J K LUG. COR. LUG. COR. LUG. COR. LUG. COR.

1 DE SSF. AL RIO AGUARICO AGU- 1 H-8 SSF- 30 C-30 SSF- 69 F-35 SSF- 98D H-21

2 AGU- 2 F-2 SSF- 31 F-19 SSF- 70 H-14 SSF- 107D J-14

3 AGU- 3 G-9 SSF- 32 E-20 SSF- 71 I-13 SSF- 108D I-17

4 ESTACION AGU- 4 I-7 SSF- 33 C-25 SSF- 72 G-23 SSF- 109D I-22

5 AGUARICO AGU- 5 I-8 SSF- 34 D-31 SSF- 73 G-27 SSF- 110D H-25

6 AGU- 6 I-7 SSF- 35 E-37 SSF- 74 F-25 SSF- 111D J-13

7 LIMONCOCHA AGU- 7 G-5 SSF- 36 G-18 SSF- 75 G-29 CDZ- 1

8 A OXY. AGU- 8 G-4 SSF- 37 B-24 SSF- 76 I-13 SSF- RW1 C-23

9 AGU- 9 I-10 SSF- 38 H-36 SSF- 77 H-22 SSF- RW2 D-19

10 AGU- 10 H-9 SSF- 39 G-37 SSF- 78 H-20

11 SSF- 1 I-21 SSF- 40 D-22 SSF- 79 G-31

12 SSF- 2 H-31 SSF- 41 D-36 SSF- 80 G-28

13 SSF- 3 H-16 SSF- 42 H-26 SSF- 81 G-22

14 SSF- 4 D-28 SSF- 43 J-25 SSF- 82 F-30 SSF- 109D H-21

15 SSF- 5 H-27 SSF- 44 I-25 SSF- 83 H-24

16 SSF- 6 G-30 SSF- 45 G-31 SSF- 84-96H G-25

17 SSF- 7 G-32 SSF- 46 G-17 SSF- 85 G-33

18 SSF- 8 H-25 SSF- 47 I-32 SSF- 86 H-17

19 NORTE SSF- 9 I-24 SSF- 48 I-30 SSF- 87 H-19

20 SSF- 10 F-24 SSF- 49 I-17 SSF- 88 G-19

21 SSF- 11 E-25 SSF- 50 F-38 SSF- 89 H-26

22 SSF. 40 SSF- 12B F-26 SSF- 51 J-16 SSF- 90-102H I-25

23 SSF- 13 I-26 SSF- 52 J-13 SSF- 91 H-28

24 SSF- 14 I-19 SSF- 53 F-15 SSF- 92 H-29

25 CENTRAL SSF- 15 H-20 SSF- 54 J-16 SSF- 93 F-30

26 SSF- 16 F-21 SSF- 55 K-14 SSF- 94 F-35

27 SSF- 17 E-27 SSF- 56 H-11 SSF- 95 H-36

28 SSF- 18 E-23 SSF- 57 H-13 SSF- 99 J-16

29 SSF- 19 H-23 SSF- 58 J-18 SSF- 101 D-36

30 SSF- 20 20B F-29 SSF- 59 J-12 SSF- 102 I-25

31 SSF- 21 I-29 SSF- 60 J-10 SSF- 105 B-26

32 SSF. SUR SSF- 22 E-30 SSF- 61 H-33 LIM- 1 C-6

33 SSF- 23 F-31 SSF- 62 H-21 LIM- 2 B-3

34 SSF- 24 F-36 SSF- 63 H-19 LIM- 3 C-5

35 SSF- 25 I-33 SSF- 64 I-20 LIM- 4 B-1

36 SUR OESTE SSF- 26 G-35 SSF- 65 H-24 LIM- 5 C-6

37 SSF- 27 E-34 SSF- 66 I-18 LIM- 6 C-4

38 SSF- 28 F-33 SSF- 67 G-29 LIM- 7 C-3

39 A LIMONCOCHA SSF- 29 E-32 SSF- 68 F-32 LIM- 8 A-3

3

2

10

35

L

25

47

42

37

4

5

1

6

8 7

9

A

2

8

7

60

5

103

1

4

6

w-10

30

2222B

915

75

20 20B

80

42B73

174

w-7

w-6

19

83

7762

65

84-96H

C

I

13

44

9

43

1

12B

88974

10

11

33

w-8

w-532

63

1515B

16

817218

78

w-1

64

90 102H

42

50

2439

S26

38101

A PALMERAS

45B

79

41

S

27 69

28

94

61

2

85

68 7

45

9348

29

34

9221

6

67

82

23

95

Nw-2

w-3

53

46

86

36

88

31

9

3 51

5570

5271

76

57

w-4

56

59

14

87

5866

49

54

99

105

111D

107D

98D

109D1

108D

87

3.2.1. POZO SSF-46

Este pozo está localizado al noroeste del campo, formando parte de la Estación

Norte. Este pozo fue perforado entre el 2 y 22 de febrero de 1974 y se encuentra

en funcionamiento desde dicho mes del mismo año.

En este año, con la torre de perforación se bajó tubería de 9 5/8” hasta 342 pies y

tubería de revestimiento de 5 ½” hasta los 9.500 pies. Los intervalos que se

perforaron fueron los siguientes:

Arena U 9.168 – 9.144 (24’) 4DPP

Arena T 9.401 – 9.356 (45’) 4DPP

Se bajó completación para flujo natural en la arena U, donde se obtuvo 560 BPPD

con 0% de BSW.

A continuación se presenta las tabla 3.2 con el historial de workovers, y los

resultados de producción obtenidos en cada uno de ellos en la tabla 3.3.

TABLA 3.2 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-46 Workover # Fecha Descripción

1 09-X-74 Estimulación de arenas U y T por fracturamiento. 2 22-III-77 Cambio de completación para gas lift

3 29-V-77 Cambio de completación y rectificación de profundidades de los mandriles de gas lift.

4 24-VI-82 Rediseño de gas lift y cambio de completación 5 12-VI.83 Cambio de completación. Estimulación con solventes. 6 19-VI-83 Cambio de completación por pescado de wireline. 7 11-XII-84 Cambio de completación. Diseño de Gas lift. 8 07-II-88 Realizar prueba de inyectividad a la arena U.

9 05-VIII-91 Bajar completación para evaluar con bombeo hidráulico.

10 25-VIII-92 Cambio de completación (Comunicación bajo minicavidad); Evaluación de UT por separado. Completar el pozo.

11 18-XII-92 Bajar bomba eléctrica sumergible 12 12-III-93 Reparación del equipo eléctrico sumergible.

88

TABLA 3.2 CONTINUACIÓN Workover # Fecha Descripción

13 01-VIII-96 Registro PSGT. Aislar T con CIBP. Evaluación de la arena U. Bajar BES.

14 04-IV-97 Aumentar densidad de disparos en la arena U. Evaluar. Rediseñar BES.

15 02-XI-97 Reparación de bomba eléctrica sumergible. 16 21-III-98 Reparación de bomba eléctrica sumergible. 17 04-VIII-98 Moler CIBP. Cambio de PPS a PPH. 18 09-IV-00 Cambio de completación por cavidad mala.

19 01-I-03 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.

FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

TABLA 3.3 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46

Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (p si)

1 Antes 01-IX-74 Fuera de servicio

Después 13-X-74 U + T PPF 936 1 140

2 21-III-77 Cambio de completación para gas lift

3 Antes 25-V-77 U + T PPG 2793 0,5 70

Después 12-VI-77 U + T PPG 2563 1,4 85

4 Antes 09-IV-82 U + T PPG 1579 0 50

Después 01-VII-82 U + T PPG 2167 1 46

5 Antes 04-V-83 U + T PPG 1093 10 50

Después Muerto

6 Antes Muerto

Después 01-VII-87 U + T PPG 1257 10 60

7

8

9 Antes Cerrado completación para inyector

Después Cerrado espera evaluación sin torre

10 Antes Cerrado

Después Cerrado

11 Antes Cerrado (BHA para evaluar sin torre)

Después 26-XII-92 T PPS 222 78 70

12 Antes 01-III-93 Fuera de servicio

Después 17-III-93 T PPS 339 62 75

13 Antes 14-V-95 T BES OFF

Después 06-IX-96 U PPS 357 2,2 60

89

TABLA 3.3 CONTINUACIÓN

Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (p si)

14 Antes 10-III-97 U PPS 90 1,2 60

Después 19-IV-97 U PPS 239 1,8 60

15 Antes 16-VIII-97 U BES OFF

Después 05-XI-97 U PPS 212 10 50

16 Antes 20-II-98 U BES OFF

Después 25-III-98 U PPS 141 7 110

17 Antes 30-V-98 U BES OFF

Después 16-X-98 T PPH 366 68 80

18 Antes Cerrado por cavidad mala

Después 19-IV-99 T PPH 191 50 70

19 Antes Cerrado por comunicación tubing-casing

Después 15-I-03 U PPH 272 43 100 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

En agosto del año 1998 se ejecuta el WO#17 donde se realizó el cambio de

sistema de levantamiento artificial de Bombeo Electrosumergible a Bombeo

Hidráulico debido a problemas de funcionamiento de las BES. Se baja

completación hidráulica definitiva con cavidad Kobe tipo E con dos packers en

tubería 2 7/8 mientras se va midiendo, calibrando y probando con 3.000 psi de

presión cada 20 paradas.

Luego de las pruebas de presión se desplaza la bomba jet, y se prueba la arena U

obteniéndose como resultado: BFPD=96; BSW=100%, Piny=3500 psi, jet 9-A,

(recuperación=24 bls en 6 horas) en el transcurso de 6 horas.

En la siguiente tabla 3.4, se indica los costos del workover número 17, en razón de que en éste se realiza el cambio de Sistema de Levantamiento Artificial.

90

TABLA 3.4 COSTOS DE CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DEL POZO SSF-46

Operación Precio de contado ($) Costo mensual ($)

Movimiento de la torre (28,8 km) 2600 Trabajo de la torre (6 días + 10 horas) 14752 Supervisión y transporte 4594 Químicos 692 2000 Equipo de subsuelo 30000 Supervisión, instalación eléctrica e hidráulica

570

Unidad wire line más spooler 1941 Unidad de bombeo 1132 TOTAL 26281 32000 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.5

TABLA 3.5 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-46 Pb: 1.010 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 80 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 2.296 psi ¤¦= 0,47 cp API: 26,1 Tubería: GOR: 355 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.144 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 7.500 Casing: L: 9.144 pies • OD: 5,5 pulg Fw: 0,0321 • ID: 4,892 pulg Bomba: JET 9-I FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

91

3.2.2. POZO SSF-49

Se convirtió en un pozo productor desde el año de 1974, su mecanismo de

producción fue a flujo natural. En el año de 1978 se instalaron mandriles de gas

lift en un trabajo exitoso que aumentó la producción de 1.525 a 4.121 BPPD. En el

año 1983 se baja la instalación de bomba reda DN-1350 en el WO#4 con una

recuperación de 1.071 BPPD

A partir de ese año se realizan varias reparaciones al sistema eléctrico sumergible

y cambios de completación por fuga o corrosión.

En el WO#12 se cambia el sistema a levantamiento por Gas, pero el pozo falla,

por lo que se intenta realizar tratamientos con solventes en la arena U sin éxito,

se intenta arrancar el pozo y se circula gas sin éxito, motivo por el cual, se cierra

el pozo.

A continuación se presenta las tablas 3.6 con el historial de workovers, y los

resultados obtenidos en cada uno de ellos en la tabla 3.7 del pozo SSF-49


1 19-IV-77 Estimulación de la arena U con fracturamiento y la arena T

mediante acidificación 2 29-XII-78 Instalación de mandriles de gas lift

3 10-VII-79 Recuperación del tapón RZR y herramientas dejadas en el

pozo. 4 24-VIII-83 Se bajó instalación de bomba REDA (DN-1300)

5 05-I-85 Aislamiento de la entrada de agua con cementación forzada. Chequeo de casing. Repunzonamiento de las arenas U y T,

se baja bomba eléctrica sumergible.

6 27-III-86 Reparación de la instalación REDA. Cementación forzada en

las arenas Hollín y T. Evaluación de la arena U. 7 26-III-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible

8 06-VI-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible y B’UP en la

arena U.

9 10-VII-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible. Toma de

registro de corrosión del casing.

10 06-X-91 Reparación del equipo eléctrico sumergible

92

TABLA 3.6 CONTINUACION Workover # Fecha Descripción

11 18-III-92 Reparación de la bomba eléctrica sumergible e instalación.

12 01-XI-98 Evaluación de la arena U. Cambio de PPS a PPG.

13 15-XI-98 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.

14 24-II-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.

15 22-X-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.

16 16-III-04 Redisparar la arena T, evaluación con B’UP, diseñar y bajar

BES.

17 29-III-07 Cambio de completación para Bombeo Hidráulico.

18 15-V-07 Cambio de completación por pescado (B/JET + herramienta

de pesca WL).

19 23-VIII-07 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.

20 23-III-09 Cambio de completación por obstrucción metálica baja

cavidad.

21 04-XII-09 Cambio de completación de Bombeo Hidráulico por comunicación bajo cavidad.


TABLA 3.7 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-49

Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (ps i)

1 Antes Estimulación de la arena U con fracturamiento y la arena T

mediante acidificación. Después

2 Antes 07-XI-78 UT PPF 1525 0,5 30,8

Después 07-I-79 UT PPG 4121 0,3 31,6

3 Antes 02-VI-79 UT PPG 3519 21 31

Después 23-VII-79 UT PPG 4200 21 31,3

4 Antes 15-VIII-83 UT PPG 1145 30 28

Después 28-VIII-83 UT PPS 1071 30 29,5

5 Antes 08-XII-84 UT PPS 560 58 27,2

Después 10-XII-85 UT PPS 531 70 28

6 Antes Bes fuera de servicio


7 Antes 21-III-89 Bes fuera de servicio

Después 02-IV-89 U PPS 909 0,3 27

8 Antes 02-V-89 Bes fuera de servicio

Después 17-VI-89 U PPS 1051 0,2 27

9 Antes 03-VII-89 Bes fuera de servicio

Después 22-VII-89 U PPS 1073 0,2 27

93

TABLA 3.7 CONTINUACIÓN Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (ps i)

10 Antes 21-IX-91 Bes fuera de servicio

Después 18-X-91

PPS 1018 0,2 27

11 Antes 05-III-92 Bes fuera de servicio

Después 20-III-92 U PPS 1039 0,2 27

12 Antes 27-IX-98 Bes fuera de servicio

Después 01-XI-98 U PPG Packer desasentado

13 Antes 06-XI-98 U PPG 369 10 26,7

Después 22-XI-98 U PPG 1167 1,6 26,7

14 Antes 11-II-00 U PPG 389 36 26,7

Después 14-III-00 U PPG 533 40 26,7

15 Antes 30-VIII-00 U Cerrado por comunicación tbg-csg

Después 25-XI-00 U PPG 231 70 26,7

16 Antes 17-XI-01 U Cerrador por bajo aporte

Después 25-III-04 U PPG 150 48 26

17 Antes 04-VI-06 T+U Cerrador por comunicación tbg-csg

Después 07-IV-07 T+U PPH 150 74 27

18 Antes 20-IV-07 T+U Cerrado por pescado

Después 19-V-07 T+U PPH 95 84 27

19 Antes 04-VIII-07 T+U Cerrado por comunicación tbg-csg

Después 01-IX-07 U PPH 46 75 27

20 Antes 25-II-09 T+U Cerrado por obstrucción bajo cavidad

Después 27-III-09 U PPH 186 61,9 27

21 Antes 21-XI-09 U

Cambio de completacion de PPH por comunicación bajo cavidad.

Después 05-XII-09 U PPH 166 62,7 27


Posteriormente, en el WO#17 se cambia a sistema de bombeo hidráulico, siendo

éste un trabajo satisfactorio en el que se recuperan 150 BPPD de 27 °API, con

74% de BSW, con una bomba tipo jet 9-I a un costo total de $59.275.

A continuación se muestra en la tabla 3.8 los costos reales del cambio a

levantamiento por bombeo hidráulico en razón del cambio de levantamiento

artificial.

94

TABLA 3.8 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-49

Costos reales Compañía Servicio Material Gasto

Petrotech-01 Movimiento de la torre 60 km 5000

Petrotech Trabajo de la torre 3días+8horas 15635

Petrotech Supervisión y transporte 2303

Químicos 2000 Equipo de subsuelo 30000 Dygoil Unidad de wire line 1039 Petrotech Servicio de vaccum 670 Sertecpet Evaluación con jet 2628

Total 59275 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

Para mayo del 2007 bajo la producción a 87 BPPD. En el WO#21 se cambia la

completación de bombeo hidráulico por comunicación bajo cavidad, se obtiene un

trabajo satisfactorio que recupera producción +/- 160 BPPD.


TABLA 3.9 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-49

Pb: 1.010 psi Qs: 520 bl/día Pwh: 90 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.449 psi ¤¦= 0,47 cp API: 27 Tubería: GOR: 260 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 9.040 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 68.800 Casing: L: 9.040 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,774 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 8-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

95

3.2.3. POZO SSF-66

Las operaciones de perforación de este pozo se iniciaron en diciembre de 1985

con broca de 13 ¾” de diámetro, con la cual se perforan hasta 2.035 pies, luego

con broca 9 7/8” de diámetro se perforan hasta los 9.337 pies. Se reacondiciona

el pozo con tubería de 7”, 242 tubos N-80 hasta los 9.346 pies. Con cañón de 4” a

4 DPP se punzona según registro de inducción los siguientes intervalos:

Arena T 9.248 – 9.253 (5’) Arena U 9.016 – 9.039 (23’)

9.256 – 9.268 (12’) 9.049 – 9.059 (10’)

El pozo produce inicialmente con sistema de gas lift, y el primer workover se

realiza en el año de 1989 para cambio de completación por fuga en la tubería. A

partir del reacondicionamiento realizado en el workover #05 se realiza un cambio

de completación de gas lift por comunicación tubing-casing, del cual resulta un

trabajo parcialmente satisfactorio y el pozo no recupera potencial porque la arena

U queda con daño por emulsión y bloqueo por invasión de fluido de control.

En las tablas 3.10 y 3.11 se presenta el historial de workovers y los resultados de

los mismos respectivamente.


1 21-II-89 Cambio de completación por fuga en la tubería. Evaluación de la arena U. Tratamiento anti incrustaciones.

2 27-X-99 Cambio de completación por posible comunicación tubing-casing. Pesca.

3 27-X-99 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. Repunzonamiento y evaluación de la arena U.

4 18-VI-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. 5 31-X-09 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.

6 22-XI-09 Cambio de completación por comunicación tubing-casing (camisa defectuosa). Se baja completación para evaluación sin torre.

FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

96

TABLA 3.11 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (p si)

1 Antes Cerrado

Después 23-XI-89 U PPG 1186 20 NR

2 Antes 14-X-99 U PPG 1216 0 96

Después 30-X-99 U PPG 234 11 35

3 Antes 12-XI-99 U PPG 255 2 90

Después 30-X-99 U PPG 552 2,4 73

4 Antes 09-VI-00 Comunicación tubing-casing

Después 03-VII-00 U PPG 278 5,6 78

5

Antes 01-X-09 U Com. Tub-

Csg 595 13 27,2

Después 19-X-09 PPG 0 No aporta camisa

defectuosa

6 Antes 16-XI-09 U GAS LIFT 248 18 144

Después 05-XII-09 U PPH 250 20 60 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

Se cambió de sistema de levantamiento a hidráulico por comunicación tubing-

casing en el workover #06, en el 2009 cuyos costos se presentan en la tabla 3.12.

TABLA 3.12 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL

POZO SSF-66

COSTOS REALES Compañía Servicio Material Gasto

Petrotech Movimiento de la torre 85 km

10200

Petrotech Trabajo de la torre 2dias+19horas

16416

Petrotech Supervisión y transporte 1116,67 Químicos 978

Equipo de

subsuelo/superficie 30000

Dygoil Unidad de wire line 1403,2 Petrotech Servicio de vaccum (mtu) 2178,9

Total 62292,77 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

97


TABLA 3.13 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-66

Pb: 1.010 psi Qs: 450 bl/día Pwh: 64 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.219 psi ¤¦= 0,47 cp API: 26 Tubería: GOR: 152 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 8.974 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 46.550 Casing: L: 8.974 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,04 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-J FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

3.2.4. POZO SSF-99

Las operaciones de perforación de este pozo se inician en el mes de abril del año

1998. Posterior a los registros de cementación realizados, se bajó completación

TCP en tubing 3 ½”, se correlaciona profundidad, se suelta una barra detonadora

y se punzona con cañones de 4 5/8” a 5 DPP los siguientes intervalos:

Arena T i 9.314 – 9.330 (16’) Arena U 9.119 – 91.18 (8’)

9.292 – 9.304 (12’) 9.092 – 9.102 (10’)

De la arena T no se obtuvo producción, mientras que en la arena U se produjo

797 BPPD con un BSW del 19%. La arena U ha producido siempre con el

sistema de bombeo hidráulico. En septiembre del 2003 se realiza el Workover #02

para perforar la zona de Basal Tena en el intervalo:

BT 8.320 – 8.340 (20’) 5 DPP.

98

Con una exitosa operación que incrementa en +/- 894 BPPD el cual produce con

bombeo electrosumergible.

En mayo del 2008 se realiza el Workover #04 por cambio de completación por

hueco en tubería, este trabajo resulta no satisfactorio, por lo que luego de la

evaluación se cierra el pozo por bajo aporte y alto BSW. En las tablas 3.14 y 3.15

se presentan el historial de workovers y los resultados de los mismos

respectivamente.


1 23-VII-98 Cambio de completación por empacadura FH desasentada

2 01-XII-03 Cambio de completación por empacadura FH desasentada

3 15-III-06 Repunzonamiento de la arena Basal Tena. Evaluación y rediseño de BES.

4 10-V-08 Cambio de completación por hueco en tubería bajo primer packer.


TABLA 3.15 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-99 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (p si)

1

Antes 04-VII-98 UT Packer desasentado

Después 23-VII-98 U Se espera la instalación de Superficie

2 Antes 02-IX-00 Se cierra el pozo por alto BSW en U

Después 08-XII-03 BT PPS 894 0,8

3 Antes 12-II-06 BES OFF

Después 21-III-06 TS PPH 337 22,17

4 Antes 04-V-08 TS Se cierra pozo por hueco bajo packer

Después 16-V-08 U PPH 61 84


99

En Junio del año 2008 se realiza un reacondicionamiento para la estimulación de

la arena Basal Tena, lo cual resulta en un trabajo exitoso en el cual el pozo queda

produciendo +/- 230 BPPD.


TABLA 3.16 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-99 Pb: 807 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 74 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.100 psi ¤¦= 0,47 cp API: 26,3 Tubería: GOR: 263 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 8.330 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 30.570 Casing: L: 8.330 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,404 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

3.2.5. POZO SSF-108D

En junio del 2006 se realizan las operaciones de completación y pruebas iniciales

del pozo direccional Shushufindi 108 del cual el resultado no es satisfactorio, ya

que posterior al Workover el BSW se incrementa del 47% al 91%. Inicialmente

produce por el método electro-sumergible de la zona U inferior. Como

consecuencia del BSW, la producción baja de 284 a 47 BPPD, un crudo de 31,4

API. De la arena Ui se punzona el intervalo entre:

Arena U inf 9.628 – 9.648 (20’)

En el Workover #01 se realiza una cementación forzada a arena U inferior, se

repunzona esta arena a 9.628 – 9.648 (20’), se evalúa y se rediseña la BES. Sin

embargo el trabajo no es exitoso ya que al evaluar con la unidad MTU se tiene

100

tubería colapsada. En las tablas 3.17 y 3.18 se muestran los historiales de

workovers y los resultados de los mismos respectivamente.

TABLA 3.17 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-108D Workover # Fecha Descripción

1 16-VI-07 Realización de una cementación en la arena Ui. Repunzonan la arena Ui. Evaluación y diseño de BES.

2 20-X-07 Cambio de completación por tubing colapsado. FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

TABLA 3.18 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-108D

Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW °API

1 Antes

05-V-07 Ui PPH 94 83 31,4

07-V-07 Prueba tbg con c/bomba.

Existe comunicación tub-csg.

Después 18-VI-07 Ui PPH 64 47 31,4

2 Antes Pozo cerrado. Tubing obstruido a 3800' Después 03-XI-07 Ui PPH 165 14 20.5

FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

En octubre del 2007 se hace el cambio de completación por tubing colapsado. La

tabla 3.20 muestra los costos de cambio de levantamiento artificial y la tabla 3.21

muestra su situación actual.

TABLA 3.20 COSTOS POR CAMBIO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-108D

Costos reales Compañía Servicio Material Gasto

Triboilgas-06 Movimiento de la torre 18 km 7581,06 Triboilgas-06 Trabajo de la torre 3 días + 11 horas 22186,32 Geopetsa-03 Movimiento de la torre 16 km 7000 Geopetsa-03 Trabajo de la torre 16 días + 20 horas 128042,57 Geopetsa-03 Supervisión y transporte 15166,61

Químicos 1960,02 Petroproducción Equipo de subsuelo 40000

Dygoil Unidad de wire line 1204,64 Schlumberger Unidad de cable electrico cibp +cañoneo Químicos 29902

Total 230856,9 FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

101

TABLA 3.21 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-108D

Pb: 1.010 psi Qs: 450 bl/día Pwh: 75 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.231 psi ¤¦= 0,47 cp API: 25,3 Tubería: GOR: 180 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 9.080 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 39.200 Casing: L: 9.637 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,648 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

3.2.6. POZO AGU-01

Este pozo se perforó en el año 1969 y su completación se realizó el 06 de abril del

año 1969. Las perforaciones iniciales fueron en la arena U: 9.276’-9.294’ (18’). En

las tablas 3.22 y 3.23 se muestran los historiales de workovers y sus resultados.

TABLA 3.22 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-01 Workover No Fecha Descripción

1 01-V-78 Re perforación a 2 DPP en la arena U. 2 05-IV-81 Punzonan la arena T y bajada de la instalación para BES. 3 13-VII-81 Se saca bomba REDA y se baja tubería de producción. 4 30-VI-83 Instalación de válvulas de gas. 5 14-VII-84 Se baja completación eléctrica sumergible. 6 17-I-85 Se repara bomba REDA. 7 13-VI-86 Se cambia bomba eléctrica. 8 14-V-91 Se realiza cambio de tubería de producción por rotura.

9 02-VIII-91 Bajar revestidor de 5 ½” hasta 9350’, reponzanamiento de la arena U. Evaluación y bajada de completación para gas lift.

10 13-VII-92 Punzonan la arena G2 y evaluación, evaluación de la arena T. Se cambia la completación por rotura de tubería de producción.

11 16-VII-93 Se cambia la completación por hueco en tubería. 12 08-III-94 Cambio de completación y cabezal. 13 29-VI-94 Cambio de tipo de levantamiento de PPG a PPH. 14 14-XI-95 Se cambia completación por cavidad Kobe mala. 15 20-IV-01 Se realizó cambio de BHA por comunicación tubing-casing.

16 20-VI-03 Se realizó cambio de BHA por comunicación tubing-casing

FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

102

TABLA 3.23 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-01 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi)

1 Antes 18-II-76 U PPF 2732 0,8 82

Después No hay registro en archivo

2 Antes 23-III-81 U PPF 1932 0,2 70

Después Prueba no registrada por falta de energía eléctrica

3 No hay registro en archivo

4 Antes 02-VI-83 U+T PPF 2300 3 84

Después 08-VII-83 U+T PPG 3124 3 70

5 Antes 02-VII-84 U+T PPG 2096 5 90

Después 15-VII-84 U+T PPS 2822 5 130

6 Antes Muerto

Después 18-I-85 U+T PPS 2950 10 100

7 Antes 03-VI-86 U+T PPF 1993 15 70

Después 13-VI-86 U PPS 2765 14 100

8 Antes 26-IV-91 U PPS 1574 42 122 Después 11-VI-91 U PPS 1552 50 82

9 Antes 28-VI-91 Bes off

Después 05-VIII-91 U PPG 1623 0 78

10 Antes 22-II-92 Cerrado por tubería rota

Después 13-VII-92 U PPG 244 80 115

11 Antes 12-VII-93 U PPG 138 54 65

Después 22-VII-93 U PPG 540 55 98

12 Antes 24-II-94 U PPG 531 54 140

Después 12-III-94 U PPG 622 54 96

13 Antes 08-VI-94 U PPG 588 58 102

Después 07-VII-94 U PPH 1031 8 190

14 Antes 04-XI-94 G-2 PPH 110 61 90

Después 07-VII-95 U PHH 528 55,8 80

15 Antes 28-II-01 Pozo cerrado por comunicación tbg-csg

Después 01-IV-01 U PPH 519 61 80

16 Antes 02-VI-03 U PPH 379 54.6 75

Después 24-VI-03 U PPH 413 53,1 109 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.24

103

TABLA 3.24 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-01

Pb: 1.010 psi Qs: 1.540 bl/día Pwh: 88 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.470 psi ¤¦= 0,47 cp API: 24 Tubería: GOR: 690 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.280 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 73.400 Casing: L: 9.280 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,606 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 11-K • FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

3.2.7. POZO AGU-08

Este pozo se perforó en el año de 1972 y su completación se terminó el 20 de

septiembre de 1972. Los intervalos que se perforaron inicialmente fueron:

Napo U 9.199’ – 9.220’ (21’) Napo T 9.422’ – 9.439’ (17’)

9.230’ – 9.243’ (13’)

Las tablas 3.25 y 3.26 muestran el historial de workovers y sus resultados.

TABLA 3.25 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-08 Workover # Fecha Descripción

1 27-II-79 Aislamiento de agua, se repunzonó y disparó la arena U. 2 27-III-81 Se baja instalación de BES REDA. 3 08-I-83 Se repara bomba REDA 4 24-III-83 Se repara BES. Se estimula con solventes y tratamiento antiescala. 5 31-VII-83 Se repara BES. Se estimula con solventes y tratamiento antiescala.

6 07-VII-84 Se aísla corte de agua de la arena U. Se cambia a levantamiento

por gas. Se evalúa la arena T.

7 30-III-05 Se redispara y evalúa la arena Basal Tena. Se completa de

acuerdo a resultados. 8 10-VII-06 Se recupera tubería de 2 7/8”.

9 28-IV-09 Moler CIBP. Punzonar los intervalos de la arena Us. Evaluar las

arenas T y Us por separado.

FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos, Distrito Oriente, Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

104

TABLA 3.26 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-08 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi)

1 Antes 11-I-79 Muerto

Después 8-III-79 U PPF 870 2-5 70

2 Antes 18-III-81 U PPF 415 30 62

Después No hay registro en archivo

3 Antes 11-XII-83 Muerto

Después 21-I-83 U PPS 313 60 104

4 Antes Muerto


5 Antes Muerto

Después 01-VIII-83 U PPS 365 60 120

6 Antes Muerto

Después Muerto

7 Antes Muerto

Después 30-III-05 Completado para evaluar sin torre

8 Antes 30-III-05 Cerrado

Después 10-VII-06 Cerrado

9 Antes 4-X-09 Us PPH 306 15 CTK

Después 24-X-09 Us PPH 356 1 CTK FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara


TABLA 3.27 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-08 Pb: 350 psi Qs: 600 bl/día Pwh: 96 psi ¤¥= 1,1825 cp Pwf: 691 psi ¤¦= 0,47 cp API: 34 Tubería: GOR: 233 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.112,5 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 56.000 Casing: L: 9.112,5 pies • OD: 5,5 pulg Fw: 0,711 • ID: 4,892 pulg Bomba: JET 8-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

105

3.3. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO

3.3.1. GENERALIDADES

La expresión “agua de formación” es una clasificación de aguas que pueden

producirse en las operaciones petrolíferas o gasíferas. Otra clasificación de uso

frecuente, como descripción general del tipo de agua es: agua producida (agua de

formación) y agua de inyección. Estas expresiones generales "producida" o de

"inyección" usualmente son los únicos adjetivos requeridos en discusiones o

informes en la mayoría de operaciones de campo.

Los puntos de interés específico pueden ser: la fuente de agua, contaminantes

arrastrados, pH, volúmenes que deben manejarse y las variaciones de todos los

factores que pueden anticiparse durante la operación.

Los estudios del agua producida pueden clasificarse en dos categorías: estudios

específicos de solución rápida como: incrustaciones, corrosión, problemas

causados por bacterias, obstrucción de la formación, etc. Otros estudios

requeridos son de detalle para proyectar las operaciones futuras del agua. Con

este tipo de estudio puede estimarse el equipo, los procedimientos y los costos

que permitan determinar la factibilidad económica de un proyecto.

3.3.2. MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA TENDENCIA A LA

FORMACIÓN DE ESCALA

3.3.2.1. Análisis Cuantitativo de las Aguas de Formación

Los análisis del agua de formación usualmente se llevan a cabo en el laboratorio

o en el campo a fin de determinar sus características físicas y químicas, muchas

de las cuales, pueden cambiar rápidamente después del muestreo, entre ellas se

encuentran las siguientes: pH, temperatura, contenido de gas disuelto, sólidos

106

suspendidos y población bacterial. Es de gran importancia, entonces, medir las

variables en el campo para obtener mayor precisión.

3.3.2.2. Significado de constituyentes y propiedades

3.3.2.2.1. Cationes

Ión Sodio

Es el mayor constituyente en las aguas de formación, pero no causa problemas,

excepto por la precipitación de cloruro sódico en aguas extremadamente saladas.

Ión Calcio

Es el mayor constituyente en formaciones saladas y puede alcanzar valores de

hasta 30.000 mg/L, aunque su concentración normalmente es más baja. El ión

calcio es importante debido a su capacidad de combinación con los iones

bicarbonato, carbonato o sulfato y precipita para formar incrustaciones adherentes

o sólidos suspendidos.

Ión Magnesio

Se presenta usualmente en concentraciones inferiores a las de calcio. Tiende a

aumentar los problemas de incrustaciones de carbonato de calcio por co-

precipitación con el ión calcio. Los iones sulfato que están ligados al magnesio no

estén disponibles para formar escalas de sulfato. EI ión magnesio tiene la

habilidad de formar un compuesto que permanece en solución.

Hierro

El contenido natural del mismo en aguas de formación normalmente es muy bajo

y su presencia es un indicativo de corrosión. Puede estar presente como ión

férrico o ferroso, también se lo puede encontrar en suspensión como un

compuesto de hierro precipitado. Los valores de concentración de hierro se usan

para monitorear la corrosión en el sistema, y su presencia es considerada como la

principal causa de taponamientos.

107

Bario

Es de gran importancia debido a su habilidad para combinarse con el ión sulfato y

así formar sulfato de bario, el cual es extremadamente insoluble. Aun la presencia

de pequeñas cantidades puede causar daños severos.

Estroncio

Puede combinarse con el ion sulfato y transformar sulfato de estroncio insoluble

que a menudo se encuentra en incrustaciones mezcladas con el propio sulfato de

bario.

3.3.2.2.2. Aniones

lón Cloruro

Es el mayor constituyente en aguas de formación producida y su ausencia es

notoria en aguas dulces. La mayor fuente del ión cloruro es el NaCl, de modo que

la concentración del ión cloruro es usada como una medida de la salinidad del

agua. El principal problema que presenta el ión cloruro es la relación del grado de

corrosión con el incremento de la salinidad en el agua, es decir, mientras más

salada es el agua de formación mayor es la corrosión. Así, la determinación de la

concentración de cloruro es una de las formas más fáciles para identificar el tipo

de agua.

Ión Sulfato

Su presencia es un problema debido a su habilidad para reaccionar con el calcio,

bario o estroncio y formar incrustaciones insolubles. Sirve además como alimento

para las bacterias reductoras de sulfato.

Ión Bicarbonato

Está presente en casi todas las aguas de formación, puede reaccionar con los

iones calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio para formar incrustaciones

insolubles. La concentración del ion bicarbonato es algunas veces llamada

alcalinidad al anaranjado de metilo.

108

Ión Carbonato

Puede también reaccionar con los iones calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio

para formar incrustaciones insolubles.

Los iones carbonato rara vez están presentes en aguas producidas porque el pH

es usualmente muy bajo (menor a 8,3). La concentración del ión carbonato es a

veces llamada alcalinidad a la fenolftaleína.

3.3.2.3. Incrustaciones en el Agua de Formación

Del gran número de las posibles incrustaciones formadas en el agua, sólo unas

pocas son comúnmente encontradas en el agua de los campos petroleros.

Carbonato de calcio

Es afectado por la presión parcial del dióxido de carbono, puesto que su

presencia aumenta la solubilidad del carbonato de calcio. Cuando el dióxido de

carbono se disuelve en agua se forma ácido carbónico, que se ioniza de acuerdo

a una serie de ecuaciones. Sólo un pequeño porcentaje de iones bicarbonato se

disocia para la mayoría de aguas de inyección.

La solubilidad del carbonato de calcio se incrementa cuando aumenta la presión

parcial del dióxido de carbono. El efecto es menos pronunciado cuando se

incrementa la temperatura.

La cantidad de dióxido de carbono presente afecta el pH del agua y la solubilidad

del carbonato de calcio. Sin embargo, un pH más alto presenta una mayor

probabilidad a la precipitación.

La solubilidad del carbonato de calcio en un sistema de dos fases se incrementa

con el aumento de la presión por diferentes razones como el incremento de la

presión total que aumenta la presión parcial del dióxido de carbono e incrementa

la solubilidad del carbonato de calcio en el agua.

109

Contrario a la mayoría de compuestos el carbonato de calcio se vuelve menos

soluble con el incremento de la temperatura.

Sulfato de calcio

La mayoría de los depósitos de sulfato de calcio son yeso, los cuales se forman

en las aguas de formación a temperaturas menores que 176°F (80°C), según

Oddo-Tomson.

Entre 176°F (80°C) y 250°F (121°C), cualquiera de l es tres tipos de sulfato de

calcio pueden formarse (yeso, anhidrita, semi-hidrato). EI pH no presenta casi

ningún problema en la solubilidad del sulfato de calcio.

EI incremento de la presión aumenta la solubilidad de todas las formas de sulfato

de calcio debido a las consideraciones termodinámicas. La caída de presión es

una de las principales causas de depositación de las incrustaciones de sulfate de

calcio en los sistemas de reinyección.

Sulfato de bario

Es la incrustación menos soluble (aproximadamente 2.3 mg/L a 77°F (25°C) en

agua destilada). La solubilidad del sulfato de bario se incrementa con la

temperatura hasta cuando se alcanzan los 212°F, per o muy lentamente, lo que

conlleva a que el sulfato de bario sea insoluble aun cuando se tienen altas

temperaturas, pero tiene un aumento importante en la solubilidad con la presencia

de sales diferentes, tal como el carbonato de calcio, el sulfato de calcio y el

cloruro de sodio. Sin embargo, las caídas de presión son la principal causa de los

depósitos de incrustación de sulfato de bario en los sistemas de reinyección. EI

pH no presenta efecto sobre la solubilidad del sulfato de bario.

110

Compuestos de hierro

Los iones de hierro pueden estar presentes en el agua de forma natural o por

producto de la corrosión. Las aguas de formación normalmente contienen pocos

mg/L de hierro natural y valores altos como 100 mg/L son raros de encontrar.

Sin embargo, estos valores altos son el resultado de la corrosión. Así, como los

compuestos de hierro precipitado son causas comunes de formación de

incrustaciones y del taponamiento de pozos de inyección, también son un

indicativo de problemas de corrosión serios. La corrosión es normalmente el

resultado del dióxido de carbono, del sulfuro de hidrógeno o del oxígeno, disueltos

en el agua. La formación o no de incrustaciones dependerá del pH del sistema y

la formación de las mismas es más probable con un valor de pH superior a 7.

EI sulfuro de hidrógeno formará sulfuro de hierro como un producto de la

corrosión, el cual es bastante insoluble y usualmente forma incrustaciones

adherentes delgadas.

EI oxígeno se combina para formar hidróxido ferroso, hidróxido férrico y óxido

férrico que resultan al entrar en contacto con el aire.

3.3.2.4. Descripción de los Productos Químicos Utilizados en el Tratamiento Químico del Agua de Formación del Campo Shushufindi.

Inhibidor de incrustaciones

Los depósitos son acumulaciones de sedimentos o sólidos asentados que se fijan

en un punto del sistema donde la velocidad del agua disminuye a un nivel tan bajo

que no es capaz de arrastrar al material en la corriente.

Para el tratamiento de las incrustaciones se han desarrollado productos basados

en fosfonatos y poliacrilatos, los cuales actuarán cambiando la estructura del

cristal y dispersará los sólidos. Inhiben la formación de incrustaciones de

carbonato de calcio y magnesio principalmente. Se inyecta en forma continua a la

entrada del Wash Tank a una concentración media de 10,5 ppm.

111

Inhibidor de corrosión

Es un inhibidor fílmico que se adhiere a la superficie interna metálica y evita el

contacto del agua salina con el metal. Se inyecta a la descarga del Wash Tank en

forma continua con una concentración promedia de 3ppm.

Ocasionalmente se utiliza químico limpiador de carbonatos y diesel para la

limpieza de las bombas.

Biocidas

Se les denomina así a los productos químicos usados en el control del

crecimiento de los microorganismos perjudiciales en los sistemas de tratamiento

de aguas de formación, evitando que la colonia bacteriana y otros

microorganismos sea uno de los factores que vayan a aportar elementos que

aumenten la velocidad de corrosión.

Se ha diseñado un químico bactericida para atacar a las Bacterias Sulfato

Reductoras, que son las generadoras de corrosión. Para el monitoreo se realiza

un cultivo de bacterias con conteo diario. La dosificación del biocida se lo realiza

en lotes de 200 ppm.

Surfactante

Limpia las paredes de sólidos y ayuda a mantenerlos en suspensión. Se lo aplica

a la descarga del Wash Tank a una concentración de 3 ppm.

Floculante

Reúne partículas floculadas en una red, formando puentes de una superficie a

otra y enlazando las partículas individuales en aglomerados. Es útil para mejorar

la eficacia en el proceso de filtración agrupando, como se dijo anteriormente, las

partículas en suspensión y formando flóculos. Las sustancias que se usan en la

floculación son compuestos de hierro y aluminio, usualmente sulfatos.

Coagulante

Un producto funciona como coagulante cuando posee las siguientes propiedades:

112

• Reacciona como álcali, produciendo compuestos complejos que actúan

favorablemente para la formación de flóculos.

• La superficie de flóculos que se forma debe ser grande, permitiendo la

absorción de materiales disueltos como los coloides en suspensión.

• Producen una solución de iones positivos de gran reducción del potencial

zeta.

Dentro de los coagulantes más comunes se tiene:

• Los coagulantes metálicos (alumbre y sales de hierro), son los más

empleados en la clarificación del agua. Estos productos actúan como

coagulantes y floculantes a la vez. Aun cuando inicialmente en el agua no

haya sólidos suspendidos, los coagulantes metálicos forman flóculos que

enredan a los coloides desestabilizados.

• Los polímeros que se dividen en coagulantes y floculantes. Los polímeros

coagulantes son moléculas positivamente cargadas de peso molecular

relativamente bajo. Aunque muestran cierta tendencia a enlazar, no son tan

efectivos como los polímeros floculantes, los cuales tienen pesos

moleculares más altos, y proporcionan largos puentes entre los flóculos

pequeños, para promover el crecimiento de la partícula.

Se adiciona continuamente a la entrada del clarificador y sirve para acumular los

sólidos suspendidos totales. A menudo, se lo inyecta diluido en una concentración

de 0,3 ppm.

Demulsificante

Es un producto que se utiliza para separar el aceite presente en el agua, dado

que el petróleo o aceite en agua es otro de los mayores contaminantes que causa

incremento en la turbidez del agua. Se han tenido valores históricos de 10 a 1.000

ppm. Se lo inyecta en el tanque de lavado.

Al momento no se da tratamiento al agua porque la planta de tratamiento está

fuera de servicio.

113

3.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL E IMPACTO AMBIENTAL

3.4.1. POLÍTICA EMPRESARIAL

Proteger la Salud de los trabajadores de la Empresa y proveerles de Seguridad en

su trabajo, es parte fundamental de la política de Petroproducción. La Empresa

considera que la mayoría de accidentes, lesiones y enfermedades profesionales

se pueden prevenir con un adecuado entrenamiento y un desempeño seguro en

cada área de trabajo.

Petroproducción tiene el compromiso de prevenir accidentes por lo que debe

proveer herramientas adecuadas, sitios de trabajo y equipos de seguridad que

garanticen un trabajo seguro en nuestras instalaciones, ya que la política de salud

y seguridad industrial se basa en los procedimientos preventivos.

3.4.2. OBJETIVO DEL REGLAMENTO

El objetivo del reglamento es dar las herramientas, procedimientos y reglas de

seguridad que servirán para que las operaciones se desarrollen con seguridad e

impulsando la prevención de los riesgos de trabajo, enmarcados dentro de la

política de la empresa de salvaguardar la integridad de sus trabajadores, de la

comunidad, el medio ambiente, sus bienes e instalaciones.

3.4.3. IMPACTO AMBIENTAL

El tema ambiental es actualmente uno de los más comentados y difundidos, ya

que el peligro que representa a la vida misma es real y se está demostrando día a

día. En todo el mundo el peligro de la contaminación es alarmante y amerita una

atención especial.

114

En el campo petrolero también se le está dando la importancia debida, de tal

forma que las actividades hidrocarburíferas afecten cada vez menos al entorno y

los problemas existentes se solucionen protegiendo al medio ambiente.

El problema de la contaminación ambiental, es provocado por la vida misma,

como consecuencia del desarrollo al que ha llegado la humanidad y también

debido a la función biológica de la reproducción, los organismos vivientes utilizan

materia del medio ambiente, que luego de ser utilizada es devuelta al mismo con

otras características, modificada, como desperdicios de las cosas que continúan

viviendo y como despojos de las cosas que mueren.

Mientras es mayor el avance tecnológico los desechos producidos por el hombre

son mucho más complejos y de difícil eliminación o disposición, pudiendo estar

por ejemplo los desechos de la actividad hidrocarburífera, nuclear, industrial, etc.

3.4.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL

La seguridad industrial es una ínter disciplina técnica de trascendental importancia

para el desarrollo armónico y ordenado de una empresa. Por consiguiente, es

menester apoyarla a fin de que juegue un papel decisivo en la preservación

principalmente de la vida y salud del trabajador, así como de las instalaciones.

Uno de los mecanismos empleados para este objeto, es Seguridad e Higiene

Industrial que bien comprendida y aceptada, puede ser utilizada en beneficio de la

seguridad integral de la empresa.

El departamento de Seguridad Industrial, para conseguir los objetivos de

prevención de accidentes y de enfermedades profesionales, introdujo en sus

actividades la normalización técnica, para lo cual procedió a recopilar información

científica y técnica (normas, reglamentos, códigos, instructivos, etc) tanto de

organismos nacionales como internacionales, logrando constituir de esta manera

una sólida fuente de investigación y consulta, lo cual ha permitido a su personal

técnico desarrollar sus actividades en forma acertada y eficaz.

115

3.4.5. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS NORMAS DE SEGURIDAD UTILIZ ADAS

Norma S-H 001

Concentraciones máximas permisibles de las sustancias tóxicas en la descarga

líquida.

Objetivo.- Fijar las concentraciones máximas permisibles de sustancias tóxicas en

la descarga líquida de las diferentes instalaciones.

Norma S-H 002

Control de Polución en las instalaciones industriales del sistema.

Objetivo.- El propósito de esta norma es regular las emisiones de gases,

partículas y polvos alrededor y dentro de las plantas industriales.

Norma S-H 003

Permisos de Trabajo

Objetivo.- Determinar procedimientos para la ejecución de trabajos catalogados

como peligrosos se realicen en condiciones óptimas de seguridad a fin de

preservar la integridad del personal, de las instalaciones y del medio ambiente.

Norma S-H 004

Planes de emergencia

Objetivo.- Contemplar detalladamente la cantidad de equipos, materiales e

implementos de protección personal que se requieren para afrontar una

emergencia y la capacitación y adiestramiento del personal en el uso de cada uno

de ellos.

El mantenimiento de los equipos de Seguridad y los implementos de protección es

fundamental para garantizar su normal funcionamiento. Es responsabilidad de la

unidad de seguridad industrial vigilar que se cumpla esta condición.

Norma S-H 006

Distancias mínimas de seguridad que deben contemplarse en las instalaciones

petroleras.

116

Objetivo.- Establecer las distancias mínimas de seguridad que deben

contemplarse en las instalaciones hidrocarburíferas.

Norma S-H 008

Señales de seguridad

Objetivo.- Esta norma establece la forma, tamaños, colores y dimensiones de las

señales de seguridad, determinadas a llamar la atención sobre los peligros

existentes en las áreas de trabajo.

Norma S-H 009

Identificación de los tanques y tuberías

Objetivo.- Establecer las identificaciones que deber usarse para tanques y

tuberías que contienen y conducen productos en las instalaciones petroleras.

Norma S-H 014

Elementos de protección ambiental

Objetivo.- Establecer las disposiciones y procedimientos para la entrega y control

de la utilización de los elementos de protección personal de planta en general, de

acuerdo a los riesgos presentes en el medio laboral correspondiente.

Norma S-H 016

Procedimientos de seguridad industrial para efectuar limpieza de tanques.

Objetivo.- Prevenir accidentes en la realización de labores de limpieza de tanques

que almacenan petróleo o sus derivados.

Norma S-H 018

Sistema de agua contra incendios para las instalaciones petroleras.

Objetivo.- Estandarizar procedimientos y emitir principios básicos para la

instalación, corrección y adecuación de sistemas de agua contra incendios que

sirven de protección a las instalaciones petroleras, con el propósito de disminuir el

nivel de riesgo.

117

Norma S-H 019

Sistemas de espumas contra incendios.

Objetivo.- Estandarizar procedimientos y emitir principios básicos para la

instalación, corrección y adecuación de sistemas de espuma contra incendios que

sirven de protección a las instalaciones petroleras.

Norma S-H 020

Sistemas especiales de protección contra incendios.

Objetivo.- Establecer los lineamientos necesarios para el diseño de sistemas fijos

de extinción a base de hidrocarburos halogenados, dióxido de carbono, polvo

químico seco y vapor de agua, a fin de obtener un nivel adecuado de protección

para el personal y las instalaciones, de la industria petrolera, frente a los riesgos

potenciales de incendio y explosión.

Norma S-H 023

Sistemas de drenaje.

Objetivo.- Establecer los requerimientos mínimos de diseño para los sistemas de

drenaje en las instalaciones operativas para prevenir la contaminación y la

propagación de incendios que pueden originarse como consecuencia de

derrames de líquidos inflamables y combustibles.

Norma S-H 024

Revestimiento contra incendios para las estructuras petroleras.

Objetivo,- Establecer los requerimientos mínimos para la aplicación en

ampliaciones o modificaciones de instalaciones de la industria petrolera, a fin de

obtener un nivel razonable de protección frente a potencias de riesgo de incendio.

Norma S-H 025

Sistemas de parada de emergencia, bloqueo, despresurización y venteo de

equipos.

Objetivo.- Establecer los requerimientos mínimos de diseño que deberán cumplir

con los sistemas de paradas de emergencia bloqueo, despresurización y venteo

de equipos, plantas e instalaciones de la industria petrolera, a fin de garantizar un

118

nivel razonable de protección para el personal y las instalaciones, frente a los

riesgos potenciales de incendios o explosiones que se puedan originar durante

situaciones de emergencia.

Norma S-H 026

Prevención de ruido industrial

Objetivo.- Prevenir daños auditivos a los trabajadores que están sometidos

durante la jornada de trabajo a la acción negativa del ruido.

Norma S-H 027

Niveles de iluminación para la industria hidrocarburífera.

Objetivo.- Establecer los valores mínimos de iluminación en las diferentes áreas

operativas, con el fin de garantizar un desempeño visual eficiente, tanto bajo

condiciones de iluminación natural como artificial. Establecer los valores mínimos

de la iluminación de emergencia para evacuación, seguridad y operación en tales

contingentes.

La dotación de elementos de protección personal se complementa con el

cumplimiento de normas.

La dotación de elementos de protección personal puede ser considerada como la

solución definitiva y única a las causas de los accidentes y / o enfermedades

profesionales. Su utilización forma parte o se complementa con el cumplimiento

de las normas de seguridad industrial vigentes en la empresa, en las diferentes

actividades que se realiza.

Es por esto que seguridad industrial, previo a la entrega de estos elementos,

realiza una inspección de los riesgos existentes en una determinada área de

trabajo, toma las medidas adecuadas para minimizarlos y luego, analiza las

condiciones de trabajo y dispone que partes del cuerpo es necesario proteger,

pero esta protección se hace efectiva cuando existe cooperación por parte del

trabajador y disposiciones de seguridad de seguridad industrial en la realización

misma del trabajo.

119

3.4.6. IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE CONTAMINACIÓN

El principal contaminante líquido que se tiene es el agua de formación que se la

vierte previo el paso por piscinas de separación en donde se retiene el aceite y se

disminuyen otros componentes por reacciones químicas que se producen en las

mencionadas piscinas de separación.

El agua de formación es aquella que acompaña al crudo cuando es extraído del

subsuelo. El agua puede ser agua que proviene directamente del pozo o agua

usada en operación de recuperación. La cantidad y la calidad del agua de

formación dependen del método de explotación, la naturaleza de la formación

donde se hace la explotación y del tiempo de producción del pozo.

El agua de formación generalmente es muy salina también puede contener trazas

de aditivos necesarios para el proceso de producción tales como coagulantes,

inhibidores de corrosión, dispersantes, demulsificantes, agentes de control de

parafina e inhibidores de incrustaciones.

El agua de formación por su alta salinidad puede contaminar suelos, aguas

superficiales y afectar la vegetación y organismos acuáticos.

Las siguientes prácticas pueden usarse para el manejo de las aguas de

producción, dependiendo de sus constituyentes, y de las características de las

aguas superficiales o subterráneas.

La remoción del aceite suspendido del agua de producción constituye un paso

importante en el manejo de este desecho, antes de su disposición final, que

puede ser inyección a profundidad, dispersión sobre el suelo o descarga a los

cuerpos de agua.

El tratamiento para remoción de aceite, incluye tanques con skimmer,

separadores API convencionales, de las placas paralelas, unidades de flotación

por aire inducido o por aire disuelto, filtración en medios granulares, como

120

mecanismos convencionales. Últimamente se han usado otras tecnologías para el

tratamiento de las aguas de producción, en especial el uso de los hidrociclones y

de membranas (Ultra filtración y micro filtración).

Debido a que estas dos técnicas están empezando a utilizarse se presenta una

breve descripción de ellas.

La operación del hidrociclón, se basa en el uso de un modelo de flujo en espiral,

para generar fuerzas centrífugas, que separan el aceite y el agua, con base en su

diferencia de densidades. El uso de hidrociclones está adquiriendo importancia

desde 1984 cuando se desarrolló la primera unidad comercial.

La ultra filtración y la micro filtración se realiza a través de un tubo poroso, los

poros de tamaño de 0.1 micrones a unos pocos micrones para la micro filtración,

en tanto que para la ultra filtración se usan poros mucho más pequeños (0,01).

Sin embargo, estas últimas tecnologías están en vías de implementación y

experimentación para disminución de costo.

3.4.7. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI

El objetivo del plan de manejo ambiental es establecer las bases necesarias para

el control o mitigación de los impactos ambientales que puedan generar los

diferentes proyectos, mediante la formulación de procedimientos que ayuden a

prevenir o minimizar los daños que puedan ocasionar tanto al medio biofísico

como al socio económico.

3.4.7.1. Antecedentes

Conforme lo dispone el marco legal ambiental, las actividades petroleras que

Petroproducción viene desarrollando en diferentes campos de la Región Amazónica,

dispone de un Plan de Manejo Ambiental, que permite identificar las

responsabilidades institucionales y la organización necesaria para su aplicación.

121

Petroproducción dispone también del Estudio “Línea Base Ambiental del Campo de

Producción Shushufindi” entregado en Enero del 2002, el mismo que sirvió de base

para la elaboración del Plan de Manejo Ambiental del Campo Shushufindi.

3.4.7.2. Objetivo General

El objetivo del Plan de Manejo Ambiental es establecer las directrices que corrijan

las consecuencias o efectos ambientales provocados por las actividades de sísmica,

producción y desarrollo del campo, así como la perforación que puede presentarse a

futuro.

El Plan de Manejo Ambiental (PMA) es una herramienta que sirve de marco general,

para los planes de manejo particulares de cada proyecto, que como producto del

estudio de Impacto Ambiental, deben realizarse.

3.4.7.3. Alcance

El Plan de Manejo Ambiental se realizó para el área de operación petrolera del

Campo Shushufindi que incluye las Estaciones Aguarico, Shushufindi Norte,

Shushufindi Centro, Shushufindi Sur y Shushufindi Suroeste, y donde se localizaron

los 145 pozos (producción, desarrollo, abandonados, cerrados, inyectores y

reinyectores), considerando el área de influencia ambiental de la infraestructura

petrolera del campo.

El Plan de Manejo Ambiental (PMA), cubre tanto las fases de las operaciones

hidrocarburíferas que se desarrollan en el campo como Sísmica, Producción y

Desarrollo así como la de Perforación que se puede ejecutar a futuro.

3.4.7.4. Estructuración del Plan de Manejo

El Plan de Manejo Ambiental está conformado por planes y programas, cada uno

de los cuales en su totalidad o en parte contribuyen a evitar, rectificar, reducir o

122

compensar los impactos provocados por las fases y actividades hidrocarburíferas

en el Campo Shushufindi.

Los planes y programas del PMA son:

• Plan de Prevención y Mitigación de Impactos

• Plan de Contingencias

• Plan de Capacitación Ambiental

• Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Industrial

• Plan de Manejo de Desechos

• Plan de Relaciones Comunitarias

• Plan de Rehabilitación de áreas afectadas

• Plan de Abandono

3.4.7.4.1. Plan de Prevención y Mitigación de Impactos Ambientales

El Plan de Prevención y Mitigación de Impactos está compuesto por medidas

administrativas y técnicas que tienen como objetivo mitigar los impactos

ambientales negativos, generados por el desarrollo de las actividades del Campo

Shushufindi y prevenir los que se pueden producir a futuro. Considera las fases

de sísmica, producción y desarrollo así como la perforación que puede

presentarse a futuro.

Para las actividades que se han desarrollado en el Campo Shushufindi, se han

realizado los Estudios de Impacto Ambiental específicos, donde se determinan las

afectaciones al medio y las medidas ambientales de prevención, control,

mitigación, rehabilitación y compensación ambiental que conforman el Plan de

Manejo para la minimización de los impactos.

123

3.4.7.4.2. Plan de Contingencias

El Plan de contingencias fue diseñado para hacer frente a emergencias

relacionadas principalmente con eventuales derrames de petróleo, incendios y/o

explosiones de sus instalaciones petroleras.

El Plan presenta un plan estratégico, un plan operativo y un plan de

implementación. En el Plan Estratégico se establece un sistema organizacional

que permitió la ejecución de actividades de respuesta ante las contingencias.

Considerando la organización de la respuesta mediante tres niveles de riesgo

(bajo, medio, alto y crítico), destacando la formación de las brigadas de ayuda

inmediata (BAI) en los organigramas de cada nivel y los procedimientos de

activación de contingencias, presentando fichas de funcionalidad del plan

estratégico y líneas de autoridad y comunicación.

El Plan de Contingencias está diseñado para dar respuestas eficientes a

derrames, incendios y/o explosiones, siguiendo la siguiente ruta crítica del

proceso operativo:

NOTIFICACIÓN —> EVALUACIÓN DEL EVENTO —> ACTIVACIÓN —>

OPERACIÓN —> CONTROL —> FINALIZACIÓN —> EVALUACIÓN DE

RESPUESTA.

El Plan de Implementación tiene como propósito poner en marcha, a corto plazo

el Plan de Contingencias en las instalaciones del Campo Shushufindi.

Finalmente se incluye en el Plan de Contingencias los 25 puntos de control de

derrames del Campo Shushufindi, con su código, localización y coordenadas

respectivas.

124

3.4.7.4.3. Plan de Capacitación Ambiental

Mediante el Plan de Capacitación Ambiental se proporciona a los trabajadores y la

comunidad inmersa en las operaciones hidrocarburíferas del Campo Shushufindi

la información y el entrenamiento para que puedan realizar sus actividades dentro

de los parámetros de Salud, Seguridad y Medio ambiente óptimos, lo cual

garantiza las buenas relaciones con la comunidad y el mejor rendimiento de los

trabajadores.

El Programa de capacitación a la comunidad tiene como objetivos: apoyar a los

colonos en el manejo adecuado de los recursos naturales que actualmente

explotan, propiciar el conocimiento de técnicas adecuadas que les posibiliten

mayores niveles de producción y productividad, en el marco de un desarrollo

sustentable y generar procesos de desarrollo social adecuados.

Para alcanzar los objetivos señalados se han programado cursos de capacitación

y asistencia técnica, que se dictan de manera continua a diferentes grupos de

acuerdo al plan anual.

El programa de capacitación al personal de trabajadores tiene como objetivo

sensibilizar al personal que trabaje en las distintas fases de la actividad

hidrocarburífera sobre la necesidad de respeto al medio ambiente y en particular a

la población en el área de influencia y mejorar el nivel de gestión de las

compañías que operan en el campo, en cuanto a políticas ambientales y la

concreción del Plan de Manejo. algunos de los cursos que se imparten son:

• Normas de Seguridad Industrial

• Equipos de protección personal y extintores de Fuego

• Manejo Defensivo

• Primeros Auxilios

• Capacitación sobre Manejo de Residuos

• Plan de Manejo Ambiental

125

3.4.7.4.4. Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Ambiental

El objetivo del presente plan es establecer las Normas de Salud y Seguridad, que

la operadora, contratistas y personal, deben cumplir para asegurar la Salud y

Seguridad Industrial y evitar enfermedades, incidentes y accidentes provenientes

de las actividades que se realizan en el trabajo.

Petroproducción tiene el compromiso de proteger la salud y seguridad de los

empleados y trabajadores de la empresa en el ámbito de sus operaciones,

compromiso que lo comparte con las empresas contratistas que operan en el

área, para las distintas actividades que se realizan en el Campo.

Petroproducción debe asegurarse de que las empresas contratistas responsables

de las distintas actividades operativas, tengan en su estructura organizacional el

departamento de Salud, Seguridad y Medio Ambiente, que será responsable de la

comunicación, implantación, control y seguimiento de los reglamentos establecidos,

normatividad y leyes existentes.

El Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Ambiental tiene dos programas: el

Programa de Salud Ocupacional y el Programa de Seguridad Ambiental.

El programa de Salud Ocupacional consta de las siguientes fases:

• Prevención de enfermedades

• Atenciones de emergencias

• Tratamiento de enfermedades de trabajo

El programa de Seguridad Industrial consta de las siguientes fases:

• Aplicar la normatividad existente.

• Identificar los riesgos.

• Elaborar y aplicar la reglamentación específica.

126

3.4.7.4.5. Plan de Manejo de Desechos

El objetivo es minimizar la generación de residuos, fomentar el reciclaje y

proporcionar procedimientos técnicos y administrativos eficaces y seguros para su

tratamiento y disposición temporal o final.

El Plan de Manejo de Residuos enfoca el manejo y tratamiento de desechos

líquidos, desechos sólidos y emisiones gaseosas.

En lo referente a los desechos líquidos domésticos (aguas negras y grises) se dan

alternativas para el tratamiento previo a las descargas, que permiten la

evacuación del agua libre de contaminación hacia los cuerpos receptores.

Las aguas industriales son conducidas a las piscinas API para ser reinyectadas.

El Plan de Manejo de Desechos considera que los residuos sólidos deben ser

clasificados y manejados de acuerdo al tipo de desechos, mediante

procedimientos sencillos pero eficaces, en base a la concienciación del personal

para cumplir con las disposiciones expresas de su manejo.

En este manejo a mas de los desechos de manejo corriente, se incluye el

tratamiento de lodos y lodos de perforación, residuos especiales de la sísmica,

manejo de aceites dieléctricos de transformadores y de los subproductos

provenientes de la condensación de los gases separados del crudo.

Para las emisiones gaseosas se realizan periódicamente el mantenimiento

mecánico de las fuentes de combustión y un monitoreo permanente para que los

parámetros de los gases de combustión emitidos se hallen dentro de los límites

permisibles del RAOHE.

127

3.4.7.4.6. Plan de Relaciones Comunitarias

En base a la visión generalizada de la composición social, económica y política

del Campo Shushufindi, el Plan de Relaciones Comunitarias trata los problemas

con las comunidades y se negocian las soluciones con el conocimiento de la

realidad técnica, económica y socio-cultural de los actores involucrados.

De acuerdo con las entrevistas realizadas a los colonos y campesinos en el

Campo Shushufindi, la actividad petrolera ha perjudicado las actividades

económicas y condiciones de vida en especial en lo que se refiere a la

contaminación del agua de ríos y esteros o riachuelos.

El Plan de Manejo de Relaciones Comunitarias tiene tres programas el Programa

de Convivencia, el Programa de Compensación Ambiental y el Programa Edu-

Comunicacional.

El Programa de Convivencia surgió como respuesta ante el reclamo de los

propietarios, donde se han realizado actividades petroleras (sísmica, perforación

de pozos, construcción de pozos, etc.), en donde las actuaciones de los

contratistas de la petrolera, al no respetar las normas socio - ambientales, han

incomodado a la comunidad. Se realizan reuniones comunales y convenios de

cooperación mutua para obtener permisos de paso, cumplimiento de planes de

manejo y reglamentación ambiental.

El programa de Compensación Ambiental tiene como objetivo la compensación

justa por el uso de propiedades así como por daños y perjuicios, a los dueños de

las fincas afectadas con la actividad petrolera en el campo Shushufindi,

estableciendo nexos de buena relación con la comunidad.

El Programa de Educomunicación Ambiental promueve la participación de toda la

población de las zonas de afectación directa en la búsqueda de soluciones a los

problemas ambientales que la afectan.

128

3.4.7.4.7. Plan de Rehabilitación de Áreas Afectadas

El Plan de Rehabilitación de Áreas Afectadas contiene lineamientos aplicables en

todas las fases petroleras que se realizan o se realizarán en el Campo

Shushufindi, para la rehabilitación de áreas que han sido afectadas de tal forma

que se mantenga un ecosistema equilibrado y seguro, ecológicamente

sustentable y económicamente sostenible.

El objetivo principal es reducir los pasivos ambientales que se encuentran dentro

del Campo Shushufindi, como parte de un proceso permanente de

Petroproducción, mediante el tratamiento y mejoramiento de suelos

contaminados, la revegetación de taludes y la reforestación de áreas desbrozadas

y alteradas en sus geoformas.

Contiene un conjunto de actividades al cumplimiento de los programas

propuestos, estos son: Revegetación y Reforestación, Mantenimiento de la

Revegetación, Remediación de suelos contaminados y Mejoramiento del suelo,

mediante la contratación de alternativas técnica y económicamente factibles que

aseguran el logro de objetivo del Plan.

3.4.7.4.8. Plan de Abandono

El Plan de Abandono y entrega del área se ejecuta una vez que se haya finalizado

las actividades de desarrollo y producción en las instalaciones del Campo

Shushufindi, el plan contiene una serie de medidas técnico - administrativas

necesarias para realizar el abandono ambientalmente adecuado, de aquellas

instalaciones que por motivos técnicos o económicos, requieren la suspensión de

las operaciones petroleras.

El objetivo es proporcionar al personal de Petroproducción, lineamientos

ambientalmente adecuados y seguros, para la desmovilización y abandono de

aquella infraestructura petrolera declarada fuera de operación y/o funcionamiento.

129

Las actividades que se realizan durante el abandono de una instalación cumple

con el RAOH en los artículos referentes al abandono de las áreas de las

plataformas, para lo cual se toma en cuenta: Planificación y Permisos, Protección

Ambiental y temas de Salud y Seguridad Industrial para el personal que ejecuta el

Plan de Abandono.

3.4.7.4.9. Plan de Monitoreo Ambiental

El monitoreo Ambiental vigila el cumplimiento de las acciones del Plan de Manejo

basándose en análisis de resultados, el mismo que es realizado por personal

técnico capacitado, entrenado y comprometido con la protección del medio

ambiente y la comunidad; incluye a miembros de la comunidad, con la finalidad de

buscar su participación en el proceso de gestión ambiental de las actividades

petroleras desarrolladas en el Campo Shushufindi.

El monitoreo involucra los tres componentes ambientales: abiótico, biótico y

antrópico, presentes en las distintas fases de la actividad petrolera en el Campo

Shushufindi, por lo tanto se realiza los monitoreos de: calidad de agua en

efluentes y cuerpos de agua, desechos, suelos contaminados, emisiones en

fuentes fijas, ruido, fugas y espesor de líneas de flujo y tanques de

almacenamiento, seguridad física, biológico y arqueológico.

Los resultados de todos los monitoreos, a excepción de aquellos

correspondientes a monitoreos de espesores y de seguridad física de líneas de

flujo, son informados a la comunidad, para que exista un espacio de comunicación

con los moradores del Campo Shushufindi y para disminuir la incertidumbre sobre

los impactos y afectaciones que conlleva el desarrollo de las actividades

hidrocarburíferas dentro del Campo.

De acuerdo a l Plan de Manejo detallado anteriormente se muestra en la tabla

3.28 un resumen de las acciones realizadas por Petroproducción en los reportes

130

diarios de actividades para contingencias en varios lugares del campo en los que

se toman en cuenta las respectivas reglamentaciones de manejo.

TABLA 3.28 REPORTE DIARIO DE ACTIVIDADES PARA CONTINGENCIAS EN EL PERíODO 2006 - 2008

SECTOR DE LOS DERRAMES FECHA

DERRAME BLS.

Área tratada m 2

Línea de fluído motriz pozo SSFD-51. 20-Jun-06 10 bls 200 m²

Línea de flujo pozo SSFD- 20-A 12-Feb-06 4 bls. 300

linea de flujo pozo SSFD-35 26-Jul-06 4 bls. 126 m²

linea de flujo del pozo SSFD-54 ACCESO AL (POZO 49) 23-Apr-06 3 bls. 50 m²

linea de flujo de 4½ del pozo SSFD-56 6-Jul-06 05 bls. 2400 m²

linea de flujo del pozo SSFD-82 4-Jan-06 1 bls. 240 m²

Pozo Aguarico - 03 20-Nov-06 4 bls. 250 m²

piscina de recolección de crudo estación central 18-Apr-06 x cunat. 5100 m²

Línea de flujo de 4½ del pozo SSFD-31 25-May-06 1 bls. 3000

Línea de flujo de 4½ del pozo SSFD-23; junto a la Est. Sur 17-Jan-07 2 bls. 1000 m²

Plataforma deL pozo SSFD-49 24-Jan-06 3bls. 200

LINEA DE FLUJO POZO SSFD-84 (FRENTE A PETROCOMERCIAL)

26-Feb-07 4bls. 200m²

DERRAME AGUA DE FORMACION Pozo-25 (Plataforma 07) 26-May-07 20bls. 400m²

DERRAME CUBETO ESTACION SUR 11-Jun-07 20 gls 15m²

DERRAME LINEA DE FLUJO POZO SSFD-42B 15-Jun-07 3bls. 20m²

DERRAME LINEA DE FLUJO POZO SSFD-43 16-Jun-07 3bls. 16m²

DERRAME LINEA DE FLUJO DE TRANSFERENCIA AGUARICO 10 (SOBRE PRESION)

5-Aug-07 2bls. 50m²

DERRAME AGUA DE FORMACION SSFD-25 (PLATAFORMA POZO SSFD-07)

4-Sep-07 160bls. 1060²

LINEA DE TRANSFERENCIA DE6" POZO SSFD-61 5-Sep-07 4bls. 31m²

DERRAME LINEA DE FLUJO SSFD-11 (EST. CENTRAL AREA SEPARADORES)

18-Aug-07 5bls. 200m²

DERRAME LINEA DE FLUJO 6 5/8" SSFD-54 A (Km. 6+260) 27-Aug-07 4bls. 268m²

DERRAME LINEA DE FLUJO 6" 5/8 SSFD-54 B (Km. 6+260) 1-Sep-07 10gls. 100m²

DERRAME EN LA PLATAFORMA DEL POZO SSFD-68 25-Oct-07 03 bls 2700 m²

Línea de flujo Pozo SSFD-59 Plataforma 22-Dec-05 1bls. 120m²

Línea de flujo de 4½ del pozo Aguarico-3 21-Nov-06 4bls. 250m²

131


SECTOR DE LOS DERRAMES FECHA

DERRAME BLS.

Área tratada m 2

PLATAFORMA DEL POZO SSFD-76 ( cabezal ) 25-Nov-06 15bls. 7300m²

DERRAME ESTACION NORTE (TANQUE DE SURGENCIA) 4-Jun-07 1 bls. 1250

LINEA DE FLUJO DEL POZOSSFD-54 (Quilindaña) 15-Dec-06 10 bls. 5500m²

Línea de oleoducto secundario de 103/4" entrada al pozo SSFD-75 27-Dec-04 76bls. 320m²

Pantano EST. Sur (95) cont. Antigua. 19-Aug-03 por cuant.

3000m²

Línea de flujo pozo SSFD. 15-A. 27-Jul-05 30bls. 4000m²

Línea de Transferencia de 10" Shushufindi Suroeste - Sur.(pozo ssfd-26)

12-May-05

512m²

Línea de flujo pozo SSFD-51. 14-Feb-05 30bls. 1800m²

Línea de flujo de 6. 5/8 del pozo Shushufindi ssfd-80 22-Oct-05 3bls. 300m²

Línea de flujo de 6. 5/8 del pozo Shushufindi ssfd-70 1-Nov-05 3bls. 400m²

Oleoducto Secundario SSFD-Lago Agrio 30-Dec-05 69bls. 1100m²

Línea de flujo Pozo SSFD-56 Plataforma SSFD 59 13-Mar-06 4bls. 1.800

piscina de recolección de crudo estación central 18-Apr-06

5100m²

DERRAME EN LA LINEA DE FLUJO Aguarico 10 28-Jan-06 4bls. 2375m²

LINEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-54 (Vía de acceso pozo SSFD-53)

24-Nov-06 por cuant.

5200m²

LINEA DE FLUJO POZO SSFD-54 (SR. GALINDO AGUILAR ) NO PERMITE REALIZAR LIMPIEZA

11-Mar-07 4 bls. 180m²

DERRAME OLEODUCTO SECUNDARIO SSFD-LAGO AGRIO. 11-May-07 5 bls. 200m²

LÍNEA DE FLUJO DE 6 5/8" DEL POZO SSFD 54 KM. 4 +500 (ACCESO POZ 86) (mas derrame antiguo del 2001)

17-Jun-07 100 bls.

840 m2 (PPR 180 m2; AT 750 m2)

Derrame de agua con crudo de la línea antigua de la piscina de recuperación de la estación central.

05 oct. 07 04 bls 50 mt²

DERRAME LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-51 (A 100 METROS DE LA PLATAFORMA)

17-Oct-07 03 bls 350 m²

DERRAME LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-107 a 400m de est. Aguarico

21-Oct-07 4 bls 100m²

DERRAME EN LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-63 (dentro y fuera de la Estación Norte).

21-Dec-07 2 420m²

DERRAME EN EL SISTEMA DE POWER OIL POZO SSFD-46 (Sector quilindaña)

1-Jan-08 4 bls. (320m³ ppr); (80m³ A T)

FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

132

En la tabla 3.29 se muestra los puntos de control de derrames del campo Shushufindi. TABLA 3.29 PUNTOS DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CAMPO SHUSHUFINDI # DE PUNTO DE

CONTROL CÓDIGO LOCALIZACIÓN COORDENADAS

0 PC-0 ESTERO SALADO 9´994,238 N ; 316,607 E

1 PC-1 RÍO ENO 9´988,384 N ; 316,573 E 2 PC-2 RÍO ENO 9´986,753 N ; 316,772 E 3 PC-3 RÍO ENO 9´985,189 N ; 318,523 E 4 PC-4 RÍO 11 JUL. 9´985,109 N ; 318,046 E 5 PC-5 RÍO 11 JUL. 9´984,234 N ; 317,900 E 6 PC-6 RÍO 11 JUL. 9´983,744 N ; 317,117 E

7 PC-7 AFLUENTE RÍO 11 JUL. 9´983,585 N ; 317,250 E

8 PC-8 RÍO SSF 9´979,864 N ; 315,379 E 9 PC-9 RÍO SSF 9´980,964 N ; 317,807 E

10 PC-10 RÍO SSF 9´980,261 N ; 320,766 E 11 PC-11 RÍO LA SUR 9´977,743 N ; 318,789 E

12 PC-12 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´975,273 N ; 316,891 E


14 PC-14 RÍO LA SUR 9´977,554 N ; 311,477 E 15 PC-15 RÍO LA SUR 9´974,146 N ; 314,676 E

16 PC-16 AFLUENTE LA SUR 9´973,881 N ; 317,051 E

17 PC-17 RÍO LA SUR 9´974,441 N ; 321,803 E





22 PC-22 RÍO ITAYA 9´968,827 N ; 315,393 E 23 PC-23 RÍO ITAYA 9´968,695 N ; 316,149 E 24 PC-24 RÍO ITAYA 9´968,218 N ; 317,875 E


133

En la tabla 3.30 se muestran las capacitaciones al personal de campo en el año 2007 TABLA 3.30 CAPACITACIONES DEL PERSONAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI

FECHA TEMA INSTRUCTOR No.

PERSONAS LUGAR

No. HORAS

12-SEPT-

2007 COMO UTILIZAR EPP

ING. CARLA

GUERRA 25

19-SEPT-

2007 BIODIVERSIDAD

ING. RUBEN

YAULEMA 23

AUDITORIO DEL

CAMPO

30

MINUTOS

10-SEPT-

2007 BIODIVERSIDAD

ING. RUBEN

YAULEMA 13

AUDITORIO DEL

CAMPO

30

MINUTOS

16-AGO-

2007

PLAN DE EMERGENCIA Y

CONFORMACION DE BRIGADA

PARA CONTROL DE INCENDIOS

ING. CARLA

GUERRA 18

06-AGO-

2007

MANEJO DE DESECHOS EN EL

CAMPO

ING. CARLA

GUERRA 51

AUDITORIO DEL

CAMPO 1

20-JUL-

2007 INDUCCION AL CAMPO SSFD

ING. CARLA

GUERRA /

HITLER

UBILLUZ

24 AUDITORIO DEL

CAMPO 1,5

06-SEPT-

2007

CONTAMINACION DE AGUA DE

FORMACIÓN

ING. CARLA

GUERRA 11

EST. CENTRAL

OFICINAS

30

MINUTOS

10-JUN-

2007

SIMULACRO DE DERRAME EN

PUNTO DE CONTROL # 16

ING. CARLA

GUERRA 28

PUNTO DE

CONTROL # 16 5

14-ABR-

2007

CUIDADOS EN EL MEDIO

AMBIENTE / CONTROL DE

INCENDIOS

ING. CARLA

GUERRA 60

CAMPO DE

ENTRENAMIENTO 4

03-ABR-

2007

LINEAMIENTOS DE TRABAJO Y

HORARIO, NORMAS DE

CONDUCTA.

ING. CARLA

GUERRA 18

HANGAR

AUTOBOMBA 1

16-ABR-

2007

USO DE EQUIPOS DE

PROTECCION PERSONAL

ING. CARLA

GUERRA 16

HANGAR

AUTOBOMBA

30

MINUTOS

29-ABR-

2007

USO DE GUANTES Y CUIDADO

DE MANOS

ING. CARLA

GUERRA 17

HANGAR

AUTOBOMBA

45

MINUTOS


134

En la tabla 3.31 se muestra el control de desechos realizado en el campo

Shushufindi en octubre del 2007

TABLA 3.31 CONTROL DE DESECHOS CAMPO SHUSHUFINDI (2007)


Los resultados anteriores entre otros reflejan las aplicaciones del plan de manejo

ambiental para los períodos establecidos en cada uno de su estructura.

Actualmente Petroproducción se encuentra cumpliendo con las normativas

ambientales de contingencias, control de desechos, rehabilitación de áreas

afectadas, capacitación ambiental etc., para de este modo minimizar los daños

que se puedan ocasionar al medio ambiente o a las comunidades que se

encuentran dentro del campo.

CONTROL DE DESECHOS

CÓDIGO CLASE DE DESECHO CANTIDAD

DISPOSICIÓN FINAL EN KG

B 0046 ORGÁNICOS 1.330 ABONOS

B 3010 PLÁSTICOS RECICLABLES 42 PARA LABORATORIOS

B 3010 PLÁSTICOS NO RECICLABLES 119 INCINERACIÓN

B 2020 VIDRIO 95 ALMACENAJE

A 1010 METALES NO RECICLABLES 2

A 1010 METALES RECICLABLES 20 REHUSO

A 3021 FILTROS DE ACEITE 75

A 4020 CLÍNICOS Y AFINES 6 INCINERACIÓN

S/N MADERA 2.391 INCINERACIÓN

B 3020 PAPEL/CARTÓN 61 INCINERACIÓN

B 3030 TRAPOS CON HIDROCARBURO 151 INCINERACIÓN

S/N SUELO CON HIDROCARBURO * 240.825 PEPDA

S/N MATERIAL VEGETAL CONTAMINADO 1.150 INCINERACIÓN

T O T A L DE OCTUBRE/2007

135

CAPÍTULO IV

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCION DEL LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO DEL CAMPO

SHUSHUFINDI

La presente propuesta busca incrementar la producción de los pozos con bombeo

hidráulico, manteniendo el mismo sistema de bombeo hidráulico tipo Jet,

optimizando y aprovechando las facilidades con las que ya se cuenta.

4.1. MÉTODO PARA OPTIMIZAR LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA JET

A continuación se presenta la secuencia de cálculo del método propuesto por

Smart para determinar la geometría óptima de una bomba jet.

1. Considerar la presión de operación superficial deseada, PT (psi).

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.

§ � 1

3. Calcular el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su

gravedad API.

G� � P,¨>>�(¨(,B(>(,BN°�� (4.1)

4. Calcular el gradiente de presión del fluido producido, basado en los

gradientes de petróleo y agua.

G; � F� � G� � F1 � G1 (4.2)

Donde: F1 � 1 = F�

136

5. Estimar el factor de volumen de formación para el petróleo y el agua.

B0 � �1 2 2,8 q$1)�� r(,.� F1 2 F� (4.3)

6. Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción deseada y la

relación de flujo adimensional, M.

Q" � $�� ©$S�@ (4.4)

G" � Gradiente de vluido motriz que pasa a través de la tobera. 7. Utilizando la ecuación:

P� � �.,P.�(PF®��¯�<�<+��µl±²,+�I�$S²,+� � G" � Q"(,O^ (4.5)

Donde: C � �D( = D.��D(. = D..�. qD( �D( = D.�V rP,(

Flujo anular Flujo T ubería de Producción

(́ µ´¶�·¸¹º µ´»¼½.¾¿�À ´. Á´»¼½.¾¿�À 0

Calcular las pérdidas de presión por fricción en la tubería por la que fluye el

fluido motriz, ya sea a través de una sección anular o circular, y considerar

que:

P�" � pérdida de presión por fricción del vluido motriz. P�< � pérdida de presión por fricción del vluido de retorno.

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.

P" � P0 2 G" � D = P�" (4.6)

137

9. Calcular la tasa del fluido de retorno �À, como la suma de la tasa de

producción y la tasa del fluido motriz.

Q< � Q" 2 Q; (4.7)

10. Calcular el gradiente del fluido de retorno ÂÀ, como un promedio

ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido

producido.

G< � $�� N$S� S Ã (4.8)

11. Calcular la fracción de agua del fluido de retorno ÄÅÀ, dependiendo si el

fluido motriz es petróleo o agua, con las siguientes ecuaciones:

• Si el fluido motriz es petróleo:

F�< � ��Æ Ã (4.9 a)

• Si el fluido motriz es agua:

F�< � SN ��Æ Ã (4.9 b)

12. Determinar la relación gas – líquido del fluido de retorno GLR.

GLR � ��l�$1) Ã (4.10)

13. Determinar la viscosidad del fluido de retorno ÇÀ, como un promedio

ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.

µ< � F�< � µ� 2 �1 = F�<� � µ1 (4.11)

14. Determinar la presión de descarga de la bomba �À, 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 �ÈÀ con la ecuación (4.5).

P< � P�_ 2 G< � D 2 P�< (4.12)

Si la GLR es mayor o igual que 10 £��,

�! se debe utilizar una correlación

adecuada para flujo multifásico.

138

15. Calcular un nuevo valor de la relación de presiones H, mediante la

ecuación (4.13).

H � �Ã��S�Ã (4.13)

16. Basado en este valor de H y la Figura 4.1 o la tabla 4.1, se determina la

relación de áreas óptima, R.

FIGURA 4.1 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO GUIBERSON

FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Ing. Melo V. 2007.

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

139

TABLA 4.1 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: Folleto de Levantamiento Artificial. Ing. Melo V. 2007.

17. Utilizando la Curva de Comportamiento de Diseño de la Figura 4.1, 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.

M � I,DI+�I,NI,�I�I+�I�NMÉ�M+FM,�ÊÊË�I+I, (4.14)

Donde:

C( � 2R (4.15)

C. � �(.)�)+�()�+ (4.16)

C> � �1 2 K0<�R. (4.17)

C¨ � 1 2 K" (4.18)

• K0< � 0,20

• K" � 0,03

Si en el paso No. 20 se determina la existencia de cavitación, se

recomienda usar las Curvas de Comportamiento de la figura 4.2, para

encontrar un nuevo valor de M en lugar de la figura 4.1. Usar el valor de R

determinado en el paso 16. En vez de usar la figura 4.1 se puede utilizar la

ecuación (4.14) anterior.

140

18. Comparar el nuevo valor de M con el anterior, si la variación de M es

menor del 1%, se considera que se ha obtenido la convergencia y se

continúa en el paso 19. Caso contrario regresar al paso 6 usando el nuevo

valor de M.

19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, §Ì.

M� � �()�) D ��(,>��S�� (4.19)

20. Si M < §Ì, no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el

paso 24. Si M > §Ì, entonces se tendrán problemas de cavitación, por lo

que se requiere un ajuste y continuar en el paso siguiente.

21. Fijar M = §Ì 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 4.2 también se puede usar para encontrar el

valor de H correspondiente a §Ì. El valor de R se debe mantener

constante en los cálculos para evitar cavitación.

22. Se calcula la presión de operación superficial requerida para evitar la

cavitación:

P0 � �Ã��_ 2 P< = G" � D 2 P�" (4.20)

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.

A" � S�>.DESFE�ÍS

(4.21)

La relación de áreas encontrada en el paso 16 junto con el área de la

tobera del paso 24 definen la geometría óptima de la bomba tipo jet, para la

presión de operación superficial dada. Esta área de la tobera es la medida

141

ideal requerida para que la tasa calculada del fluido motriz pase a través de

ella. Generalmente el diámetro exacto de la tobera no es el 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.

142

4.2. ANÁLISIS DEL POZO SSF-46

DATOS: Pb: 1.010 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 80 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 2.296 psi ¤¦= 0,47 cp API: 26,1 Tubería: GOR: 355 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.144 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 7.500 Casing: L: 9.144 pies • OD: 5,5 pulg Fw: 0,0321 • ID: 4,892 pulg Bomba: JET 9-I

El valor de PT para este caso no se lo asume; se toma el valor del Forecast de

3.550 psi.

Se toma el valor de M = 1

δ � 2,71828�O�(P^O��££U

δ � 2,71828�O�(P^O��OBPP

δ � 1,0032

GZ � δ � 2,20458 � 6,4516 � 30,48/1000

GZ � 1,0032 � 2,20458 � 6,4516 � 30,48/1000

GZ � 0,4349

G� � 0,433 � 141,5131,5 2 °API

G� � 0,433 � 141,5131,5 2 26.1

G� � 0,3887 psi/pie

143

G; � F� � G� � F1 � G1

G; � 0,0321 � 0,4349 � �1 = 0,0321� � 0,3887

G; � 0,3902 psi/pie

B0 � Ô1 2 2,8 ÕGORP; Ö(,.× F1 2 F�

B0 � Ô1 2 2,8 Õ 3552296Ö(,.× �1 = 0,0321� 2 0,0321

B0 � 1,2885

Q" � $�� ©$S�@

G" � G�

Q" � 0,3902 � 400 � 1,28850,3887 � 1

Q" � 517,53 �ØÙíÛ

P�" � Ü2,02 � 10\ � L � ¯�D( = D.� � µ1±P,.(C � G"P,.( Ý G" � Q(,O^

C � �D( = D.��D(. = D..�. �D( �D( = D.�V �P,(

C � �2,441 = 0��2,441. = 0.�. �2,441 �2,441 = 0�V �P,(

C � 86,664

144

P�" � Ü2,02 � 10\ � 9.144 � ¯�2,441 = 0� � 2,8±P,.(86,664 � 0,3887P,.( Ý �0,3887� � 517,35(,O^

P�" � 10,901 psi

P" � P0 2 G" � D = P�"

P" � 3550 2 0,3887 � 9144 = 10,901

P" � 7.093,974 psi

Q< � Q" 2 Q;

Q< � 517,35 2 400

Q< � 917,35 bldía

G< � $�� N$S� S Ã

G< � 0,3902 � 400 2 0,3887 � 517,35917,35

G< � 0,3894 psidía

F�< � ��Æ Ã

F�< � 400 � 0,0321917,35

F�< � 0,0139

GLR � Q; � F1 � GORQ<

GLR � 400 � �1 = 0,0321� � 355917,35

GLR � 149,8248 pie>bl

145

µ< � F�< � µ� 2 �1 = F�<� � µ1

µ< � 0,0139 � 0,47 2 �1 = 0,0139� � 2,8

µ< � 2,7674 cp

P�< � Ü2,02 � 10\ � L � ¯�D( = D.� � µ1±P,.(C � G<P,.( Ý G< � Q<(,O^

C � �D( = D.��D(. = D..�. �D( �D( = D.�V �P,(

C � �4,892 = 2,875��4,892. = 2,875.�. �4,892 �4,892 = 2,875�V �P,(

C � 540,8818

P�< � Ü2,02 � 10\ � 9144 � ¯�4.892 = 2,875� � 2,8±P,.(540,8818 � 0,3894P,.( Ý �0,3894� � 917,35(,O^

P�< � 6,202 psi P< � P�_ 2 G< � D 2 P�<

P< � 80 2 0,3894 � 9144 2 6,202

P< � 3.646,9817 psi

H � P< = P;P" = P<

H � 3.646,9817 = 2.2967.093,974 = 3.646,9817

H � 0,3919

146

De la gráfica 4.1 para el valor calculado H,

R= 0,3

C( � 2R

C( � 2 � 0.3

C( � 0,6

C. � �1 = 2R�R.�1 = R�.

C. � �1 = 2 � 0,3� � 0,3.�1 = 0,3�.

C. � 0,0735

C> � �1 2 K0<�R.

K0< � 0,20

K" � 0,03

C> � �1 2 0,20� � 0,3.

C> � 0,108

C¨ � 1 2 K"

C¨ � 1 2 0,03

C¨ � 1,03

M � I,DI+�I,NI,�I�I+�I�NMÉ�M+FM,�ÊÊË�I+I,

M � P,(P�DP,PO>B�P,(P�NP,(P��P,\P,PO>B�P,\N�,²,��²,²Þ,QF²,�²��²,,ß�ß²,,ß�ßË�P,PO>BP,(P�

M � 0,8260

147

%ERROR = à@áâãáäãâåæ@â'äçèåæ@â'äçèåæ à*100

%ERROR = àP,�.\P(( à*100

%ERROR = 17,398

Segunda iteración

PT= 3.550 psi.

M = 0,8260

G� � 0,3887 psipie

G; � 0,3902 psipie

B0 � 1,2885

Q" � 0,3902 � 400 � 1,28850,3887 � 0,826

Q" � 626,3318 bldía

C � 86,664

P�" � Ü2,02 � 10\ � 9.144 � ¯�2,441 = 0� � 2,8±P,.(86,664 � 0,3887P,.( Ý �0,3887� � 626,3318(,O^

P�" � 15,349 psi

P" � 3.550 2 0,3887 � 9144 = 15,349

P" � 7.089,5262 psi

148

Q< � 626,3318 2 400

Q< � 1.026,3318 bldía

G< � 0,3902 � 400 2 0,3887 � 626,33181.026,3318

G< � 0,3893 psidía

F�< � 400 � 0,03211026,3318

F�< � 0,0125

GLR � 400 � �1 = 0,0321� � 3551.026,3318

GLR � 133,9155 pie>bl

µ< � F�< � µ� 2 �1 = F�<� � µ1

µ< � 0,0125 � 0,47 2 �1 = 0,0125� � 2,8

µ< � 2,7708

C � 540,881

P�< � Ü2,02 � 10\ � 9.144 � ¯�4.892 = 2,875� � 2,8±P,.(540,881 � 0,3893P,.( Ý �0,3893� � 1.026,3318(,O^

P�< � 7,5832 psi

149

P< � 80 2 0,3893 � 9.144 2 7,5832

P< � 3.647,7358 psi

H � 3.647,7358 = 2.2967.089,5262 = 3.647,7358

H � 0,3927

De la gráfica 4.1 para el valor calculado H,

R= 0,3

C( � 0,6

C. � 0,0735

C> � 0,108

C¨ � 1,03

M � P,(P�DP,PO>B�P,(P�NP,(P��P,\P,PO>B�P,\N�,²,��²,²Þ,QF²,�²��²,,ß+Þ²,,ß+ÞË�P,PO>BP,(P�

M � 0,8244

%ERROR = à@áâãáäãâåæ@â'äçèåæ@â'äçèåæ à*100

%ERROR = àP,�.¨¨P,�.\P,�.\ à*100

%ERROR = 0,1894

Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se

puede continuar con los cálculos.

150

M� � �1 = R�R é P;1,3�P" = P;�

M� � �1 = 0,3�0,3 é 22961,3�7.089,5262 = 2.296�

M� � 1,4163

M ê M�

0,8244 < 1,4163

Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación.

A" � Q"832DP" = P;G"

A" � 626,3318832D7.089,5262 = 2.2960,3887

A" � 0,00685 pulg.

A0 � A"R

A0 � 0,006850,3

�ì � í, íîîïðñòóôî

Potencia requerida de la bomba de superficie.

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � P�� Q�0,9

151

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � 3550 psi � 626,3318 �ö÷íø0,9

ùúûüýñóþ� � �î �ñ

Potencia de la bomba

HP£� � 1,7 � 10B � ∆P � Q<

∆P � P< = P;

∆P � 3647.7358 psi = 2296 psi ∆P � 1351,7348 psi HP£� � 1,7 � 10B � 1351,7348 psi � 1026,3318 �ö÷íø

ùúñ� � î�, ï� �ñ

La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-46 para producir una tasa de petróleo

de 400 bl/día con una presión de operación superficial de 3.550 psi, debe tener un

área de tobera de 0,00685 pulg., e inyectar una tasa de fluido motriz de 626,3318

bl/día con una bomba de superficie de 42 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 = 10/3. Esto

significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser 10/3 más grande que

el área de la tobera, o sea 0,02259pulg..

Comercialmente no existe una tobera con el área mencionada, por lo que en la

tabla 4.2 se presenta una alternativa de la geometría más adecuada para la

producción deseada en el pozo SSF-46 de acuerdo a los cálculos realizados por

cada fabricante.

TABLA 4.2 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-46

KOBE OILMASTER GUIBERSON

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R

No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA

5 0.0067 6 0.0215 0.312

5 0.0064 6 0.0212 0.302

A 0.0055 1 0.0143 0.385

7 0.0278 0.241 7 0.0271 0.236 2 0.0189 0.291

6 0.0086 7 0.0278 0.309

6 0.0081 6 0.0212 0.382

B 0.0095 4 0.0314 0.302

8 0.0359 0.240 7 0.0271 0.299 5 0.0380 0.250

CLAW OILWELL

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R

No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA

4 0.0054 D 0.0142 0.380

5 0.0067 F 0.0215 0.312

E 0.0187 0.289 G 0.0272 0.246

5 0.0074 F 0.0239 0.310

6 0.0086 G 0.0272 0.316

G 0.0311 0.238 H 0.0353 0.244

FABRICANTE BOMBA KOBE 6-B

OILMASTER 6-B GUIBERSON B-4

CLAW 5-F OILWELL 5-F

ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara

153


DATOS:

Pb: 1.010 psi Qs: 520 bl/día Pwh: 90 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.449 psi ¤¦= 0,47 cp API: 27 Tubería: GOR: 260 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 9.040 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 68.800 Casing: L: 9.040 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,774 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 8-A

La tabla 4.3 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo SSF-49

TABLA 4.3 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración

úì 3.600 3.600 3.600

� 1 0,4186 0,44907

¥ qñýñýþr 0,3865 0,3865 0,3865

� ÕñýñýþÖ 0,4387 0,4387 0,4387

�ì 1,0805 1,0805 1,0805

� Õ �ó�í�Ö 637,7492 1.523,529 1.420,1555

� 239,777 239,777 239,777

ú� �ñý� 5,8856 27,975 24,6688

ú �ñý� 7.088,6019 7.066,5126 7.069,8187

�� Õ �ó�í�Ö 1.157,7492 2.043,529 1.940,1555

� Õñý�í�Ö 0,41 0,3998 0,4005

�� 0,3476 0,1969 0,2074

��ñýþ��ó � 26,3918 14,9522 15,7488

¤��ñ� 1,9899 2,3411 2,3166

154

TABLA 4.3 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración

� 2.218,2327 2.218,2327 2.218,2327

ú��ñý� 2,3130 6,4878 5,9073

ú��ñý� 3.798,7471 3.711,0524 3.716,8698

ù 0,7142 0,6741 0,6764

� 0,4 0,4 0,4

�� 0,8 0,8 0,8

�î 0,0889 0,0889 0,0889

�� 0,192 0,192 0,192

�� 1,03 1,03 1,03

�� 0,4186 0,44907 0,4473

%�� 58,1317 7,2812 0,3822




M� � �1 = 0,4�0,4 é 1.4491,3�7.069,8187 = 1.449�

M� � 0,6679

M ê M�

0,4473 < 0,6679


A" � 1.420,1555832D7.069,8187 = 1.4490,3865

� � í, í�� ñòóôî

155

A0 � 0,01430,4

A0 � 0,0357pulg.

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � P�� Q�0,9

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � 3600 psi � 1420,1555 �ö÷íø0,9

ùúûüýñóþ� � ð�,� �ñ

HP£� � 1,7 � 10B � ∆P � Q<

∆P � 3716.8698 psi = 1449 � 2267,8698 psi HP£� � 1,7 � 10B � 2267,8698 psi � 1940,1555 �ö÷íø

ùúñ� � ��,� �ñ


de 520 bl/día con una presión de operación superficial de 3600 psi, debe tener un

área de tobera de 0,01431pulg., e inyectar una tasa de fluido motriz de

1420,1551 bl/día con una bomba de superficie de 96,6 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, o sea 0,035775 pulg..

En la tabla 4.4 se presenta una alternativa de geometrías para la producción

deseada en el pozo SSF-49 de acuerdo a los datos calculados por cada

fabricante.

TABLA 4.4 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-49 KOBE OILMASTER GUIBERSON

TOBERA GARGANTA R=0.4




7 0.0111 6 0.0215 0.516

8 0.0131 7 0.0271 0.483

C 0.0123 3 0.0241 0.510

7 0.0278 0.399 8 0.0346 0.379 4 0.0314 0.392

8 0.0144 8 0.0359 0.401

9 0.0167 8 0.0346 0.483

D 0.0177 5 0.0380 0.466

9 0.0464 0.310 9 0.0441 0.379 6 0.0452 0.392

CLAW OILWELL




8 0.0122 F 0.0239 0.510

8 0.0136 G 0.0272 0.500

G 0.0311 0.392 H 0.0353 0.385

9 0.0148 G 0.0311 0.476

9 0.0181 H 0.0353 0.513

H 0.0376 0.394 I 0.0456 0.397

FABRICANTE BOMBA KOBE 8-A

OILMASTER 9-A GUIBERSON D-6

CLAW 9-H OILWELL 9-I


157


DATOS:

Pb: 1.010 psi Qs: 450 bl/día Pwh: 64 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.219 psi ¤¦= 0,47 cp API: 26 Tubería: GOR: 152 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 8.974 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 46.550 Casing: L: 8.974 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,04 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-J


TABLA 4.5 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración

úì 3.650 3.650

� 1 0,4621

¥ qñýñýþr 0,3890 0,3890

� ÕñýñýþÖ 0,3913 0,3913

�ì 1,2210 1,2210

� Õ �ó�í�Ö

552,7364 1196,2438

� 239,777 239,777

ú� �ñý� 4,5453 18,1031

ú �ñý� 7136,4546 7122,8968

�� Õ �ó�í�Ö

1002,7364 1646,2438

� Õñý�í�Ö

0,39 0,3896

�� 0,0179 0,0109

��ñýþ��ó �

65,4848 39,887

¤��ñ� 2,7582 2,7745

158


Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración

� 2.218,2327 2.218,2327

ú��ñý� 1,8277 4,4411

ú��ñý� 3.798,7471 3.565,1308

ù 0,6574 0,6594

� 0,4 0,4

�� 0,8 0,8

�î 0,0889 0,0889

�� 0,192 0,192

�� 1,03 1,03

�� 0,4621 0,4604

%�� 53,7933 0,3404




M� � �1 = 0,4�0,4 é 1.2191,3�7.122,8968 = 1.219�

M� � 0,5978

M ê M�

0,4604 < 0,5978


A" � 1.196,2438832D7.122,8968 = 1.2190,3890

� � í, í��ð ñòóôî

159

A0 � 0,0117980,4

A0 � 0,02949pulg.

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � P�� Q�0,9

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � 3650 psi � 1196,2438 �ö÷íø0,9

ùúûüýñóþ� � �î,�� ñ

HP£� � 1,7 � 10B � ∆P � Q<

∆P � P< = P;

∆P � 3565,1308 psi = 1219 � 2346,1308 psi HP£� � 1,7 � 10B � 2346,1308 psi � 1646,2438 �ö÷íø

ùúñ� � �ï,� �ñ



área de tobera de 0,011798 pulg., e inyectar una tasa de fluido motriz de








fabricante.


TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R


8 0.0144 8 0.0359 0.401

7 0.0103 6 0.0212 0.486

B 0.0095 2 0.0189 0.503

9 0.0464 0.310 7 0.0271 0.380 3 0.0241 0.394

9 0.0186 9 0.0464 0.401

8 0.0131 7 0.0271 0.483

C 0.0123 3 0.0241 0.510

10 0.0599 0.310 8 0.0346 0.379 4 0.0314 0.392

CLAW OILWELL

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R


7 0.0108 F 0.0239 0.452

7 0.0095 F 0.0215 0.442

G 0.0311 0.347 G 0.0272 0.349

8 0.0122 F 0.0239 0.510

8 0.0136 G 0.0272 0.500

G 0.0311 0.392 H 0.0353 0.385


OILMASTER 7-A GUIBERSON C-4

CLAW 8-G OILWELL 8-H


161


DATOS:

Pb: 807 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 74 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.100 psi ¤¦= 0,47 cp API: 26,3 Tubería: GOR: 263 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 8.330 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 30.570 Casing: L: 8.330 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,404 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A



úì 3.550 3.550 3.550

� 1 0,4495 0,4586

¥ qñýñýþr 0,3882 0,3882 0,3882

� ÕñýñýþÖ 0,4099 0,4099 0,4099

�ì 1,2997 1,2997 1,2997


548,9409 1.221,1169 1.196,9928

� 239,777 239,777 239,777

ú� �ñý� 4,1611 17,4083 16,7975

ú �ñý� 6.780,1540 6.766,9068 6.767,5176

�� Õ �ó�í�Ö

948,9409 1.621,1169 1.596,9928


0,3974 0,3936 0,3937

�� 0,1703 0,0997 0,1012


66,0728 38,6765 39,2608

162


¤��ñ� 2,4032 2,5677 2,5642

� 2.218,2327 2.218,2327 2.218,2327

ú��ñý� 1,5155 3,9775 3,8717

ú��ñý� 3.386,0453 3.356,9059 3.357,4741

ù 0,6735 0,6618 0,6620

� 0,4 0,4 0,4

�� 0,8 0,8 0,8

�î 0,0889 0,0889 0,0889

�� 0,192 0,192 0,192

�� 1,03 1,03 1,03

�� 0,4495 0,4586 0,4584

%�� 55,0452 2,0169 0,025




M� � �1 = 0,4�0,4 é 1.1001,3�6.767,5176 = 1.100�

M� � 0,5796

M ê M�

0,4584 < 0,5796


A" � 1.196,9928832D6.767,5176 = 1.1000,3883

� � í, í�îí ñòóôî

163

A0 � 0,01200,4

A0 � 0,03009pulg.

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � P�� Q�0,9

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � 3550 psi � 1196,9928 �ö÷íø0,9

ùúûüýñóþ� � ��, î� �ñ

HP£� � 1,7 � 10B � ∆P � Q<

∆P � P< = P;


ùúñ� � ��,� �ñ



área de tobera de 0,012038 pulg., e inyectar una tasa de fluido motriz de








fabricante.






7 0.0111 6 0.0215 0.516

7 0.0103 6 0.0212 0.486

B 0.0095 2 0.0189 0.503

7 0.0278 0.399 7 0.0271 0.380 3 0.0241 0.394

8 0.0144 8 0.0359 0.401

8 0.0131 7 0.0271 0.483

C 0.0123 3 0.0241 0.510

9 0.0464 0.310 8 0.0346 0.379 4 0.0314 0.392

CLAW OILWELL




7 0.0108 F 0.0239 0.452

7 0.0095 F 0.0215 0.442

G 0.0311 0.347 G 0.0272 0.349

8 0.0122 F 0.0239 0.510

8 0.0136 G 0.0272 0.500

G 0.0311 0.392 H 0.0353 0.385


OILMASTER 8-A GUIBERSON C-4

CLAW 8-G OILWELL 8-H


165

4.6. ANÁLISIS DEL POZO SSF-108D

DATOS:

Pb: 1.010 psi Qs: 450 bl/día Pwh: 75 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.231 psi ¤¦= 0,47 cp API: 25,3 Tubería: GOR: 180 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 9.080 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 39.200 Casing: L: 9.637 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,648 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A

La tabla 4.9 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo SSF-108D


úì 3.500 3.600 3.600

� 1 0,3749 0,3974

¥ qñýñýþr 0,3907 0,3907 0,3907

� ÕñýñýþÖ 0,4257 0,4257 0,4257

�ì 1,0981 1,0981 1,0981


538,3612 1.436,0127 1.354,7085

� 239,777 239,777 239,777

ú� �ñý� 4,6726 27,055 24,375

ú �ñý� 7.043,3315 7.020,9489 7.023,6292

�� Õ �ó�í�Ö

988,3612 1.886,0127 1.804,7085


0,4067 0,3991 0,3995

�� 0,2950 0,1546 0,1616


28,8478 15,1176 15,7986

166


¤��ñ� 2,1126 2,4397 2,4235

� 2.1728,1264 2.1728,1264 2.1728,1264

ú��ñý� 0,1998 0,6452 0,5958

ú��ñý� 3.767,7328 3.699,3894 3.702,7522

ù 0,7744 0,7431 0,7443

� 0,4 0,4 0,4

�� 0,8 0,8 0,8

�î 0,0889 0,0889 0,0889

�� 0,192 0,192 0,192

�� 1,03 1,03 1,03

�� 0,3749 0,3974 0,3966

%�� 62,507 6,0025 0,2124




M� � �1 = 0,4�0,4 é 1.2311,3�7.023,6292 = 1.231�

M� � 0,6064

M ê M�

0,3966 < 0,6064


A" � 1.354,7085832D7.023,6292 = 1.2310,3907

� � í, í��ï ñòóôî

167

A0 � 0,01350,4

A0 � 0,0337 pulg.

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � P�� Q�0,9

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � 3500 psi � 1354,7085 �ö÷íø0,9

ùúûüýñóþ� � �ð, ï� �ñ

HP£� � 1,7 � 10B � ∆P � Q<

∆P � P< = P;


ùúñ� � �ï,�� ñ

La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-108D para producir una tasa de

petróleo de 450 bl/día con una presión de operación superficial de 3550 psi, debe

tener un área de tobera de 0,01351 pulg., e inyectar una tasa de fluido motriz de







deseada en el pozo SSF-108D de acuerdo a los datos calculados por cada

fabricante.

TABLA 4.10 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-108D KOBE OILMASTER GUIBERSON

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R


7 0.0111 6 0.0215 0.516

8 0.0131 7 0.0271 0.483

C 0.0123 3 0.0241 0.510

7 0.0278 0.399 8 0.0346 0.379 4 0.0314 0.392

8 0.0144 8 0.0359 0.401

9 0.0167 8 0.0346 0.483

D 0.0177 5 0.0380 0.466

9 0.0464 0.310 9 0.0441 0.37868481 6 0.0452 0.392

CLAW OILWELL

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R


8 0.0122 F 0.0239 0.510

7 0.0095 F 0.0215 0.442

G 0.0311 0.392 G 0.0272 0.349

9 0.0148 G 0.0311 0.476

8 0.0136 G 0.0272 0.500

H 0.0376 0.394 H 0.0353 0.385


OILMASTER 9-A GUIBERSON D-6

CLAW 9-H OILWELL 8-H


169

4.7. ANÁLISIS DEL POZO AGU-01

DATOS:

Pb: 1.010 psi Qs: 1.540 bl/día Pwh: 88 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.470 psi ¤¦= 0,47 cp API: 24 Tubería: GOR: 690 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.280 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 73.400 Casing: L: 9.280 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,606 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 11-K

La tabla 4.11 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo AGU-01

TABLA 4.11 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera

Iteración

Segunda

Iteración

Tercera

Iteración

Cuarta

Iteración

Quinta

Iteración

úì 4.400 4.400 4.400 4.400 4.400

� 1 0,5018 0,4542 0.4370 0,4289

¥ qñýñýþr 0,3940 0,3940 0,3940 0,3940 0,3940

� ÕñýñýþÖ 0,4312 0,4312 0,4312 0,4312 0,4312

�ì 1,4451 1,4451 1,4451 1,4451 1,4451


538,3612 4.853,5765 5.361,4883 5.573,3537 5.677,4919

� 86,6640 86,6640 86,6640 86,6640 86,6640

ú� �ñý� 178,994 614,9781 734,902 787,6941 814,2208

ú �ñý� 7.877,4749 7.441,4911 7.023,6292 7.268,775 7.242,2484

�� Õ �ó�í�Ö

3.975,6169 6.393,5765 6.901,4883 7.113,3538 7.217,4419


0,4084 0,4029 0,4023 0,4021 0,4019

�� 0,2347 0.1459 0,1616 0,1312 0,1293


105,308 65,4820 60,6629 58,8561 58,0073

170

TABLA 4.11 CONTINUACIÓN Cálculos Primera

Iteración

Segunda

Iteración

Tercera

Iteración

Cuarta

Iteración

Quinta

Iteración

¤��ñ� 2,2531 2,4599 2,4849 2,4943 2,4987

� 3.502,3911 3.502,3911 3.502,3911 3.502,3911 3.502,3911

ú��ñý� 13,811 32,5827 37,3917 39,4833 40,5293

ú��ñý� 3.891,999 3.860,200 3.858,8897 3.858,6871 3.858,6552

ù 0.6077 0,6674 0.6898 0.7005 0.7059

� 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

� 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

î 0,0889 0,0889 0,0889 0,0889 0,0889

� 0,192 0,192 0,192 0,192 0,192

� 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03

! "# 0,5018 0,4542 0,4370 0,4289 0,4248

%$��%� 62,507 6,0025 3,8012 1,83 0,9598




M� � �1 = 0,4�0,4 é 1.4701,3�7.242,25 = 1.470�

M� � 0,6639

M ê M�

0,4248 < 0,6639


A" � 5.677,4419832D7.242,2483 = 1.4700,3940

� � í, íï�ðð ñòóôî

171

A0 � 0,056990,4

A0 � 0,14248 pulg.

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � P�� Q�0,9

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � 4400 psi � 5677,4919 �ö÷íø0,9

ùúûüýñóþ� � ��,�� ñ

HP£� � 1,7 � 10B � ∆P � Q<

∆P � P< = P;

∆P � 3858,6552psi = 1470 � 2388,6552psi HP£� � 1,7 � 10B � 2388,6552psi � 7217,4419 �ö÷íø

ùúñ� � îð�,� �ñ

La bomba tipo jet que requiere el pozo AGU-01 para producir una tasa de petróleo

de 1540 bl/día con una presión de operación superficial de 4400 psi, debe tener

un área de tobera de 0,05699 pulg., e inyectar una tasa de fluido motriz de

5677,4419 bl/día con una bomba de superficie de 471,86 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, o sea 0,1424 pulg..


deseada en el pozo AGU-01 de acuerdo a los datos calculados por cada

fabricante.

TABLA 4.12 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-01 KOBE OILMASTER GUIBERSON

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R


13 0.0517 13 0.1242 0.416

14 0.0562 13 0.1159 0.485

G 0.0452 11 0.1125 0.402

14 0.1668 0.310 14 0.1476 0.381 12 0.1452 0.311

14 0.0668 14 0.1668 0.400

15 0.0715 14 0.1476 0.484

H 0.0661 12 0.1452 0.455

15 0.2154 0.310 15 0.1879 0.381 13 0.1772 0.373

CLAW OILWELL

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R


13 0.045 N 0.1119 0.402

13 0.0498 M 0.1242 0.401

O 0.1445 0.311 N 0.1668 0.299

14 0.0658 O 0.1445 0.455

14 0.0624 M 0.1242 0.502

P 0.1763 0.373 N 0.1668 0.374


OILMASTER 14-A GUIBERSON H-13

CLAW 14-P OILWELL 14-N


173

4.8. ANÁLISIS DEL POZO AGU-08

DATOS:

Pb: 350 psi Qs: 600 bl/día Pwh: 96 psi ¤¥= 1,1825 cp Pwf: 691 psi ¤¦= 0,47 cp API: 34 Tubería: GOR: 233 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.112,5 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 56.000 Casing: L: 9.112,5 pies • OD: 5,5 pulg Fw: 0,711 • ID: 4,892 pulg Bomba: JET 8-A

La tabla 4.13 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo AGU-08

TABLA 4.13 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración

úì 3.600 3.600

� 1 0,2984

¥ qñýñýþr 0,3702 0,3702

� ÕñýñýþÖ 0,4268 0,4268

�ì 1,2195 1,2195

� Õ �ó�í�Ö 843,7134 2826,9367

� 86,664 86,664

ú� �ñý� 20,9309 182,2871

ú �ñý� 6.952,5936 6.791,2375

�� Õ �ó�í�Ö 1.443,7134 3.426,936712

� Õñý�í�Ö 0,3937 0,3801

�� 0,2954 0,1244

��ñýþ��ó � 27,9849 11,7896

174

TABLA 4.13 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración

¤��ñ� 0,9719 1,0938

� 540,8818 540,8818

ú��ñý� 11,2706 52,8012

ú��ñý� 3.695,3754 3.612,725

ù 0,9224 0,9192

� 0,5 0,5

�� 1 1

�î 0 0

�� 0,3 0,3

�� 1,03 1,03

�� 0,2984 0,2996

%�� 70,1544 0,3796




M� � �1 = 0,5�0,5 é 6911,3�6.791,2375 = 691�

M� � 0,2952

M ê M�

0,3966 < 0,6064


A" � 2.826,9367832D6.791,2375 = 6910,3702

� � í, íî��ï ñòóôî

175

A0 � 0,01350,5

A0 � 0,05351 pulg.

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � P�� Q�0,9

HP&��£!�õ � 1,7 � 10B � 3600 psi � 2826,9367 �ö÷íø0,9

ùúûüýñóþ� � �ðî, î� �ñ

HP£� � 1,7 � 10B � ∆P � Q<

∆P � P< = P;

∆P � 3612,725psi = 691 � 2921,725psi HP£� � 1,7 � 10B � 2921,725psi � 3426,936712 �ö÷íø

ùúñ� � ��í, î� �ñ

La bomba tipo jet que requiere el pozo AGU-08 para producir una tasa de petróleo


área de tobera de 0,0267 pulg., e inyectar una tasa de fluido motriz de 2826,9367

bl/día con una bomba de superficie de 192,23 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 veces más

grande que el área de la tobera, o sea 0,0535 pulg..


deseada en el pozo AGU-08 de acuerdo a los datos calculados por cada

fabricante.

TABLA 4.14 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-08 KOBE OILMASTER GUIBERSON

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R


10 0.024 9 0.0464 0.517

10 0.0212 8 0.0346 0.613

E 0.0241 6 0.0452 0.533

10 0.0599 0.401 9 0.0441 0.481 7 0.0531 0.454

11 0.031 10 0.0599 0.518

11 0.0271 9 0.0441 0.615

F 0.0314 7 0.0531 0.591

11 0.0774 0.401 10 0.0562 0.482 8 0.0661 0.475

CLAW OILWELL

TOBERA GARGANTA R

TOBERA GARGANTA R


11 0.0239 I 0.0447 0.535

10 0.0229 I 0.0456 0.502

J 0.0526 0.454 J 0.0593 0.386

12 0.0311 J 0.0526 0.591

11 0.0307 J 0.0593 0.518

K 0.0654 0.476 K 0.0764 0.402

FABRICANTE BOMBA KOBE 11-A-

OILMASTER 11-X GUIBERSON F-8

CLAW 12-K OILWELL 11-J


177

4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS

A continuación se presenta en la tabla 4.15 el resumen los valores obtenidos de

los cálculos realizados para los pozos de Shushufindi.

TABLA 4.15 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS SHUSHUFINDI

Estado Actual Escenario Propuesto

Q inyección BL BPPD Bomba Jet Q inyección

BL BPPD Bomba Jet

SSF-46 1.600 213 9-I 626 387 5-F SSF-49 1.380 104 8-A 1.420 118 9-H SSF-66 1.670 367 9-J 1.196 432 8-G SSF-99 1.860 80 9-A 1.197 238 8-G

SSF-108D 1.760 205 9-A 1.355 158 9-H TOTAL

969

1333

Elaborado por: Andrea Benavides, Enrique Vergara.

Al comparar las bombas seleccionadas en la tabla anterior correspondientes al

estado actual de los pozos y los cálculos realizados se puede observar que

existen bombas sobredimensionadas, por lo tanto, en estos casos la geometría

sugerida por los cálculos da como resultado un menor caudal de fluido motriz

menor al estado actual y un incremento en la producción de petróleo lo

representa menor potencia y mayor producción.

La tabla 4.16 muestra el resumen de los valores obtenidos de los cálculos

realizados para los pozos de Aguarico

TABLA 4.16 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS

AGUARICO

Estado Actual Datos Calculados

Q inyección BL BPPD Bomba Jet Q inyección

BL BPPD Bomba Jet

AGU-01 2.100 986 11-K 5.677 607 13-N AGU-08 1.530 130 8-A 2.827 173 12-K TOTAL 1116 780

Elaborado por: Andrea Benavides, Enrique Vergara

178

Se puede observar en los resultados de estos pozos que al realizar el cambio de

geometría de las bombas se tiene una menor producción por lo que podemos

concluir que en estos pozos no conviene realizar ningún cambio de geometría

entonces se mantendrán con las mismas bombas actuales.

179

CAPÍTULO V

ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO DEL PROYECTO

En un proyecto que busca ser implementado es importante realizar un análisis

económico para conocer que tan factible son los cambios que se proponen.

El estudio económico se basa fundamentalmente, en el análisis de inversiones,

ingresos, egresos, valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR); las

mismas que determinan la puesta en marcha de un proyecto y al mismo tiempo

nos indica si es o no rentable.

Un proyecto es económicamente rentable cuando:

• El valor actual neto (VAN) es mayor que cero.

• La tasa interna de retorno (TIR) es mayor a la tasa de actualización.

Es importante señalar que la tasa de actualización que Petroproducción maneja

en sus proyectos es del 12 % anual, es decir, 1 % mensual de acuerdo a

información del Departamento Financiero.

5.1. VALOR ACTUAL NETO (VAN) 9

Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado

número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La metodología

consiste en descontar al momento actual (es decir, actualizar mediante una tasa)

todos los flujos de caja futuros del proyecto. A este valor se le resta la inversión

inicial, de tal modo que el valor obtenido es el valor actual neto del proyecto. En la

tabla 5.1 se indican los parámetros para interpretar al valor actual neto.

9 http://es.wikipedia.org/wiki/Valor_actual_neto

180

La fórmula que nos permite calcular el Valor Actual Neto es:

( )∑= +

=n

nni

FncVAN

0 1 (5.1)

Que en su forma individual se expresa:

VAN � VP � �1 2 i�� (5.2)

Donde:

VP = Valor presente

VF = Valor futuro

Fnc = Flujo neto de caja

i = tasa de actualización o descuento

n = período de análisis

TABLA 5.1 INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO

Valor Significado Decisión a tomar

VAN > 0 La inversión producirá ganancias por

encima de la rentabilidad exigida Él proyecto puede aceptarse

VAN < 0 La inversión producirá ganancias por

debajo de la rentabilidad exigida El proyecto debería rechazarse

VAN = 0 La inversión no producir ni ganancias

ni pérdidas

Dado que el proyecto no

agrega valor monetario por

encima de la rentabilidad

exigida, la decisión debería

basarse en otros criterios,

como la obtención de un mejor

posicionamiento en el mercado

u otros factores.

FUENTE:http://es.wikipedia.org/wiki/Valor_actual_neto ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara

181

5.2. TASA INTERNA DE RETORNO 10

Está definida como la tasa de interés con la cual el valor actual neto (VAN) es

igual a cero. El VAN es calculado a partir del flujo de caja anual, trasladando

todas las cantidades futuras al presente. Es un indicador de la rentabilidad de un

proyecto, a mayor TIR, mayor rentabilidad.

Se utiliza para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de inversión.

Para ello, la TIR se compara con una tasa mínima o tasa de corte, el coste de

oportunidad de la inversión (si la inversión no tiene riesgo, el coste de oportunidad

utilizado para comparar la TIR será la tasa de rentabilidad libre de riesgo). Si la

tasa de rendimiento del proyecto - expresada por la TIR- supera la tasa de corte,

se acepta la inversión; en caso contrario, se rechaza.

Para el cálculo de la TIR se emplea la siguiente ecuación:

VAN � ∑ ��(N0�)�'��(P = I� � 0 (5.3)

Donde:

I� � Inversión a realizarse en el período “cero”

Fnc = Flujo neto de caja

n = período de análisis

En la tabla 5.2 se indica la interpretación de la tasa interna de retorno.

10 http://es.wikipedia.org/wiki/Tasa_interna_de_retorno

182

TABLA 5.2 INTERPRETACIÓN DE LA TASA INTERNA DE RETORNO Valor Significado Decisión a tomar

TIR > i El proyecto es rentable Acepto el proyecto

TIR < i El proyecto no es rentable No acepto el proyecto

FUENTE: http://es.wikipedia.org/wiki/Tasa_interna_de_retorno ELABORADO POR: Andrea Benavides Y Enrique Vergara

5.3. RELACIÓN COSTO / BENEFICIO (RCB) 11

La relación Costo/Beneficio (RCB), nos muestra de forma clara, la rentabilidad de

un proyecto considerando los ingresos generados, los gastos y la inversión, todos

calculados en el período de la inversión, su interpretación se encuentra en la tabla

5.3

RCB � ��%�� &��!�#��I�&� ��&��!�#��N��T��ó� (5.4)

TABLA 5.3 INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN COSTO/BENEFICIO Valor Significado Decisión a tomar

RCB > 1 Los ingresos son mayores a los egresos Es aceptable

RCB = 1 Los ingresos son iguales a los egresos Es indiferente

RCB < 1 Los ingresos son menores a los egresos No es aceptable

FUENTE: http://es.wikipedia.org/wiki/Relación_costo_beneficio ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

5.4. ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO

En este proyecto se busca incrementar la producción de los pozos con bombeo

hidráulico, manteniendo el mismo sistema de Levantamiento.

De los datos obtenidos en el capítulo anterior de cada pozo, puede concluirse que

los pozos aguarico 1 y 8, al cambiarse su geometría, no representan un aporte al

incremento de la producción, puesto que se requeriría de mayor energía y fluido

motriz. Por tal motivo, no es conveniente realizar ningún cambio de equipo ni 11 Tesis: Análisis técnico-económico para el cambio de levantamiento artificial en cuatro pozos del campo Shushufindi. Autores: Andrés Araya.

183

geometría, ya que los actuales tienen un funcionamiento adecuado. Por lo tanto,

la producción actual de estos pozos será la utilizada para futuras estimaciones

para lo cual se considerará al año 2011 como período de evaluación del proyecto.

5.4.1. COSTOS DE PRODUCCIÓN

Los costos de producción incluyen los costos de los trabajos a realizarse de

acuerdo con el análisis técnico, el tiempo de duración de los trabajos y la

producción de petróleo a recuperarse por los trabajos propuestos en cada pozo.

En la tabla 5.4 se presentan los costos de un trabajo de reacondicionamiento

típico para el cambio de geometría de la bomba jet de fondo, que serán aplicados

a los pozos objeto de análisis en este estudio.

TABLA 5.4 COSTOS DE TRABAJOS Operación - Material Costo

Movilización y supervisión 1.120

Técnico de Operación (día o fracción) 300

Camión Pluma (cargo básico 8 horas) 700

Nueva geometría (tobera+garganta+carcaza) 16.500

Procedimiento de cambio de bomba jet (reversada+bajada de

bomba) 1.680

Lubricador 224

Contigencias (+/-25%) 6.506

27.030

FUENTE: Costos estimados de las listas de precios de Petroproducción y Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

184

5.4.2. INGRESOS

Los ingresos se obtienen multiplicando el precio del barril de petróleo por el

número de barriles a ser producidos cada mes.

De acuerdo con los historiales de producción del campo se estima que su

declinación de producción es del 9% anual. Con lo que para el proyecto se

establece una declinación mensual del 0,75%, con el período mensual

considerado de 30,41 días y el período semanal de 7 días.

5.4.3. EGRESOS

Los egresos mensuales constituyen la suma entre los costos del trabajo de

reacondicionamiento típico para el cambio de geometría de la bomba jet de fondo

de los pozos productores y el costo de futuros reacondicionamientos, donde el

costo operativo de producción es de 10 dólares por barril.

El monto total de la ejecución del proyecto asciende a 135.150 dólares, durante

los doce meses del año 2011 considerados en el período de evaluación

económica del proyecto.

5.4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO

Los parámetros en los que se basa el estudio económico del presente proyecto

son los siguientes:

• Se han considerado tres escenarios para el presente estudio, el primero

con un costo del barril de petróleo de 66 dólares basado en el valor

establecido en el Contrato de Crédito actual que tiene Petroecuador con

Petrochina, en el cual esta cifra se tomó como valor referencial. El segundo

de 73,30 dólares el barril del petróleo, valor establecido para el

185

Presupuesto del Estado del año 2011. Por último 100 dólares, cifra que se

tiene planteada como objetivo para el 2011.

• Se estima una tasa de actualización anual del 12 % (tasa de actualización

mensual igual al 1%) valor emitido para un proyecto, de acuerdo al

Departamento Financiero de Petroproducción.

• No se considera depreciación contable de los equipos, puesto que no

intervienen los impuestos fiscales.

5.4.4.1. Primer Escenario

Para el caso del crudo de 66 dólares por barril, el proyecto presenta un VAN

positivo de 31’620.738 dólares. La evaluación económica se realiza para doce

meses y se calculó que al final de este tiempo se tendrá un TIR mensual de

2.324%.

Estos datos finales del análisis económico para el primer caso se muestran en la

tabla 5.5 y en la tabla 5.6 se indica el resumen de estos resultados y son

indicativos que el proyecto es rentable.

Como primer procedimiento se realiza el cálculo de la producción acumulada y los

ingresos totales en el año que corresponde a la fecha desde enero del 2011 hasta

diciembre del mismo año.

Para esto se considera en ambos casos:

ia = tasa de actualización bancaria anual 12% im = tasa de actualización bancaria mensual 0.01

TABLA 5.5 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 66 DÓLARES, PRIMER ESCENARIO.

MES PERÍODO REPARACIÓN POR POZO

PROD. ACUM. TOTAL POR

MES

INGRESO TOTAL

COSTO IMPLEMENTACIÓN

COSTO OPERATIVO

TOTAL EGRESOS

FLUJO DE CAJA

INGRESO TOTAL

INGRESO TOTAL

EGRESO TOTAL

EGRESO TOTAL

FLUJO DE CAJA

SUMATORIA FLUJO

BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

ENE 11 0

43334.3

135150 0 0 -135150 0 0 0 0 -135150 -135150

FEB 11 1 5 56106.5 3703025.7 561064.5 696214.5 3141961.2 3668218.732 3668218.7 689670.36 689670.36 3112428 2977278.015

MAR 11 2 55780.1 3681487.6 557801.2 557801.2 3123686.4 3612603.829 7280822.6 547364.22 1237034.6 3065239.6 6042517.628

ABR 11 3 55455.7 3660074.8 554556.8 554556.8 3105518.0 3557832.12 10838655 539065.47 1776100 3018766.6 9061284.275

MAY 11 4

55133.1 3638786.5

551331.3 551331.3 3087455.2 3503890.82 14342546 530892.55 2306992.6 2972998.3 12034282.55

JUN 11 5

54812.5 3617622

548124.5 548124.5 3069497.5 3450767.339 17793313 522843.54 2829836.1 2927923.8 14962206.35

JUL 11 6

54493.6 3596580.7

544936.5 544936.5 3051644.2 3398449.278 21191762 514916.56 3344752.7 2883532.7 17845739.07

AGO 11 7 54176.7 3575661.7 541766.9 541766.9 3033894.8 3346924.426 24538687 507109.76 3851862.5 2839814.7 20685553.73

SEP 11 8 53861.6 3554864.4 538615.8 538615.8 3016248.6 3296180.758 27834867 499421.33 4351283.8 2796759.4 23482313.16

OCT 11 9 53548.3 3534188 535483.0 535483.0 2998705.0 3246206.428 31081074 491849.46 4843133.2 2754357 26236670.13

NOV 11 10

53236.8 3513631.9

532368.5 532368.5 2981263.5 3196989.773 34278064 484392.39 5327525.6 2712597.4 28949267.52

DIC 11 11

52927.2 3493195.4

529272.0 529272.0 2963923.4 3148519.306 37426583 477048.38 5804574 2671470.9 31620738.44

6130471.0 2324% 37426582.81

5804574

31620738

ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

187

TABLA 5.6 RESULTADOS FINALES PARA EL PRIMER ESCENARIO

INVERSION TOTAL (USD) 6’130.471 TASA INTERNA DE RETORNO( MENSUAL) (TIRm) % 2.324% TASA INTERNA DE RETORNO( ANUAL) (TIR) % 4,11956E+16

VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 31’620.738

BENEFICIO/COSTO 6,45 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

5.4.4.2. Segundo Escenario

Para el caso del crudo de 73,30 dólares por barril, el proyecto presenta un VAN



2.627%.




Igual que para el primer caso para este se toman las mismas consideraciones de

tiempo y tasas de actualización.

TABLA 5.7 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 73,30 DÓLARES, SEGUNDO ESCENARIO.


PROD. ACUM. TOTAL

POR MES

INGRESO TOTAL


COSTO OPERATIVO

TOTAL EGRESOS

FLUJO DE CAJA

INGRESO TOTAL

INGRESO TOTAL

EGRESO TOTAL

EGRESO TOTAL

FLUJO DE CAJA

SUMATORIA FLUJO

BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

ENE 11 0

43334.3

135150 0 0 -135150 0 0 0 0 -135150 -135150

FEB 11 1 5 56106.5 4112602.8 561064.5 696214.5 3551538.3 4073946 4073946 689670.36 689670.36 3518155.2 3383005.2

MAR 11 2 55780.1 4088682.4 557801.2 557801.2 3530881.3 4012179.7 8086125.7 547364.22 1237034.6 3464815.5 6847820.7

ABR 11 3

55455.7 4064901.2

554556.8 554556.8 3510344.4 3951349.9 12037476 539065.47 1776100 3412284.4 10260105

MAY 11 4

55133.1 4041258.3

551331.3 551331.3 3489927.0 3891442.4 15928918 530892.55 2306992.6 3360549.8 13620655

JUN 11 5

54812.5 4017752.9

548124.5 548124.5 3469628.4 3832443.1 19761361 522843.54 2829836.1 3309599.6 16930255

JUL 11 6

54493.6 3994384.3

544936.5 544936.5 3449447.8 3774338.4 23535699 514916.56 3344752.7 3259421.8 20189676

AGO 11 7 54176.7 3971151.5 541766.9 541766.9 3429384.6 3717114.6 27252814 507109.76 3851862.5 3210004.8 23399681

SEP 11 8 53861.6 3948053.9 538615.8 538615.8 3409438.1 3660758.3 30913572 499421.33 4351283.8 3161337 26561018

OCT 11 9

53548.3 3925090.6

535483.0 535483.0 3389607.6 3605256.5 34518829 491849.46 4843133.2 3113407.1 29674425

NOV 11 10

53236.8 3902260.9

532368.5 532368.5 3369892.4 3550596.2 38069425 484392.39 5327525.6 3066203.8 32740629

DIC 11 11

52927.2 3879564

529272.0 529272.0 3350292.0 3496764.6 41566190 477048.38 5804574 3019716.2 35760345

6130471.0 2627% 41566190

5804574

35760345


189

TABLA 5.8 RESULTADOS FINALES PARA EL SEGUNDO ESCENARIO

INVERSION TOTAL (USD) 6’130.471 TASA INTERNA DE RETORNO( MENSUAL) (TIRm) % 2.627% TASA INTERNA DE RETORNO( ANUAL) (TIR) % 1,6933E+17 VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 35’760.345 BENEFICIO/COSTO 7,16 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

5.4.4.3. Tercer Escenario

Para el caso del crudo de 100 dólares por barril, el proyecto presenta un VAN



3.736%.




Al Igual que en los casos anteriores, para este se toman las mismas

consideraciones de tiempo y tasas de actualización.

TABLA 5.9 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 100 DÓLARES, TERCER ESCENARIO.


PROD. ACUM. TOTAL

POR MES

INGRESO TOTAL


COSTO OPERATIVO

TOTAL EGRESOS

FLUJO DE CAJA

INGRESO TOTAL

INGRESO TOTAL

EGRESO TOTAL

EGRESO TOTAL

FLUJO DE CAJA

SUMATORIA FLUJO

BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

ENE 11 0

43334.3

135150 0 0 -135150 0 0 0 0 -135150 -135150

FEB 11 1 5 56106.5 5610645 561064.5 696214.5 5049580.5 5557907.2 5557907.2 689670.36 689670.36 5002116.5 4866966.5

MAR 11 2 55780.1 5578011.5 557801.2 557801.2 5020210.4 5473642.2 11031549 547364.22 1237034.6 4926277.9 9793244.4

ABR 11 3

55455.7 5545567.8

554556.8 554556.8 4991011.0 5390654.7 16422204 539065.47 1776100 4851589.3 14644834

MAY 11 4

55133.1 5513312.9

551331.3 551331.3 4961981.6 5308925.5 21731130 530892.55 2306992.6 4778032.9 19422867

JUN 11 5

54812.5 5481245.5

548124.5 548124.5 4933120.9 5228435.4 26959565 522843.54 2829836.1 4705591.8 24128458

JUL 11 6

54493.6 5449364.6

544936.5 544936.5 4904428.2 5149165.6 32108730 514916.56 3344752.7 4634249 28762707

AGO 11 7 54176.7 5417669.2 541766.9 541766.9 4875902.3 5071097.6 37179828 507109.76 3851862.5 4563987.9 33326695

SEP 11 8 53861.6 5386158.1 538615.8 538615.8 4847542.3 4994213.3 42174041 499421.33 4351283.8 4494791.9 37821487

OCT 11 9

53548.3 5354830.3

535483.0 535483.0 4819347.3 4918494.6 47092536 491849.46 4843133.2 4426645.1 42248132

NOV 11 10

53236.8 5323684.8

532368.5 532368.5 4791316.3 4843923.9 51936460 484392.39 5327525.6 4359531.5 46607664

DIC 11 11

52927.2 5292720.3

529272.0 529272.0 4763448.3 4770483.8 56706944 477048.38 5804574 4293435.4 50901099

6130471.0 3736% 56706944

5804574

50901099


191

TABLA 5.10 RESULTADOS FINALES PARA EL TERCER ESCENARIO

INVERSION TOTAL (USD) 6’130.471 TASA INTERNA DE RETORNO( MENSUAL) (TIRm) % 3.736% TASA INTERNA DE RETORNO( ANUAL) (TIR) % 1,01422E+19 VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 50’901.099 BENEFICIO/COSTO 9,77 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

5.4.4.4. Análisis de resultados

De los resultados finales obtenidos de los tres casos se puede ver que los valores

más altos de tasa interna de retorno y valor actual neto se tiene en el tercer caso

ya que este es el mayor precio referencial tomado (100 dólares)

Por el contrario los valores menores de tasa interna de retorno y valor actual neto

se obtienen con el precio de crudo más bajo que es de 66 dólares, sin embargo

aún con este valor el proyecto es muy rentable debido a que el TIR es mucho

mayor al 100% por lo tanto la recuperación de la inversión se refleja en los

primeros meses de evaluación.

Con esto se puede concluir que para un valor promedio del crudo de 73,30

dólares (segundo caso) el valor actual neto es de 35’760.345 dólares y una tasa

interna de retorno del 2.627% lo cual es indicativo de que el proyecto es muy

rentable y la inversión se recupera en el primer mes de evaluación.

192

CAPÍTULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. CONCLUSIONES:

• El campo Shushufindi-Aguarico es uno de los más importantes con los que

cuenta el País, tanto por su producción de crudo liviano y gas como por las

reservas con las que cuenta, manteniendo en la actualidad una producción

promedio de 38.000 BPPD y 15.000 MPCD de gas en formación.

• La producción de agua en el campo se ha ido incrementando en los últimos

años, a tal punto que menos de la décima parte del campo se encuentra

libre de inundación de agua. Esto ha ido dificultando procesos de

producción, tanto en instalaciones, como trabajos de operación, debido a la

corrosión de las líneas de flujo, obstrucción por depositación de escala,

incrementando así, el consumo de químicos, mayor demanda de energía

eléctrica y problemas con el medio ambiente. Este efecto, en gran parte, es

provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo electro-

sumergible que es el más usado en el campo.

• El incremento en los sólidos suspendidos es un indicativo de corrosión,

formación de inscrutaciones o actividad bacterial; el cual puede ser

contrarrestado al tener un tratamiento químico eficiente.

• De los workovers analizados para los pozos con bombeo hidráulico del

campo Shushufindi – Aguarico se encontró que algunos de estos habían

operado con bombas electro-sumergibles, mas debido a la baja producción

y presencia de arenas esta no fue la mejor alternativa por las reparaciones

constantes que debían efectuarse, por lo que se optó por la

implementación de Bombeo Hidráulico, más económico y eficiente para

este caso.

• En base a los resultados obtenidos del estudio técnico se concluyó que las

bombas jet de los pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99 y SSF-108D

193

están sobre dimensionadas, puesto que con bombas de diferente

geometría podría obtenerse una mayor producción, trabajando con

parámetros similares a los actuales.

• De los resultados obtenidos del estudio técnico se concluye que con la

implementación de nuevas geometrías, puede obtenerse un incremento de

417 BPPD en los pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99, SSF-108D y un

ahorro de 2.476 barriles de fluido motriz.

• En los pozos aguarico 01 y 08 no se consideró rentable el cambio de

geometría, puesto que esta demandaba un incremento sustancial de

energía y fluido motriz, por lo que la geometría actual es la adecuada.

• Del estudio económico se obtuvo que la inversión total del proyecto es de

135.150 dólares, recuperando la inversión en el primer mes de iniciado el

mismo con un flujo neto de caja actualizado positivo.

• Se concluye que este proyecto es económicamente rentable para los tres

casos propuestos. En el primero, para un precio del crudo de 66 dólares, el

VAN de 31’620.738 dólares es mayor que cero; el TIR de 2.324% mensual

es mayor a la tasa de actualización mensual del 1%; la relación

Costo/Beneficio es de 6,45, lo que indica la rentabilidad del proyecto, al ser

mayor a 1. En el segundo, para un crudo de 73,30 dólares, el VAN es de

35’760.345 dólares; el TIR de 2.627% mensual; y con una relación

Costo/Beneficio de 7,16. Y en el tercero, para un crudo de 100 dólares, el

VAN es de 50’901.099 dólares; el TIR de 3.736% mensual; y con una

relación Costo/Beneficio de 9,77.

• En referencia al Plan de Manejo Ambiental, este está conformado por

planes y programas, cada uno de los cuales en su totalidad o en parte

contribuirán a evitar, rectificar, reducir o compensar los impactos

provocados por las fases y actividades hidrocarburíferas en el Campo

Shushufindi.

194

6.2. RECOMENDACIONES:

• Se recomienda cambiar las geometrías de las bombas Jet instaladas en los

pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99, SSF-108D, de acuerdo con el

presente estudio, puesto que con una baja inversión se incrementará la

producción de los pozos, y por el análisis económico realizado el proyecto

es económicamente rentable.

• En los pozos AGU-01 y AGU-08, de acuerdo al estudio realizado, no se

recomienda el cambio de geometría, ya que presenta una alta demanda de

energía y fluido motriz, por lo que la geometría actual es la adecuada.

• Es necesario ejecutar trabajos de pruebas de pozos para poder contar con

datos actualizados de los pozos del campo Shushufindi–Aguarico,

obteniéndose de este modo índices de productividad y declinación a

medida que avanza la producción, lo que permitirá diseñar y mantener los

equipos.

• Se deben tener presente los problemas que existen en las facilidades de

producción ya que no se ha dado renovación de equipos y tuberías,

además de que las instalaciones de superficie en muchos casos ya han

cumplido el tiempo de vida útil especificado por el fabricante.

• Se recomienda mantener un tratamiento químico eficiente para mitigar la

formación de incrustaciones, actividad bacterial y más aún el incremento de

sólidos suspendidos puesto que estos son un indicativo de corrosión.

• Se recomienda realizar un control periódico de la salinidad del agua de

producción, principal causante del problema de cavitación en las bombas

jet, para disminuir el uso de químicos y mejorar la producción.

• La seguridad industrial es de trascendental importancia para el desarrollo

armónico y ordenado de una empresa. Por lo tanto, es menester apoyarla a

fin de que juegue un papel decisivo en la preservación principalmente de la

vida y salud del trabajador, así como de las instalaciones. Una forma puede

ser dando charlas informativas permanentes al personal de operación en el

Campo.

195

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. Baby P., Rivadeneira M., Barragán R. (2004) “La Cuenca Oriente: Geología y

Petróleo” Quito

2. Amaya J. y Armando Chanatásig , (2009), Programa de Diseño Unificado de

Bombeo Hidráulico para la selección de Bomba Jet y Pistón usadas en las

operaciones de Petroproducción, Quito.

3. Molina, Freddy , (2004), “Desarrollo de software para el diseño de

Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico, tipo Pistón y Jet”. Quito.

4. Cueva, Luis , (2001), “Estudio de la optimización del fluido motriz para

Bombeo Hidráulico en el campo Sacha”. Quito

5. Martínez, Ángel , (2002), “Análisis técnico del comportamiento del Sistema

de Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico y Electrosumergible del

campo Coca - Payamino”. Quito

6. Melo V. (2007), “Folleto de Levantamiento Artificial”. Quito

7. Silva M. (2008), “Estudio para optimizar las facilidades de superficie en el

sistema de reinyección de agua en la estación sur del campo shushufindi”

Quito.

8. Zaldumbide J. (2009), “Optimización de las facilidades de producción de la

estación Shushufindi central para las actuales condiciones de operación del

campo” Quito

9. Departamento de Ingeniería de Petróleos. (2010): Forecast y archivos

técnicos del Campo Shushufindi-Aguarico, Distrito Oriente.

196

ANEXOS

197

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO No 1 ........................................ ............................................................... 198 SUMARIO DE RESERVAS TÉCNICA CERTIFICADAS POR RESERV ORIO .. 198

TABLA A-1.1. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO BASAL TENA ............... 199 TABLA A-1.2. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U SUPERIOR .... 199 TABLA A-1.3. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U ....................... 200 TABLA A-1.4. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO T ........................ 200

ANEXO No 2 ........................................ ............................................................... 201 PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACÍO) .................................. ....................................................... 201

FIGURA A-2.1. PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACIO) ........................................................................................... 202

ANEXO No 3 ........................................ ............................................................... 203 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS GUIBERSON, KOBE Y OILMASTER ....................... ......................................... 203

TABLA A-3.1. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES DE GARGANTA PARA BOMBAS GUIBERSON ................................................................................... 204 TABLA A-3.2. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE KOBE (pg2) ........... 205 TABLA A-3.3. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE NATIONAL (pg2) ... 206

ANEXO No 4 ........................................ ............................................................... 207 DIAGRAMAS ACTUALES DE LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULI CO .... 207

FIGURA A-4.1. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-46 ........................... 208 FIGURA A-4.2. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-49 ........................... 209 FIGURA A-4.3. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-66 ........................... 210 FIGURA A-4.4. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-99 ........................... 211 FIGURA A-4.5. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-108D ....................... 212 FIGURA A-4.6. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU-01 .......................... 213 FIGURA A-4.7. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU-08 .......................... 214

ANEXO No 5 ........................................ ............................................................... 215 COSTOS DE LAS BOMBAS JET CLAW Y PRINCIPALES ACCESOR IOS Y HERRAMIENTAS DE FONDO ............................. .............................................. 215

TABLA A-5.1. LISTA DE PRECIOS DE BOMBAS Y ACCESORIOS SERTECPET .... 216

198

ANEXO No 1

SUMARIO DE RESERVAS TÉCNICA CERTIFICADAS POR

RESERVORIO

199

TABLA A-1.1. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO BASAL TENA

Reservorio BASAL TENA Información al 31/12/2008

POES 2P

FR

Reservas Probadas Reservas Técnicas Certificadas

Recuperables Totales

Producción Acumulada (Np)

RA No. de Pozos Probadas Remanentes

Probables Posibles

MBls % MBls MBls % Total Activos MBls

86.588,9 25 21.647,2 4.607,9 532 6 4 17.039,3 - -

FR: Factor de recobro final esperado para el reservorio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio.

Comentarios: El reservorio Basal Tena tiene una producción acumulada de 4.607,9 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12-2008 se encontraba activo con cuatro (4) pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 1.206 bppd con 43,3% de BSW. La producción acumulada de agua es de 1.733,9 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 27,34% Las reservas probadas recuperables que totalizan 21.647.225 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un factor de recobro de 25%. FUENTE: NTC Energy Group C.A.

TABLA A-1.2. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U SUPERIOR

Reservorio NAPO U Superior Información al 31/12/2008

POES 2P

FR





Probables Posibles


725.236,1 30 181.309,0 13.785,5 19 - 16 167.523,5 - -

FR: Factor de recobro final esperado para el reserv orio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio.

Comentarios: Tiene una producción acumulada de 13.785,5 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12-2008 se encontraba activo con 16 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 8.072 bppd con 59,9% de BSW. La producción acumulada de agua es de 20.533,1 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 59,8% Las reservas probadas recuperables que totalizan 181.309.035 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 30,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A.

200

TABLA A-1.3. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U

Reservorio NAPO U Información al 31/12/2008

POES 2P

FR





Probables Posibles


1.197.850,6 45 539.032,8 373.457,5 312 - 45 165.575,3 - -


Comentarios: El reservorio U tiene una producción acumulada de 373.457,5 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12-2008 se encontraba activo con 45 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 26.010 bppd con 62,7% de BSW. La producción acumulada de agua es de 181.064,3 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 37,2%. Las reservas probadas recuperables que totalizan 539.032.792 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 45,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A.

TABLA A-1.4. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO T

Reservorio Napo T Información al 31/12/2008

POES 2P

FR





Probables Posibles


1.655.440,2 53 877.383,3 735.549,8 444 - 20 141.833,5 - -


Comentarios: Tiene una producción acumulada de 735.549,8 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12-2008 se encontraba activo con 20 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 9.401 bppd con 72,4% de BSW. La producción acumulada de agua es de 263.559,8 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 24,72%. Las reservas probadas recuperables que totalizan 877.383.322 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 53,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A.

201

ANEXO No 2

PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA

HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACÍO)

202

FIGURA A-2.1. PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACIO)

FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V., 2007

Kobe “E”, Guiberson Power Lift II

Kobe D Doble

Kobe D Simple, National V II

Kobe B Doble, National V doble motor,F, FE, FEB

Kobe B Simple

Kobe A Doble, National VFR doble motor

Kobe A Simple, National VFR Simple,Guiberson Power Lift I

203

ANEXO No 3

RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA

BOMBAS GUIBERSON, KOBE Y OILMASTER

204

TABLA A-3.1. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES DE GARGANTA PARA BOMBAS GUIBERSON 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: Folleto de Levantamiento Artificial. Ing. Melo V., 2007

205

TABLA A-3.2. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE KOBE (pg2)

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

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


206

TABLA A-3.3. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE NATIONAL (pg2)

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


207

ANEXO No 4

DIAGRAMAS ACTUALES DE LOS POZOS CON BOMBEO

HIDRÁULICO

208

FIGURA A-4.1. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-46

FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos, Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara

W.O. # 19

RTE = 849' COMPLETACION 22-FEB-74

GLE = 834' WO# 18: 09-Abr-00

WO# 19: 01-Ene-03

9 5/8" Casing Superficial

10 Tubos, H-40, 32.5 LBS/PIE, ST&C@342

9 5/8" Zapato Guía Cementado con 325 sacos

5 1/2" Casing

5 TUBOS N-80,17 LBS/PIE STEC @ 148'

70 TUBOS J-55,17 LBS/PIE LTEC @ 2427'

98 TUBOS J-55,14 LBS/PIE, STEC @ 5622'

56 TUBOS J-55,15,5 LBS/PIE STEC @ 7465'

55 TUBOS J-55,17 LBS/PIE LTEC @ 9218'

6 TUBOS N-80,17 LBS/PIE STEC @ 9415'

1 TUBO N-80,17 LBS/PIE, LTEC @ 9431'

2 TUBOS N-80,17 LBS/PIE, STEC @ 9500'

2 7/8" EUE , N-80, 6.5 LBS/PIE, 284 TUBOS

+ 1 TUBO CORTO

8976' 2 7/8" CAVIDAD GUIBERSON PL-II

2 7/8 N-80 , 1 TUBO

2 7/8" JUNTA DE SEGURIDAD

9025' 2 7/8 N-80 , 1 TUBO

2 7/8"x 2 3/8" EUE, REDUCCION

9062'

5 1/2"x 2 3/8"EUE, PACKER ARROW

2 3/8" EUE, N-80 , 2 TUBOS

ARENA "U" (8DPP) 9130'

9144'- 9168' (24') 2 3/8" EUE,CAMISA DESLIZABLE (ABIERTA)

2 3/8" EUE, N-80 , 4 TUBOS

9262' 5 1/2" x 2 3/8" EUE PACKER ARROW

2 3/8" EUE, N-80, 3 TUBOS

9358' 2 3/8" EUE CAMISA DESLIZABLE

ARENA "T" (4DPP)

9356'-9358' (2')SQZ WP #07 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO

9358'- 9386' (28') 9393' 2 3/8" EUE TAPON CIEGO

9386'-9401'(16')SQZ WO #07

9410' COTD

9465' COLLAR FLOTADOR

9500' ZAPATO GUIA CEMENTADO W/500SXS

Por: S. Piñeiros/92101

SSF - 46

342'

PT=9510'PT (LOG)=9513'

209



COMPLETACION INICIAL: 21-ABR-1974 RTE: 842' WO # 17: 29-MAR-2007 GLE: 826' WO # 18: 15-MAY-2007

WO # 19: 23-AGO-2007 WO # 20: 23-MAR-2009 WO # 21: 04-DIC-2009 10 3/4" CASING SUPERFICIAL9 TUBOS; H-40; 40.5 LBS/PIE

313' ZAPATO SUPERFICIAL CEMENTADO CON 325 SxS TIPO "A"

7" CASING:70 TUBOS, C-95, 26 LBS/PIE, LT&C @ 1997'60 TUBOS, K-55, 26 LBS/PIE, ST&C @ 4000'112 TUBOS, K-55, 23 LBS/PIE, ST&C @ 7993'31 TUBOS, K-55, 23 LBS/PIE, LT&C 1 TUBO, J-55, 23 LBS/PIE, LT&C a 9128'

TUBERIA CLASE "B" 2 TUBOS, K-55, 23 LBS/PIE, LT&C Requisición NO SE REGISTRA 10 TUBOS, N-80, 26 LBS/PIE, LT&C @ 9458'Proveedor: PORQUE NO CAMBIANFabricante: TUBERIA

3 ½" EUE, N-80, 285 TUBOS, CLASE "B" BAJADAWO #21

8856' 3 1/2" x 2 7/8" X-OVER

8857' 2 1/2" X 48" CAVIDAD OILMASTER (SOLIPET)8883'

2 7/8" EUE, N-80, 6.5 LPP, 1 TUBO CLASE "B"8912' 2 7/8" x 3 1/2" X-OVER

3 1/2", SAFETY JOINT (COMPRA BAKER JCP-0017)

3 1/2" x 2 7/8" X-OVER 2 7/8" EUE, N-80, 6.5 LPP, 1 TUBO CLASE "B"

8944' 2 7/8" x 3 1/2" X-OVER8945' 7" x 3 1/2" PACKER "HS" BAKER8949' 3 1/2" x 2 7/8" X-OVER

2 7/8" EUE, N-80, 6.5 LPP, 1 TUBO CLASE "B"2 7/8" x 2 3/8" X-OVER

8982' 2 3/8" EUE, NO-GO; BAKER

8985' 2 3/8" EUE, N-80,6.5 LPP, TUBO CORTO CLASE "A "ARENA NAPO "U" (4DPP)

9024' - 9030' (6')

9050' - 9060' (10')

9060' - 9070' (10') SQZ WO#6

9100' CIBP (WO #21)

9111' TOPE CABEZA DE PESCADO ( W.O # 21 )

(MITAD DEL PACKER7" X 3 1/2" HYDRO 1 + 3 1/2" X 2 7/8" X-OVER +

2 7/8" TUBO + 2 7/8" X 2 3/8" X-OVER + 2 3/8" NO-GO + 2 3/8" TUBO CORTO)

9150' CIBP (WO #20)ARENA NAPO "T"(5DPP)9260' - 9272' (12') 9272' - 9285' (13') SQZ WO#69285' - 9302' (17') SQZ WO#5

9334' RETENEDOR DE CEMENTO WO#6

9370' - 9372' (2') SQZ WO#69403' COLLAR FLOTADOR9458' ZAPATA GUIA CEMENTADA

CON 500 SXS CLASE "G"

POR: ING. MARIO ROBLES / 92103

SSF-49WO # 21

PT(LOG)=9452'

9070' - 9076' (6') SQZ WO#5

PT(DRILL)=9460'

SSS

SSS

210



FECHA COMPLETACION 23 - FEB - 86

WO # 03: 26 - NOV - 99RTE : 824' WO# 04: 18-JUN- 00GLE : 804' WO# 05: 31-OCT- 09

WO# 06: 22-NOV- 09

10 3/4" CASING SUPERFICIAL50 TUBOS, K-55, 40.5 LBS/PIE, @ 2004'

2004' 10 3/4", ZAPATA SUPERFICIAL CEMENTADA CON 1000 SXS

NOTASE BAJA LA MISMA

TUBERIA SEC QUE SE

BAJO EN W.O # 5 7" CASING:242 TUBOS,N-80,26 LBS/PIE, LTC

285 TUBOS, 3 1/2'', 9.2 LBS/PIE, TN-70, SEC, CLASE "B"+7" DE PUP JOINT+ 3 1/2'' SEC x 3 1/2" EUE,EN HANGE R

7940' TOPE DE CEMENTO

8889' X-OVER, 3 1/2" EUE,PIN x 3 1/2" SEC,BOX 8890' 3 1/2" EUE, CAMISA (ID=2.81). PETROTECH

X-OVER, 3 1/2" SEC,PIN x 3 1/2" SEC,BOX

1 TUBO, 3 1/2'', 9.2 LBS/PIE, TN-70, SEC, CLASE "B"X-OVER, 3 1/2" EUE,PIN x 3 1/2" SEC,BOX

8927' 3 1/2" NO-GO , EUE, ( ID=2,75")X-OVER, 3 1/2" EUE,PIN x 3 1/2" SEC,BOX 1 TUBO, 3 1/2'', 9.2 LBS/PIE, TN-70, SECX-OVER, 2 7/8" EUE,PIN x 3 1/2" SEC,BOX

8964' 7" X 2 7/8" PACKER ARROW1 PUP JOINT 2 7/8'', EUE, N-80

8977' 1 NO-GO 2 7/8'', EUE, ( ID=2,25")1 MULE SHOE 2 7/8'', EUE

8980

ARENA NAPO "U"(11DPP)9016' - 9039' (23') 9049' - 9059' (10') 9055' (COTD W.O # 5 )

(PESCADO W.O # 5 )( 1 TUBO CORTO + 1 NO-GO 2 7/8" + 1 NEPLO CAMPANA 2 7/8'')

PRIMER PESCADO (WO # 2)( PARTE TUBO + NO-GO 2 7/8" + P J. + NEPLO CAMPANA 2 7/8'')

9100' 7" CIBP (CPI)ARENA NAPO "T"(4DPP)9248' - 9253' (5')9256' - 9268' (12')

9305' 7" COLLAR FLOTADOR

9346' 7" ZAPATO GUIA,CEMENTADO CON 800 SXS TIPO "G"

POR: C.CASTILLO /92350

SSFD - 66WO - 06

PT.L= 9348'PT.D= 9337'

211



COMPLETACION: 12-JUNIO-1998COMPLETACION: 12-JUNIO-1998COMPLETACION: 12-JUNIO-1998COMPLETACION: 12-JUNIO-1998

WO#01: 23- JULIO-1998

RTE : 849' WO#02: 01- DICIEMBRE- 2003

GLE : 832' WO#03: 15- MARZO- 2006

WO#04: 10- MAYO- 2008

10 3/4" CASING SUPERFICIAL10 3/4" CASING SUPERFICIAL10 3/4" CASING SUPERFICIAL10 3/4" CASING SUPERFICIAL

76 TUBOS; K-55; 40,5 LBP/PIE; 8RD-R3

2971' 10 3/4" ZAPATO SUPERFICIAL CEMENTADO CON

1400 SXS TIPO "A".

7" CASING 217 TUBOS; C-95; 26 LB/FT; 8RD-R3 A 9465'

8028' D.V. TOOL

3 1/2", EUE, N-80, 261 TUBOS CLASE "B"

8118'3 1/2¨x 2 7/8¨ X-OVER

2 7/8",EUE, CAVIDAD OILMASTER (2.5" X 48")

8145' 2 7/8¨, EUE, N-80, 1 TUBO

8177' 2 7/8", EUE, N-80, SAFETY JOINT

2 7/8¨, EUE, N-80, 1 TUBO

8212'7" X 2 7/8" PACKER ARROW

2 7/8¨x 2 3/8¨ X-OVER

2 3/8¨, EUE, N-80, 3 TUBOS

8313' 2 3/8¨, EUE, CAMISA (ID= 1,87")

2 3/8¨, EUE, N-80, 11 TUBOS

2 3/8¨x 2 7/8¨ X-OVER

8668' 7" x 2 7/8" PACKER ARROW

2 3/8¨, EUE, N-80, 12 TUBOS

2 3/8", EUE, CAMISA (ID= 1,87")

9092' - 9102' (10') 2 3/8¨ EUE, N-80, 5 TUBOS

9110' - 9118' (8') 2 3/8¨ x 2 7/8¨ X-OVER

9213' 7" x 2 7/8" PACKER ARROW

2 7/8¨ x 2 3/8¨ X-OVER

2 3/8¨, EUE, N-80, 1 TUBO

9250' 2 3/8¨, EUE, CAMISA (ID= 1,87")

2 3/8¨, EUE, N-80, 1 TUBO

9284' 2 3/8", EUE, TAPON CIEGO

9292' - 9304' (12') SQZ (W.O-02)

9314' - 9330' (16') SQZ (W.O-02)

9390' COTD W.O # 04

9465' 7" ZAPATO GUIA

CEMENTADO CON 500 Sxs TIPO "G"

Por: Z. Mezza S / 95029Por: Z. Mezza S / 95029Por: Z. Mezza S / 95029Por: Z. Mezza S / 95029

SSF - 99WO - 04

ARENA "BT" ( 10 DPP)

PT (L) : 9486'PT (D) : 9465'

ARENA "T" ( 5 DPP)ARENA "T" ( 5 DPP)ARENA "T" ( 5 DPP)ARENA "T" ( 5 DPP)

8320' - 8340' (20')

ARENA "TS" ( 5 DPP)ARENA "TS" ( 5 DPP)ARENA "TS" ( 5 DPP)ARENA "TS" ( 5 DPP)

9256' - 9270' (14')

2 7/8¨x 2 3/8¨ X-OVER

9421'

ARENA "U" (5 DPP)ARENA "U" (5 DPP)ARENA "U" (5 DPP)ARENA "U" (5 DPP)

7" COLLAR FLOTADOR

9051'

212

FIGURA A-4.5. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-108D


SSF - 108 D

MD TVD

R.T.E : 868.9' COMPLETACION: 06-JUNIO-2006

G.L.E : 838.4' WO #. 01: 15 - JUNIO - 2007E.M.R : 30,5' WO #. 02: 20 - OCTUBRE - 2007

TR 20" ( PILOTEADO ) 2 TUBOS,H-40, 94 LBP/PIE, STEC.

70' 20" ZAPATO GUÌA SUPERFICIAL 70'

TR 13 3/8" , P-110, 68 Lbs/P, BTC, 14 TUBOS

518' 13 3/8" ZAPATO GUÌA 518' MD=518'

CEMENTADO CON 368 SXS CLASE "A" INC=0,34º

KOP @ 1000'

CABLE PLANO 2 TR 9 5/8", K-55, 47 Lbs/P, BTC.CON CAPILAR. 225 TUBOS

4319' MD=4623' INC=40,62º

5602' MD=6132'INC=18,05º

3 ½" EUE, N-80, 9.3 Lb/FT, 305 TUBOS

7754' 7" COLGADOR DE LINER 7726' MD=8282' INC=0,09º

8062' 9 5/8" ZAPATO GUÌACEMENTADO CON 2553 SXS TIPO "G" 8102' MD=8659'

INC=0,29º TR 7", C-95, 26 Lbs/P, BTC, 49 TUBOS

9483' 3 ½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID= 2,81") 3 ½" EUE, N-80, 1 TUBO

9517' 3 ½" EUE, NO-GO ( ID=2,75" )

3 1/2" EUE, 1 TUBO3 ½" x 2 7/8'' EUE, CROSS OVER

9549'9552' 7'' x 2 7/8" EUE, "ARROW" PACKER

9558' 2 7/8'' EUE, 1 TUBO

9587' 2 7/8" EUE, NO-GO

9590' 2 7/8" EUE, TUBO C0RTO

ARENA "Ui" (10 DPP )9628' - 9648' ( 20' ) 9142' MD=9699'

INC=1,05º

9700' 7" CIBP ARENA "T" ( 5 DPP )

9752' - 9776' ( 24' )

9788' - 9798' ( 10' )

9808' - 9822' ( 14' )

9892' 7" CIBP

ARENA "Hs" ( 5 DPP )

9960' - 9968' (8' )

10000' 7" CIBP 9425' MD=9982'

10022' COLLAR FLOTADOR INC=1,04º

10070' 7" ZAPATO GUIA DE FONDO 9558' MD=10115'

CEMENTADO CON 629 SXS TIPO "G" INC=0,73º

ING. WALTER PAREDES / 92182

W.O. 02

PT=(D) 10115'

213

FIGURA A-4.6. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU-01


EMR: 938' FECHA COMPLETACION: 06 - ABRIL - 69ES: 922' WO #. 15: 21-ABRIL-01

WO #. 16 : 20-JUNIO-039 5/8" CASING SUPERFICIAL31 JTS J-55, 36 L/P @ 1001'

1001' 9 5/8" ZAPATA SUPERFICIAL CEMENTADA

CON 475 SxS TIPO "G"

7" CASING, 315 JTS, N-80, 26 L/P @ 9796'

5 1/2" LINER: 232 JTS, N-80, 17 L/P @ 9349'

2 7/8" EUE, N-80, 285 TUBOS

8700'

8259'

9062' 2 7/8" TUBO DE SEGURIDAD

2 7/8" x 2 3/8" EUE, CROSS OVER

5 1/2" x 2 3/8" COMP. PACKERARENA NAPO "G-2" (6 DPP)

2 3/8" EUE, N-80, 2 TUBOS

ARENA NAPO "U" (4 DPP)

9303'

9340' 5 1/2" CIBP(WO-07)ARENA NAPO "T" (4 DPP) 9349' 9476' - 9490' (14')

9371' COTD 9737' COLLAR FLOTADOR

7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 290 SxS "G" por: J. Cotrina / 90742

2 3/8", EUE, CAMISA

2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO

9290' - 9298' ( 8')

9153' - 9165' (12')

2 3/8" TAPON CIEGO

5 1/2" ZAPATA GUIA PERFORADA Y

9276' - 9286' ( 10')

9230'

9164'2 3/8", EUE, CAMISA

CEMENTADA CON 173 SxS "G"

TOPE DE CEMENTO 7"

2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

5 1/2" x 2 3/8" "FH" PACKER

2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO

TD = 9850'

9796'

2 3/8" EUE, N-80, 2 TUBOS

2 7/8" CAVIDAD OILMASTER9005'

AGU-01W.O # 16

CON 150 SxS "A" CSG 7" ROTO @ 5386'

4190'-4192' (2') SQZ (WO-09)

9268'

9095'

COLAPSO REPARADO EN CSG 5½" DESDE 5384' HASTA 5500'. (WO-09)

9268'

9095'

214

FIGURA A-4.7. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU-08


RTE : 858,4' FECHA COMPLETACION: 20 de Septiembre de 1973GLE : 842,6' W.O. # 07: 30-Marzo-05

3 1/2" TUBO CORTO W.O. # 08 : 10-Julio-06W.O. # 09: 28-Sept-09

9 5/8" CASING SUPERFICIAL10 Tubos, H-40, 32,2 LBS/FT, ST&C

323' ZAPATA SUPERFICIAL CEMENTADA CON 250 SxS TIPO "R" 5 1/2" CASING

5 TUBOS, N-80, 17 LBS/PIE, LT&C, R-2 @ 164'70 TUBOS, J-55, 17 LBS/PIE, LT&C, R-2 @ 32371'

INFORMACION PARA TRAZABILIDAD 98 TUBOS, J-55, 14 LBS/PIE, ST&C, R-2 @ 5370'DE TUBERIA Y ACCESORIOS 56 TUBOS,J-55, 1505 LBS/PIE, ST&C, R-2 @7215'DE LA COMPLETACION 52 TUBOS, J-55, 17 LBS/PIE, LT&C, R-2 @8892'

19 TUBOS, N-80, 17 LBS/PIE,ST&C, R-2, @ 9508'1 TUBO, N-80, 17 LBS/PIE, LT&C, R-2 @ 9540'

CEMENTACION SEGUNDA ETAPA CON 360 SxS TIPO "G"NOTA: ACCESORIOS DE COMPLETACION SQUEEZE CON 150 SxS TIPO "G"QUE CONECTAN ROSCAS EUE A SIDER-CA SE LO HIZO CON X-O FABRICADOS 2 7/8" EUE, SD, 268 TUBOS

8318' 2 7/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (I.D.=2,31")2 7/8" SD, 1 TUBO

8354' 2 7/8" EUE, NO GO (I.D.=2.25")2 7/8" SD, 1 TUBO2 7/8" SD BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER5 1/2" x 2 3/8" EUE, PACKER "ARROW"2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" SD PIN, X-OVER

ARENA "BT"8475' - 8477' (2') Sqz W.O.-68484' - 8492' (8') 9 DPP 2 7/8" SD, 20 TUBOS8492' - 8508' (16') 5 DPP8520' - 8522' (2') Sqz W.O.-6 2 7/8" SD BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER

9022' 5 1/2" x 2 3/8" EUE, PACKER "ARROW"2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" SD PIN, X-OVER2 7/8" SD, 3 TUBOS

ARENA "US" 2 7/8" SD BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER9100' - 9110' (10') 10 DPP 2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (I.D.= 1,87")9115' - 9125' (10') 10 DPP 2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" SD PIN, X-OVER

2 7/8" SD, 1 TUBO2 7/8" SD BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER5 1/2" x 2 3/8" EUE, PACKER "ARROW"

2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" SD PIN, X-OVERARENA NAPO "U" 2 7/8" SD, 1 TUBO

9183' - 9191' (8') 2 7/8" SD BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER9199' - 9210' (11') 2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (I.D.= 1,87")9210' - 9220' (10') 2 DPP Sqz W.O.-6 2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" SD PIN, X-OVER9230' -9243' (13') 1 DPP Sqz W.O.-6 2 7/8" SD, 1 TUBO

9234' 2 7/8" TAPON CIEGO

9339' CIBP WO # 09ARENA NAPO "T"

9422' - 9439' (17')9455' COTD WO # 09

2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE5 1/2" x 2 3/8" EUE, PACKER "FH"2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO

2 3/8" EUE, NO-GO NIPPLE 2 3/8" EUE, HIDROPTRIP SUB

2 3/8" EUE, NEPLO CAMPANA9505' 5 1/2" COLLAR FLOTADOR9540´ 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 250 SXS "G"

POR: E. ESPIN L./ 91913

TOPE DE PESCADO @ 9460'

9160'

9120´

AGU-08WO - 09

8391'

PT (L) 9553'

3 1/2" EUE PIN x 2 7/8" SD PIN X-OVER

COMPANY MAN NO ENVIA

9198'9198'

215

ANEXO No 5

COSTOS DE LAS BOMBAS JET CLAW Y PRINCIPALES

ACCESORIOS Y HERRAMIENTAS DE FONDO

216

TABLA A-5.1. LISTA DE PRECIOS DE BOMBAS Y ACCESORIOS SERTECPET

ITEM

PART NUMBER

DESCRIPTION

UNIT PRICE

BOMBAS JET CLAW® 1 7C187-0 Conventional Jet Pump 2 3/8" x 1.87" 10,500.00

2 7C231-0 Conventional Jet Pump 2 7/8" x 2.31" 11,000.00




6 7C381-0 Conventional Pump 4 1/2" x 3.81" 14,500.00

7 7R187-0 Reverse Jet Pump 2 3/8" x 1.87" 10,500.00




11 7R381-0 Reverse Jet pump 4 1/2" x 3.81" 14,000.00

12 7R187SL-0 Reverse Jet Pump 2 3/8" x 1.87" for SL Otis 10,500.00



15 7C231CA-0 Conventional Jet Pump 2 7/8" x 2.31" for Cavity 10,000.00

16 7C275CA-0 Conventional Jet Pump 2 7/8" x 2.81" for Cavity 11,000.00

BOMBA JET CLAW ® CONVENCIONAL 4 1/2" x 3.81 17 7C38101-0 Nose (Fishing neck) 1,800.00

18 7C37502-0 Upper packing mandrel & plug 1,250.00

19 7C27503-0 Outer Tube 720.00 20 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 21 7C27505-0 Housing Throat 427.50 22 7C37506-1 Difusser 760.00 23 7C27507-0 Discharge Body 1,520.00

24 7C37508-0 Adapter Extension 551.00 25 7C38109-2 Center Adapter 100.00 26 7C38110-2 End Adapter 100.00 27 7C37511-0 Bottom Plug 810.00 28 7C38112-0 Filtro 35.00 29 7C27513-0 Extension CMD 494.00 30 52061402 Chevron Packing 50.00 31 568019 Oring 5.00

32 568022 Oring 5.00

33 568028 Oring 5.00

34 xxxxx Throat 1,858.00

35 xxxxx Nozzle 927.00 BOMBA JET CLAW ® CONVENCIONAL 3 1/2" x 2.81

36 7C28101-0 Nose (Fishing neck) 1,710.00



43 7C27508-0 Adapter Extension 551.00 44 7C28109-2 Center Adapter 95.00 45 7C28110-2 End Adapter 95.00 46 7C27511-0 Bottom Plug 800.00

217

TABLA A-5.1. CONTINUACIÓN

ITEM

PART NUMBER

DESCRIPTION

UNIT PRICE 47 7C27512-0 Filtro 35.00 48 7C27513-0 Extension CMD 494.00 49 52054102 Chevron Packing 38.00 50 568019 Oring 5.00 51 568022 Oring 5.00 52 568028 Oring 5.00 53 xxxxx Throat 1,858.00 54 xxxxx Nozzle 927.00

BOMBA JET CLAW ® CONVENCIONAL 2 7/8" x 2.81 55 7C28101-0 Nose (Fishing neck) 1,710.00



62 7C27308-0 Adapter Extension 523.00 63 7C28109-2 Center Adapter 95.00 64 7C28110-2 End Adapter 95.00 65 7C27511-0 Bottom Plug 800.00 66 7C27512-0 Filtro 30.00 67 7C27813-0 Extension CMD 380.00 68 52054102 Chevron Packing 38.00 69 568019 Oring 5.00

70 568022 Oring 5.00

71 568023 Oring 5.00

72 568120 Oring 5.00

73 xxxxx Nozzle 927.00 74 xxxxx Throat 1,858.00

75 7C27814-0 Extension for cavity 900.00 BOMBA JET CLAW ® CONVENCIONAL 2 7/8" x 2.31




83 7C22508-0 Adapter Extension 498.00 84 7C23109-2 Center Adapter 90.00 85 7C23110-2 End Adapter 90.00 86 7C22511-0 Bottom Plug 770.00 87 7C22512-0 Filtro 35.00 88 52176002 Chevron Packing 36.00 89 568019 Oring 5.00

90 568022 Oring 5.00

91 568023 Oring 5.00

92 568120 Oring 5.00


218


ITEM

PART NUMBER

DESCRIPTION

UNIT PRICE

BOMBA JET CLAW ® CONVENCIONAL 2 3/8" 1.87




103 7C18708-0 Adapter Extension 472.00 104 7C18709-2 Center Adapter 86.00 105 7C18710-2 End Adapter 86.00 106 7C18711-0 Bottom Plug 731.00 107 7C18712-0 Filtro 35.00 108 52227102 Chevron Packing 34.00 109 568019 Oring 5.00

110 568022 Oring 5.00

111 568023 Oring 5.00

112 568120 Oring 5.00


BOMBA JET CLAW ® REVERSA 4 1/2" x 3.81 115 7R38101-0 Latch 3,800.00

116 7R37502-0 Upper packing mandrel & plug 1,350.00

117 7R27503-0 Outer Tube 720.00 118 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 119 7C27505-0 Housing Throat 427.50 120 7R27506-1 Difusser 760.00 121 7R27507-0 Discharge Body 1,600.00

122 7R27508-0 Adapter Extension 551.00 123 7R38109-2 Center Adapter 100.00 124 7C38110-2 End Adapter 100.00 125 7R37511-0 Bottom Plug 810.00 126 7R27512-0 Extension CMD 494.00 127 52061402 Chevron Packing 50.00 128 568019 Oring 5.00

129 568022 Oring 5.00

130 568023 Oring 5.00

131 568028 Oring 5.00

132 568129 Oring 5.00


BOMBA JET CLAW ® REVERSA 3 1/2" x 2.81

135 7R28101-0 Latch 3,400.00

136 7R27502-0 Upper packing mandrel & plug 1,282.00

137 7R27503-0 Outer Tube 720.00 138 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 139 7C27505-0 Housing Throat 427.50 140 7R27506-1 Difusser 760.00

219


ITEM

PART NUMBER

DESCRIPTION

UNIT PRICE 142 7R27508-0 Adapter Extension 551.00 143 7R28109-2 Center Adapter 95.00 144 7C28110-2 End Adapter 95.00 145 7R27511-0 Bottom Plug 769.50 146 7R27512-0 Extension CMD 494.00 147 52054102 Chevron Packing 38.00 148 568019 Oring 5.00 149 568022 Oring 5.00 150 568023 Oring 5.00 151 568028 Oring 5.00 152 568129 Oring 5.00 153 xxxxx Nozzle 927.00 154 xxxxx Throat 1,858.00

BOMBA JET CLAW ® REVERSA 2 7/8" x 2.81 155 7R28101-0 Latch 3,400.00 156 7R27302-0 Upper packing mandrel & plug 1,220.00 157 7R22503-0 Outer Tube 684.00 158 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 159 7C27505-0 Housing Throat 427.50 160 7R22506-1 Difusser 722.00 161 7R22507-0 Discharge Body 1,520.00 162 7R27308-2 Adapter Extension 523.00 163 7R28109-2 Center Adapter 95.00 164 7C28110-2 End Adapter 95.00 165 7R27511-0 Bottom Plug 769.50 166 7R27812-0 Extension CMD 380.00 167 52054102 Chevron Packing 38.00 168 568019 Oring 5.00 169 568022 Oring 5.00 170 568120 Oring 5.00 171 568124 Oring 5.00 172 xxxxx Nozzle 927.00 173 xxxxx Throat 1,858.00

BOMBA JET CLAW ® REVERSA 2 7/8" x 2.31 174 7R23101-0 Latch 3,068.50 175 7R22502-0 Upper packing mandrel & plug 1,157.46 176 7R22503-0 Outer Tube 684.00 177 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 178 7C27505-0 Housing Throat 406.13 179 7R22506-1 Difusser 722.00 180 7R22507-0 Discharge Body 1,520.00 181 7C22508-0 Adapter Extension 498.00 182 7C23109-2 Center Adapter 90.00 183 7C23110-2 End Adapter 90.00 184 7R22511-0 Bottom Plug 694.47 185 52176002 Chevron Packing 36.00 186 568019 Oring 5.00 187 568020 Oring 5.00 188 568022 Oring 5.00 189 568124 Oring 5.00

220


ITEM

PART NUMBER

DESCRIPTION

UNIT PRICE 191 xxxxx Throat 1,858.00

BOMBA JET CLAW ® REVERSA 2 3/8" x 1.87 192 7R18101-0 Latch 2,915.08 193 7R18102-0 Upper packing mandrel & plug 1,099.58 194 7R18103-0 Outer Tube 617.31 195 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 196 7C1805-0 Housing Throat 366.53 197 7R18106-1 Difusser 651.61 198 7R18107-0 Discharge Body 1,300.00 199 7R18708-2 Adapter Extension 472.00 200 7R18709-2 Center Adapter 86.00 201 7R18110-0 End Adapter 86.00 202 7R18111-0 Bottom Plug 659.75 203 52227102 Chevron Packing 34.00 204 568019 Oring 5.00 205 568022 Oring 5.00 206 568027 Oring 5.00 207 xxxxx Nozzle 927.00 208 xxxxx Throat 1,858.00

GARGANTAS

209 7MX01D Throat carbide 1,858.00 210 7MX02E Throat carbide 1,858.00 211 7MX03F Throat carbide 1,858.00 212 7MX04G Throat carbide 1,858.00 213 7MX05H Throat carbide 1,858.00 214 7MX06I Throat carbide 1,858.00 215 7MX07J Throat carbide 1,858.00 216 7MX08K Throat carbide 1,858.00 217 7MX09L Throat carbide 1,858.00 218 7MX10M Throat carbide 1,858.00 219 7MX11N Throat carbide 1,858.00 220 7MX12O Throat carbide 1,858.00 221 7MX13P Throat carbide 1,858.00 222 7MX14Q Throat carbide 1,858.00 223 7MX15R Throat carbide 1,858.00 224 7MX16S Throat carbide 1,858.00

TOBERAS

225 7-010NZD Nozzle # 10 927.00 226 7-011NZE Nozzle # 11 927.00 227 7-012NZF Nozzle # 12 927.00 228 7-013NZG Nozzle # 13 927.00 229 7-014NZH Nozzle # 14 927.00 230 7-015NZI Nozzle # 15 927.00 231 7-016NZJ Nozzle # 16 927.00 232 7-017NZK Nozzle # 17 927.00 233 7-018NZL Nozzle # 18 927.00 234 7-004NZA Nozzle # 4 927.00 235 7-005NZA+ Nozzle # 5 927.00

221


ITEM PART NUMBER DESCRIPTION UNIT PRICE 237 7-007NZB+ Nozzle # 7 927.00 238 7-008NZC Nozzle # 8 927.00 239 7-009NZC+ Nozzle # 9 927.00

SLIDING SLEEVES 240 4-278MD-0 Sliding sleeve MD 2 7/8" 2.31" 3,780.00

241 4-312MD-0 Sliding sleeve MD 3 1/2" 2.81" 4,700.00

242 4-412MD-0 Sliding sleeve MD 400 3.81" 6,700.00

243 4-312LNV-0 Sliding sleeve tipo L.N.V. 3 1/2" 4,780.00

244 4-238SL-0 Sliding sleeve tipo SL 2 3/8" 1.87" 2,880.00




REPUESTOS SLIDING SLEEVE 2 3/8" 248 4-23802-0 Closing Sleeve 2 3/8" 765.00 249 4-23803-0 Housing (SL/SL 2 3/8") 1,260.00 250 4-23801-0 Lower sub (SL/SL 2 3/8") 774.00 251 568141-3 O-ring (SL/SL 2 3/8") 12.00 252 4-23802-3 Seal (SL/SL 2 3/8") 27.00 253 4-23804-0 Upper sub (SL/SL 2 3/8") 720.00

REPUESTOS SLIDING SLEEVE 2 7/8" 254 4-27802-0 Closing Sleeve 2 7/8" 900.00 255 4-27803-0 Housing (SL/SL 2 7/8") 1,700.00 256 4-27801-0 Lower sub (SL/SL 2 7/8") 780.00 257 568149-3 O-ring (SL/SL 2 7/8") 25.00 258 4-27802-3 Seal (SL/SL 2 7/8") 30.00 259 4-27804-1 Upper sub (SL/SL 2 7/8") 810.00

REPUESTOS SLIDING SLEEVE 3 1/2" 260 4-31202-0 Closing Sleeve 3 1/2" 980.00 261 4-31203-0 Housing (SL/SL 3 1/2") 1,800.00 262 4-31201-0 Lower sub (SL/SL 3 1/2") 882.00 263 568237-3 O-ring (SL/SL 3 1/2") 30.00 264 4-31202-3 Seal (SL/SL 3 1/2") 40.00 265 4-31204-0 Upper sub (SL/SL 3 1/2") 1,400.00

REPUESTOS SLIDING SLEEVE 4 1/2" 266 4-41202-0 Closing Sleeve 4 1/2" 1,100.00 267 4-41203-0 Housing (SL/SL 4 1/2") 1,950.00 268 4-41201-0 Lower sub (SL/SL4 1/2") 1,400.00 269 568245-3 O-ring (SL/SL 4 1/2") 30.00 270 4-41202-3 Seal (SL/SL 4 1/2") 50.00 271 4-41204-0 Upper sub (SL/SL 4 1/2") 1,600.00

STANDING VALVES 272 3-181R-0 Standing valve 1.81" 1,650.00 273 3-181F-0 Standing valve 1.81" 1,650.00 274 3-187F-0 Standing valve 1.87" 1,650.00 275 3-225R-0 Standing valve 2.25" 1,950.00 276 3-231F-0 Standing valve 2.31" 1,950.00

FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Sertecpet

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