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211
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN ELCAMPO PARAHUACU PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DE TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS DIANA ISABEL ORDÓÑEZ POZO [email protected] DIRECTOR: ING VINICIO MELO [email protected] Quito, octubre 2001

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN ELCAMPO PARAHUACU

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DE TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS

DIANA ISABEL ORDÓÑEZ POZO [email protected]

DIRECTOR: ING VINICIO MELO [email protected]

Quito, octubre 2001

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II

DECLARACIÓN

Yo Diana Isabel Ordóñez Pozo, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito

es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se

incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis 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.

DIANA ISABEL ORDÓÑEZ POZO

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III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Diana Isabel Ordóñez Pozo,

bajo mi supervisión.

Ing. Vinicio Melo

DIRECTOR DE PROYECTO

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IV

AGRADECIMIENTOS A Dios, por brindarme la fortuna inmensa de poder contar con unos padres

maravillosos, que me brindaron su apoyo incondicional frente a toda adversidad.

A mis maravillosos hijos, por darme la fortaleza y comprensión para poder concluir

mis estudios, por entender que el sacrificio de hoy, será la recompensa del

mañana.

A mis amigas Wendy, Jowys, Jessy, por estar conmigo en los malos y buenos

momentos, poder contar con su apoyo, gracias.

Eternamente agradecida al Ing. Jorge Luje por su apoyo incondicional para la

realización de este proyecto, por compartir sus conocimientos sin ningún tipo de

egoísmo, por ser un amigo, gracias.

Ing. Vinicio Melo, muchas gracias, por el aporte de sus conocimientos, paciencia,

brindadas para el desarrollo y culminación de este trabajo, gracias.

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V

DEDICATORIA

Todo el esfuerzo realizado, es por ustedes, mis gorditos preciosos: mi bebé Ana

Paula y mi precioso Alejandro, la razón de mi existir, mi fortaleza, mi todo.

Por y para ustedes está dedicada cada una de mis acciones, por brindarles un

mejor presente, un mejor futuro, son ustedes mis pilares, mi guía, el mejor regalo

que Dios me ha brindado.

A mis padres, mi soporte, a quien debo haber podido culminar con mi carrera, a

quien les debo mi vida y la de mis hijos, gracias.

CONTENIDO

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VI

DECLARACIÓN ........................................................................................................ II

CERTIFICACIÓN ..................................................................................................... III

CONTENIDO ............................................................................................................ V

RESUMEN .......................................................................................................... XVIII

PRESENTACIÓN ................................................................................................... XX

CAPÍTULO 1 ............................................................................................................. 0

DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ............................................................ 0

1.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 0

1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA .............................................................................. 2

1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA ............................................................................ 3

1.3.1 ESTRUCTURAL.......................................................................................... 3

1.3.2 LITOLOGÍA ................................................................................................. 5

1.3.2.1 FORMACIÓN NAPO ............................................................................ 6

1.3.2.1.1 SECUENCIA TRANSGRESIVA: .......................................................... 6

1.3.2.1.2 SECUENCIA REGRESIVA:.............................................................. 6

1.4 PETROFÍSICA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO PARAHUACU .............. 8

1.4.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS ............................................................... 8

1.4.1.1 BASAL TENA ...................................................................................... 8

1.4.1.2 NAPO U ............................................................................................... 8

1.4.1.3 NAPO T ............................................................................................... 9

1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS .......................................................... 12

1.4.3 CANTIDAD DE AGUA Y SEDIMENTOS (BSW) ...................................... 13

1.4.4 SALINIDAD ............................................................................................... 14

1.5 MECANISMO DE EMPUJE .............................................................................. 14

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VII

1.5.1 RESERVORIO BASAL TENA ................................................................... 15

1.5.2 RESERVORIO U....................................................................................... 16

1.5.3 RESERVORIO T ...................................................................................... 16

1.6 FACTOR DE RECOBRO ................................................................................. 17

1.7 RESERVAS DEL CAMPO PARAHUACU ........................................................ 19

1.7.1 RESERVAS PROBADAS .......................................................................... 20

1.7.1.1 RESERVORIO BASAL TENA ............................................................ 20

1.7.1.2 RESERVORIO U ............................................................................... 20

1.7.1.3 RESERVORIO T ................................................................................ 21

1.7.2 RESERVAS PROBABLES ........................................................................ 21

1.7.3 RESERVAS POSIBLES ........................................................................... 21

1.8 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ..................... 22

CAPÍTULO 2 ........................................................................................................... 25

FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO ....................................................... 25

2.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 25

2.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO . 26

2.2.1 EQUIPO DE SUPERFICIE ........................................................................ 27

2.2.1.1 SISTEMA DE FLUIDO DE POTENCIA .............................................. 27

2.2.1.2 BOMBA DE SUPERFICIE ................................................................. 27

2.2.1.3 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DEL FLUIDO MOTRIZ Y

FACILIDADES DE DESHIDRATACIÓN ........................................................... 27

2.2.1.4 VÁLVULAS DE PASO (BLOCK) ........................................................ 28

2.2.1.5 VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO (VRF) .................................... 28

2.2.1.6 TURBINA ........................................................................................... 29

2.2.1.7 ANALIZADOR DE FLUJO (MCII) ....................................................... 29

2.2.2 EQUIPO DE SUBSUELO .......................................................................... 30

2.2.2.1 CAVIDAD ........................................................................................... 30

2.2.2.2 AISLADORES DE ZONAS O EMPACADURAS ................................ 30

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VIII

2.2.2.3 CAMISAS ........................................................................................... 31

2.2.2.4 VÁLVULA DE PIE .............................................................................. 31

2.2.2.5 FLUIDO MOTRIZ ............................................................................... 32

2.2.2.6 BOMBAS HIDRÁULICAS .................................................................. 32

2.3 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO ....................................................... 33

2.4 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO ................................................ 33

2.5 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN ........................................................... 34

2.5.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA .............................................. 34

2.5.2 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN ............................... 35

2.5.3 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO PISTÓN .................. 37

2.5.4 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN ........................ 37

2.5.5 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN ................. 38

2.6 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET .................................................................. 38

2.6.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA .............................................. 38

2.6.2 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ...................................... 39

2.6.3 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET ......................... 40

2.6.4 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ............................... 41

2.6.5 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ........................ 42

CAPÍTULO 3 ........................................................................................................... 43

ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO ........................................... 43

3.1 RESUMEN ....................................................................................................... 43

3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ....................................................................... 45

3.2.1 RESERVORIO BASAL TENA ................................................................... 45

3.2.2 RESERVORIO U....................................................................................... 48

3.2.3 RESERVORIO T ....................................................................................... 51

3.3 PRODUCCIÓN ACTUAL DEL CAMPO ............................................................ 56

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IX

3.4 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN .................................................................. 62

3.5 HISTORIALES DE PRESIÓN .......................................................................... 63

3.5.1 RESERVORIO BASAL TENA ................................................................... 63

3.6 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO .............................................. 65

3.6.1 PARAHUACU 01....................................................................................... 66

3.6.2 PARAHUACU 02....................................................................................... 67

3.6.3 PARAHUACU 04....................................................................................... 68

3.6.4 PARAHUACU 05....................................................................................... 69

3.6.5 PARAHUACU 07....................................................................................... 70

3.6.6 PARAHUACU 08....................................................................................... 72

3.7 FACILIDADES .................................................................................................. 73

3.7.1 EQUIPO DE SUPERFICIE ........................................................................ 74

3.7.1.1 SISTEMA DE BOMBEO .................................................................... 74

3.7.1.1.1 SISTEMA DE BOMBEO DE TRANSFERENCIA U OLEODUCTO . 74

3.7.1.1.2 SISTEMA DE BOMBEO DE POWER OIL ...................................... 75

3.7.1.2 SISTEMA GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICO ............... 76

3.7.2 EQUIPO DE FONDO ................................................................................ 77

3.7.2.1 EQUIPO DE FONDO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO ... 77

CAPÍTULO 4 ........................................................................................................... 79

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU

................................................................................................................................ 79

4.1 MÉTODO SMART ............................................................................................ 79

4.1.1 CÁLCULO PARA DETERMINAR LA GEOMETRÍA ÓPTIMA DE UNA

BOMBA JET ........................................................................................................ 79

4.2 ANÁLISIS DEL POZO PRH-01 ........................................................................ 87

4.3 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 02 ...................................................................... 87

4.4 ANÁLISIS DEL POZO PRH – 04 ..................................................................... 87

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X

4.4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................................................. 102

4.5 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 05 .................................................................... 104

4.5.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH - 05 ................................................. 107

4.6 ANÁLIS DEL POZO PRH – 07 ....................................................................... 109

4.6.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH - 07 ................................................. 111

4.7 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 08 ..................................................................... 113

4.7.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH – 08 ................................................ 115

4.8 ANÁLISIS DE RESULTADOS ........................................................................ 117

4.9 ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO ................................................... 119

4.9.1 COSTO DE PRODUCCIÓN .................................................................... 119

4.9.2 INGRESOS ............................................................................................. 120

4.9.3 EGRESOS .............................................................................................. 120

4.9.4 ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................................ 120

4.9.4.1 PRIMER ESCENARIO ..................................................................... 121

4.9.4.2 SEGUNDO ESCENARIO ................................................................. 123

4.9.4.3 TERCER ESCENARIO .................................................................... 125

4.10 ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL ESTUDIO ECONÓMICO .................... 127

CAPÍTULO 5 ......................................................................................................... 128

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 128

5.1 CONCLUSIONES: ......................................................................................... 128

5.2 RECOMENDACIONES: ................................................................................. 131

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................... 132

ANEXOS ................................................................................................................ 128

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XI

ÍNDICE DE TABLAS

No Descripción Página

1.1 Parámetros petrofísicos promedio del campo Parahuacu 11

1.2 Propiedades PVT por yacimiento 12

1.3 Propiedades PVT de los pozos del campo Parahuacu 12

1.4 Análisis de BSW 13

1.5 Análisis de salinidad del campo Parahuacu 14

1.6 Mecanismos de producción primaria 18

1.7 Factores de recobro de los reservorios del campo Parahuacu 19

1.8 POES campo Parahuacu 19

1.9 Reservas probadas del campo Parahuacu 21

1.10 Reservas iniciales del campo Parahuacu 22

1.11 Ubicación de los pozos del campo Parahuacu 24

2.1 Problemas operacionales del Bombeo Hidráulico 33

3.1 Estado actual de los pozos perforados 43

3.2 Pozos produciendo en el campo Parahuacu al mes de septiembre

del 2010 44

3.3 Pozos cerrados y abandonados del campo Parahuacu 45

3.4 Características de producción de pozos con Bombeo Hidráulico en

el campo Parahuacu 57

3.5 Características del campo Parahuacu 57

3.6 Producción del campo Parahuacu durante el año 2010 59

3.7 Producción establecida por la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero 61

3.8 Cronograma de perforación 2010 - 2011 Parahuacu 63

3.9 Situación actual PRH - 01 66

3.10 Situación actual PRH – 02 68

3.11 Situación actual PRH – 04 69

3.12 Situación actual PRH - 05 70

3.13 Resultados de primera prueba oficial de PRH – 07 71

3.14 Situación actual PRH – 07 72

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XII

No

Descripción

Página

3.15 Situación actual PRH - 08 73

3.16 Equipo de fondo correspondiente a Bombeo Hidráulico 78

4.1 Simbología de los diámetros 81

4.2 Relaciones de áreas óptimas 83

4.3 Datos PRH -04 87

4.4 Resumen de resultados por cada iteración PRH – 04 101

4.5 Diseño de geometrías por fabricante para el pozo PRH - 04 103

4.6 Datos PRH – 05 104

4.7 Resumen de resultados por cada iteración PRH – 05 104

4.8 Diseño de geometrías por fabricante para el pozo PRH-05 108

4.9 Datos PRH – 07 109

4.10 Resumen de resultados por cada iteración PRH -07 109

4.11 Diseño de geometrías por fabricante para el pozo PRH -07 112

4.12 Datos PRH – 08 113

4.13 Resumen de resultados por cada iteración PRH -08 113

4.14 Diseño de geometrías por fabricante para el pozo PRH -08 116

4.15 Propuesta de rediseño del equipo de fondo de los pozos con

bombeo hidráulico en el campo Parahuacu 117

4.16 Comparación de la situación actual en el campo Parahuacu con la

propuesta de rediseño planteada 117

4.17 Pozos con incremento en la producción de petróleo 118

4.18 Costos de un trabajo de reacondicionamiento 119

4.19 Análisis económico con precio de barril de petróleo de $66 (primer

escenario) 122

4.20 Resultados finales para el primer escenario 123

4.21 Análisis económico con precio de barril de petróleo de $73,3

(segundo escenario) 124

4.22 Resultados finales para el segundo escenario 125

4.23 Análisis económico con precio de barril de petróleo de $100 (tercer escenario) 126

4.24 Resultados finales para el tercer escenario 127

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XIII

ÍNDICE DE FIGURAS

No Descripción Página

1.1 Mapa de ubicación del campo Parahuacu 2

1.2 Mapa base del campo Parahuacu 3

1.3 Sección sísmica campo Parahuacu 4

1.4 Columna estatigráfica del campo Parahuacu 5

1.5 Contacto agua petróleo PRH – 09 10

1.6 Parámetros petrofísicos del campo Parahuacu 11

1.7 Mecanismo de empuje reservorio Basal Tena 15

1.8 Mecanismo de empuje reservorio U 16

1.9 Mecanismo de empuje reservorio T 17

1.10 Ubicación de los pozos en el campo Parahuacu 23

2.1 Diagrama de flujo del sistema de Bombeo Hidráulico 26

2.2 Válvula de pie 32

2.3 Unidad de bombeo hidráulico tipo Pistón 35

2.4 Operación general de una bomba tipo Pistón 36

2.5 Componentes de una bomba tipo Jet 39

2.6 Bomba Jet Claw convencional 41

2.7 Bomba Jet Claw reversa 41

3.1

Histórico de producción de petróleo del reservorio Basal Tena, campo

Parahuacu 46

3.2 Histórico de producción de agua del reservorio Basal Tena, campo

Parahuacu 47

3.3 Histórico de producción de gas del reservorio Basal Tena, campo

Parahuacu 48

3.4 Histórico de producción de petróleo del reservorio U, campo Parahuacu 49

3.5 Histórico de producción de agua del reservorio U, campo Parahuacu 50

3.6 Histórico de producción de gas del reservorio U, campo Parahuacu 51

3.7 Histórico de producción de petróleo del reservorio T, campo Parahuacu 52

3.8 Histórico de producción de agua del reservorio T, campo Parahuacu 53

3.9 Histórico de producción de gas del reservorio T, campo Parahuacu 54

3.4 Historial de producción campo Parahuacu 55

3.5 Producción del campo Parahuacu durante el año 2010 59

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XIV

No Descripción Página

3.6 Producción de los pozos perforados desde el año 2000 60

3.7 Pronóstico de producción campo Parahuacu 62

3.8 Comportamiento de presión reservorio Basal Tena 64

3.9 Comportamiento de presión reservorio U 64

3.10 Comportamiento de presión reservorio T 65

4.1 Curva de comportamiento de diseño Guiberson 83

4.2 Curva de comportamiento H – M de diseño Guiberson 85

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XV

ÍNDICE DE FOTOS

No Descripción Página

2.1 Tanque de almacenamiento de fluido motriz 28

2.2 Válvula Block 28

2.3 Válvula reguladora de flujo 29

2.4 Turbina 29

2.5 Analizador de flujo (MCII) 30

2.6 Cavidad 30

2.7 Packers 31

2.8 Camisas 31

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XVI

SIMBOLOGÍA

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES

AN Área de flujo de la tobera plg2

AT Área anular de la cámara de mezclado plg2

ARCH Agencia de Regulación de Control

Hidrocarburífero

Bl Barriles L3

BAPD Barriles de agua por día L3/t

BES Bombeo Electrosumergible

BH Bombeo Hidráulico

BFPD Barriles de fluido por día (agua y petróleo) L3/t

BPPD Barriles de petróleo por día L3/t

BT Basal Tena

Csg Casing

GOR Relación gas petróleo L3

HJ Hidráulico Jet

HP Hidráulico Pistón

HP Horses Power, Caballos de Potencia

Km Kilómetro L

M Metro L

P Presión M/Lt2

Pb Presión de burbuja M/Lt2

ppm Partes por millón

PP Pozo produciendo

Pwf Presión de fondo fluyente M/Lt2

Pws Presión de fondo estática M/Lt2

Psi Libras fuerza por pulgada cuadrada M/Lt2

POES Petróleo original en sitio L3

PVT Presión - Volumen – Temperatura

QD Tasa del fluido producido más fluido motriz Bl/día

QS Tasa del fluido producido L3/t

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XVII

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES

Rs Razón gas disuelto – petróleo (solubilidad

del gas en el petróleo)

Sw Saturación de agua

T Temperatura T

Ti T Inferior

Ts T Superior

TVD Profundidad vertical verdadera L

VAN Valor Actual Neto

VRF Válvula Reguladora de Flujo

m Viscosidad M/Lt

mg Viscosidad del gas M/Lt

mo Viscosidad del petróleo M/Lt

mw Viscosidad del agua M/Lt

ºAPI Grados API

% Tanto por ciento

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XVIII

RESUMEN

El campo Parahuacu operado por EP PETROECUADOR en el Distrito Amazónico,

perteneciente al área de Lago Agrio, posee una producción de crudo marginal, con

un bajo contenido de agua y sedimentos y un alto °API.

En el presente proyecto de titulación “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO

HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU”, se describe las características del

campo analizando su vida productiva, realizando énfasis en los pozos y producción

con el sistema de Bombeo Hidráulico.

En este proyecto se tiene como objetivo presentar alternativas económicamente

rentables para mejorar la eficiencia de los pozos con Bombeo Hidráulico,

permitiendo el incremento de la producción.

El Primer Capítulo detalla la ubicación geográfica, descripción geológica,

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

Parahuacu. 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.

A continuación, en el Segundo Capítulo, se hace una descripción general del

funcionamiento del sistema de levantamiento artificial con bombeo hidráulico. Se

detalla las características, componentes, principio de funcionamiento, ventajas,

desventajas, tanto del sistema de levantamiento tipo jet como del equipo tipo

pistón, los fabricantes de cada uno de estos que proveen de sus equipos en el

país.

Posteriormente se detalla la situación actual del Campo Parahuacu en el tercer

capítulo; al igual que se menciona el histórico de producción del campo

detallada por reservorio, la información de los trabajos de reacondicionamiento

realizados en cada uno de los pozos con bombeo hidráulico con que cuenta

este campo, también se detalla la producción esperada para los años próximos

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XIX

y demás características actuales de la producción y las facilidades de

producción que posee la Estación Parahuacu.

A continuación, en el cuarto capítulo mediante la utilización de la información

proporcionada por EP Petroecuador y la realización de cálculos aplicando el

método de Smart para realizar el rediseño de los equipos de fondo actualmente

utilizado, en los pozos con bombeo hidráulico. Luego se procede a realizar un

estudio económico con tres diferentes escenarios de acuerdo a los valores del

barril de petróleos que utilizará el Ecuador para proyectos y presupuesto para

el año 2011. Se emplea indicadores económicos como el valor actual neto, la

tasa interna de retorno, la relación beneficio costo, los cuales para los tres

escenarios resultaron económicamente rentables y viables para ser llevados a

cabo.

Para concluir en el Quinto capítulo se indican las conclusiones y

recomendaciones más sobresalientes obtenidas al finalizar el proyecto.

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XX

PRESENTACIÓN

La Gerencia de Exploración y Producción que opera entre otros el campo

Parahuacu, estructura pequeña con una producción marginal de crudo liviano que

ha aportado con su producción al país por 32 años.

Debido al largo tiempo de producción de los pozos del campo y demás factores su

producción ha ido decreciendo, por lo que se ha visto la necesidad de realizar

estudios de la situación actual, para así plantear propuestas que permitan el

incremento de la producción.

Por lo cual en el presente proyecto “ESTUDIO DEL BOMBEO HIDRÁULICO EN

EL CAMPO PARAHUACU”, se realiza un estudio de los pozos que hoy en día

están trabajando con bombeo hidráulico, producción actual, requerimientos de

fluido motriz y equipo de fondo actualmente instalado, teniendo como objetivo

plantear nuevos diseños para reducir el consumo de energía y de fluido motriz,

con una inversión económicamente recuperable a corto plazo.

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CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU

1.1 INTRODUCCIÓN

El Campo Parahuacu se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, a 16

km al sur-este del Campo Lago Agrio, en la Cuenca Oriente del Ecuador.

Este campo se ubica sobre el flanco norte del arco de la trans-cuenca, que separa

la cuenca del Oriente en Ecuador y Perú. Hacia el sur de la cuenca Putumayo en

Colombia.

Fue descubierto por la Compañía Texaco-Gulf con la perforación del pozo

exploratorio PRH Nº 1 en octubre de 1968, alcanzando una profundidad de 10.173

pies y completado oficialmente el 18 de noviembre de 1.968, sin embargo, la

producción formal del Campo comenzó en diciembre de 1.978, dado que para el

momento de la perforación del primer pozo no existían facilidades de producción

en la zona obteniéndose una producción inicial de la arenisca T 900 BPPD de 31

grados ºAPI y con 0.2% de BSW1.

Se han perforado un total de dieciocho pozos, hasta marzo del 2.011 los cuales

producen de las areniscas Basal Tena y las areniscas U y T, miembros de la

Formación Napo Inferior, todas de edad cretácica.

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

de 2004.

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2

1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El Campo Parahuacu, se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos al

Oeste del eje axial de la Sub-cuenca Napo, en las siguientes coordenadas

geográficas:

LATITUD: 00º 01’ 00” Norte a 00º 07’ 00”

LONGITUD: 76º 41’ 00” Oeste a 76 º 43’ 00”

La ubicación del Campo Parahuacu puede ser mejor visualizada en la Figura

1.1.

FIGURA 1.1

MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

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3

1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA

1.3.1 ESTRUCTURAL

El Campo Parahuacu se encuentra ubicado sobre un anticlinal, de orientación N-

S, de 15 km de largo, con un ancho promedio de 2,5 km de acuerdo a la

adquisición sísmica 2D y 3D, mostrado en la Figura 1.2.

FIGURA 1.2

MAPA BASE DEL CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Informe “Modelamiento Geoestadístico de los Campos Atacapi y Parahuacu,

Cuenca Oriente, Ecuador. Tomo I. Quito.

ELABORADO POR: GEOCONSULT.

El mapa estructural al tope la arenisca U de la Formación Napo, define como

estructura un anticlinal asimétrico de forma alargada en dirección Norte - Sur,

limitado por una falla de tipo Normal en la parte Este del campo, que se encuentra

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4

actuando como sello para poder originar los yacimientos en U y T, donde el

bloque levantado está en la parte Oeste y el hundido en la parte Este, el campo

presenta un cierre estructural de 100 pies y un área aproximada de 3.250 acres.

En el dominio de esta estructura, se evidencia una primera fase extensiva,

también identificada en las estructuras Charapa y Culebra - Yulebra-Anaconda, de

edad albiana (contemporáneas a la depositación de Hollín y Napo Basal),

definida por un conjunto de fallas normales sin-sedimentarias que no sufrieron

inversión posterior (Figura. 1.3).

FIGURA 1.3

SECCIÓN SÍSMICA CAMPO PARAHUACU

FUENTE: “La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo”, Patrice Baby, Marco Rivadeneira,

Roberto Barragán.

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5

1.3.2 LITOLOGÍA

FIGURA 1.4

COLUMNA ESTATIGRÁFICA DEL CAMPO PARAHUACU

FUENTE: “La Cuenca Oriente, Geología y Petróleo”. Patrice Baby, Marco Rivadeneira,

Roberto Barragán.

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6

1.3.2.1 Formación Napo

Es la más importante debido a las posibilidades de acumulación de hidrocarburos,

en esta zona el espesor varia de aproximadamente de 40 pies de Oeste a Este.

Litológicamente, la Formación Napo está constituida por calizas, lutitas y arenas,

que se forman de acuerdo a los eventos regresivos y transgresivos.

Las principales unidades estratigráficas del campo de la Cuenca Oriente se

presentan en la Figura 1.4.

1.3.2.1.1 Secuencia Transgresiva: Está constituida por dos unidades:

Caliza A: Se encuentra presente en toda la Cuenca Oriente, yace sobre la

arenisca U. Estas van de color gris oscuro a negro, maciza varía de densa a dura

y el espesor es de 100 - 400 pies; representa fósiles y conchas fragmentadas con

trazas de alquitrán seco.

Caliza B: Son similares a la anterior, calizas de color oscuro, calcareníticas

levemente piríticas con intercalaciones de lutitas que cubre la zona de arenisca T

con un espesor de 10 - 70 ft.

1.3.2.1.2 Secuencia Regresiva:

Arenisca M-1: Esta arena, denominada al Norte como M-1, al centro como San

Fernando y al Sur como Vivían, forma la parte superior de la Formación Napo,

que está formada por areniscas cuarzosas fiables de color gris claro a blanco, con

cemento silíceo, lentes delgados de lutitas duras de color gris a negro y pequeños

lentes de calizas.

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7

Arenisca “U”: Está formado por dos miembros:

· Superior: Integrado por intercalaciones de lutitas, calizas y areniscas de color

gris, de porosidad regular. Se caracteriza por poseer los menores espesores

de arena, entre 0 y 15 pies y adicionalmente posee menor conectividad de sus

cuerpos de arena, afectando la calidad de la roca reservorio.

· Inferior: De color gris de grano fino a grueso sub-redondeado. Clasificación de

porosidad de regular a buena. Posee mayor presencia de intercalaciones

lutítico-arcillosa en su cuerpo arenoso, afectando la conectividad vertical del

reservorio, sin embargo existe buena extensión lateral.

Arenisca T: Constituye el primer ciclo regresivo hacia el Sur Oeste de la

Formación Napo, destaca hacia el intervalo inferior, un cuerpo arenoso de

aspecto masivo y homogéneo, su mejor espesor se encuentra hacia el Norte del

campo, evidenciado por los pozos, PRH-08, PRH-01, PRH-07 y PRH-02; hacia el

sur el espesor disminuye encontrándose valores entre 10 y 20 pies, este intervalo

se caracteriza por tener buena extensión lateral y buena conectividad vertical

favoreciendo las condiciones de la roca reservorio. Posee una mejor continuidad

de los cuerpos de arena con respecto al intervalo inferior de la unidad U. Esta

arena está conformada por dos intervalos:

· Superior: Tienen numerosos estratos intercalados de lutitas, calizas y

areniscas de color gris de grano fino de porosidad mala con clasificación

pobre.

· Inferior: Se encuentra intercalado por lentes de lutitas y calizas, las areniscas

tienen color gris a café claro de grano fino-medio, sub-redondeados; son más

bien clasificados de grano fino-medio-grueso; origina mejores reservorios para

los hidrocarburos. Estas areniscas tienen cemento calcáreo, glauconítico con

una porosidad regular (12% - 15%) y una potencia promedio de 36,5 pies de

espesor en el campo.

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8

1.4 PETROFÍSICA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO

PARAHUACU

A petrofísica se refiere a la determinación cuantitativa de las propiedades de la

roca y los fluidos presentes en la misma. Adicionalmente, la petrofísica determina

la relación existente entre los fluidos y su movimiento a través del medio poroso

de la roca de un yacimiento determinado.

1.4.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS

Dentro de estas propiedades se va a considerar la porosidad, la saturación de

agua para el espesor productivo de cada uno de los reservorios de este campo.

Estos datos tomados del estudio realizado por la Compañía NCT Energy Group,

realizado el 31 de diciembre del 2.008.

1.4.1.1 Basal Tena

Se presenta bien definida entre una sección básicamente lutítica tanto por

encima como por debajo de la Arenisca Basal. El espesor promedio de este

reservorio es de 8,79 pies con porosidad y saturación de agua de 15,22% y

30,33% respectivamente. No se observan zonas con alta saturación de agua ni

presencia de contacto agua-petróleo a nivel de este yacimiento.

1.4.1.2 Napo U

En esta arenisca el espesor productivo es de 8,33 pies, la porosidad de 11,60 % y

la saturación del agua está en un rango de 16,62%.

· Intervalo Superior: Presenta los menores espesores de arenas de

reservorio. Está constituida por escasos desarrollos de areniscas sumamente

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9

arcillosas con baja prospectividad.

No se observa en registros la presencia de un contacto agua-petróleo.

· Intervalo Medio: Conformado por areniscas de poco espesor, con múltiples

intercalaciones de lutitas, presenta porosidades promedio de 10% y espesor

neto petrolífero de apenas 2,5 pies en el pozo PRH-04, mientras que en el

resto de los pozos analizados no presenta interés petrofísico. No se observa

en los registros la presencia de un contacto agua-petróleo.

· Intervalo Inferior: Presenta desarrollos relativamente arcillosos, con

espesores variables desde 4 pies hasta 30 pies aproximadamente.

Al promediar los valores para la Arenisca U, se determina que los valores

promedio de porosidad y saturación de agua se ubican en 11,32% y 17,01%

respectivamente.

1.4.1.3 Napo T

En esta arenisca el espesor productivo es de 25,10 pies, la porosidad de 11,43%

y la saturación del agua de 20,51%.

· Intervalo Superior: Se muestra en los pozos analizados como una

secuencia muy radioactiva, con alta resistividad hacia la parte inferior del

intervalo y baja porosidad. Solo se reportan 3,5 pies como espesor petrolífero

en el pozo PRH-09, mientras que en el resto de los pozos carece de

prospectividad.

· Intervalo Inferior: Es el intervalo donde se observa mayores desarrollos

con un contenido de arcilla mucho menor que el observado en el resto de la

columna y con espesores petrolíferos que oscilan entre 4 pies y 40 pies.

Según perfiles de pozos, el único contacto agua-petróleo visible se identifica en el

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10

pozo PRH-09 a nivel del intervalo inferior de T, Figura 1.5, a una profundidad

medida de 9.772 pies, el cual se manifiesta con su respectiva disminución de

resistividad dentro del cuerpo de un desarrollo de arena relativamente

homogéneo hasta unos 13 ohm.

Como valores promedio de porosidad y saturación de agua para la Arenisca T se

determinaron 11,21% y 21,74%, respectivamente.

FIGURA 1.5

CONTACTO AGUA PETRÓLEO PRH – 09

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

En la Tabla 1.1 se encuentra resumida las propiedades petrofísicas de los

reservorios del Campo Parahuacu.

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11

TABLA 1.1

PARÁMETROS PETROFÍSICOS PROMEDIO DEL CAMPO PARAHUACU

SUMARIO PETROFÍSICO PROMEDIO PETROPRODUCCÍÓN

RESERVORIO Ho (pies) φ(%) Sw (%)

Basal Tena 8,18 14,67 31,30

U 8,33 11,60 16,62

T 25,10 11,43 20,51

FUENTE: Departamento de Yacimientos – Quito. , EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordoñez

En la Figura 1.6 se muestra gráficamente las propiedades petrofísicas que posee

este campo.

FIGURA 1.6

PARÁMETROS PETROFÍSICOS DEL CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, , EP PETROECUADOR.

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12

1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

En la Tabla 1.2 se exponen los datos del análisis PVT obtenidos del Laboratorio

de Yacimientos C.I.G.Q de EP Petroecuador, para los diferentes yacimientos:

Basal Tena, Napo U, Napo T.

Hay que recalcar que los crudos se tornan más pesados de los yacimientos más

profundos a los más someros así T tiene 30° APl, U 28° y Basal Tena 20° API,

estando dentro de una categoría de crudo medio o mediano.

Sus contenidos de azufre son 0,62; 0,67 y 1,05 % en peso respectivamente.

TABLA1.2

PROPIEDADES PVT POR YACIMIENTO

Arena °API Temperatura

(°F) Pb (psi) GOR

Boi

(BY/BN) Bo

(BY/BN) Gravedad del Gas

T 32,1 195 1.283 396 1,301 1,2802 1,249

U 28,2 202 1.485 463 1,206 1,219 1,186

BT 18,9 195 778 162 1,124 1,1362 0,9925

FUENTE: Laboratorio de Yacimientos C.I.G.Q, EP Petroecuador.

ELABORADO POR: Diana Ordoñez.

En la Tabla 1.3, en cambio se presentan los valores de las propiedades PVT de

los fluidos, para cada uno de los pozos, igualmente valores obtenidos del

Laboratorio de Yacimientos C.I.G.Q.

TABLA 1.3

PROPIEDADES PVT DE LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU

Pozos Reservorio Intervalo Pb Bob Rsi

(pc/Bl) °API

T (pies) (psi) (BY/BN) (°F)

PRH-04 Basal Tena 8.821-8.840 844 1,1454 160 20,3 196

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13

TABLA 1.3 CONTINUACIÓN

Pozos Reservorio Intervalo

(pies) Pb

(psi) Bob

(BY/BN) Rsi

(pc/Bl) °API T (ªF)

PRH-04 Basal Tena 8.821-8.840 820 1,161 164 17,5 194

PRH-02 U 9.431 – 9.441 9.448 – 9.462

1,485 1,348 463 28,2 202

PRH-01 T 9.728 – 9.740 9.753 – 9.773

1,086 1,265 332 30,1 206

PRH-01 T 9.728 – 9.773 1,480 1,3203 459 34,0 184

PRH-05 T 11.074 – 11.094

1,190 1,3089 324 30,8 222

PRH-07 T (Intervalo inferior)

9.674 – 9.704 1,050 1,3589 366 34,2 199

9.709 – 9.720

FUENTE: Laboratorio de Yacimientos C.I.G.Q, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordoñez.

Se observa que los yacimientos U y T tienen una mayor relación gas petróleo

(GOR) que es el volumen de gas producido por día dividido por el volumen total

de petróleo producido por día. Esta diferencia es el resultado del empuje de gas

disuelto, ya que se caracteriza por la rápida caída de presión en el reservorio.

1.4.3 CANTIDAD DE AGUA Y SEDIMENTOS (BSW)

Respecto al porcentaje de agua y sedimentos (BSW), está en un 1,7%.

TABLA 1.4

ANÁLISIS DE BSW

BSW DEL CAMPO PARAHUACU

Pozos Arena BSW de Retorno

PRH 01 T 0,2 PRH 02 Ui 0,6 PRH 04 BT 0,3 PRH 05 Ti 3,0

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14

CONTINUACIÓN TABLA 1.4

BSW DEL CAMPO PARAHUACU

Pozos Arena Bsw de Retorno

PRH 08 Ti 0,3 FUENTE: Laboratorio de Corrosión Lago Agrio, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

1.4.4 SALINIDAD

Lo concerniente a salinidades depende de la arena de la cual se esté

produciendo. Dichos valores se e indican en la Tabla1.5 a continuación.

TABLA 1.5

ANÁLISIS DE SALINIDAD DEL CAMPO PARAHUACU

Pozos Arena Salinidad ppm Cl

PRH 01 T BAJO BSW PRH 02 Ui 41.250 PRH 04 BT 28.650 PRH 05 Ti 24.800 PRH 07 Ts+Ti 35.000 PRH 08 Ti 29.000

FUENTE: Laboratorio de Corrosión Lago Agrio, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

1.5 MECANISMO DE EMPUJE

Los reservorios del campo Parahuacu se encuentran subsaturados, sometidos a

mecanismos de producción tales como: expansión roca-fluido, gas en solución y

en algún caso en particular, presencia de influjo de agua, característico de los

campos pertenecientes a la Cuenca Oriente.

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15

Para todos los reservorios se presentan gráficos de comportamiento de la presión

en función de lo acumulados de producción, expresados como porcentajes de la

presión inicial del reservorio y el POES (P/Pi versus Np/N).

Los puntos del comportamiento histórico se sobreponen sobre un conjunto de

tendencias de declinación de presión de reservorios, produciendo por distintos

tipos de mecanismos de producción o empuje primarios representados por las

líneas continuas de colores.

Para efectos de visualizar los mecanismos actuantes y estimar un posible rango

de factores de recobro, se estableció un área demarcada por líneas truncadas en

color azul, como el posible rango de tendencias de comportamiento futuro del

reservorio. Este rango de tendencias es referencial.

1.5.1 RESERVORIO BASAL TENA

De acuerdo a la Figura 1.7 se identifica la presencia del mecanismo de expansión

roca-fluido como mecanismo principal.

FIGURA 1.7

MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO BASAL TENA

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60

Re

laci

ón

Py/

Pi

(%)

FR (% )

Campo PARAHUACU, Reservorio BASAL TENAMecanismo de Empuje

Expansión Roca Fluido

Drenaje por Gravedad

Influjo de Agua

Expansión Capa de Gas

Gas en Solución

Rersrvorio Basal Tena

Proy. Tendencia de Comportamiento

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16

1.5.2 RESERVORIO U

En la Figura 1.8 se aprecia que el reservorio exhibe un comportamiento que indica

la presencia del mecanismo de producción de expansión de roca-fluido, sin

descartar alguna contribución de gas en solución.

FIGURA 1.8

MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO U

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

1.5.3 RESERVORIO T

En la Figura 1.9 se observa un comportamiento que indica la combinación de

mecanismos de producción como expansión de roca-fluido y gas en solución y

una contribución de empuje de agua a juzgar por el comportamiento de

presiones.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60

Re

laci

ón

Py

/Pi

(%)

FR (% )

Campo PARAHUACU, Reservorio UMecanismo de Empuje

Expansión Roca Fluido

Drenaje por Gravedad

Influjo de Agua

Expansión Capa de Gas

Gas en Solución

Rersrvorio U

Proy. Tendencia de Comportamiento

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17

FIGURA 1.9

MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO T

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

1.6 FACTOR DE RECOBRO

En la Tabla 1.6, se presenta un resumen basado en estadísticas internacionales,

donde se pueden observar los factores de recobro asociados a los diferentes

mecanismos de producción primarios.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60

Re

lació

n P

y/P

i (%

)

FR (% )

Campo PARAHUACU, Reservorio TMecanismo de Empuje

Expansión Roca Fluido

Drenaje por Gravedad

Influjo de Agua

Expansión Capa de Gas

Gas en Solución

Rersrvorio T

Proy. Tendencia de Comportamiento

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18

TABLA 1.6

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN PRIMARIA

Mecanismo Presión de Reservorio

GOR Producción de

Agua Factor de Recobro

Empuje por agua

Permanece alta: Es sensible a las altas tasas de producción de petróleo, agua y gas

Permanece baja sin la presión es alta.

Aumenta apreciablemente. Los pozos ubicados buzamiento abajo producen agua temprano.

35% - 80% Promedio 50%

Empuje por gas en solución

Declina rápida y continuamente

Primero baja sube a un máximo y cae nuevamente.

Ninguna (excepto en reservorios con alta saturación de agua)

5% - 35% Promedio 20%

Expansión roca fluido

Declina rápida y continuamente (P>Pb)

Aumenta continuamente en pozos ubicados buzamiento arriba.

Ninguna (excepto en reservorios con alta saturación de agua)

1% - 10% Promedio 3%

Empuje por capa de gas

Declina suave y continuamente

Permanece baja en buzamiento abajo y alta en pozos buzamiento arriba.

Ausente o insignificante

20% - 40% Promedio >25%

Drenaje por gravedad

Declina rápida y continuamente

Ausente o insignificante

40% - 80%

Promedio 60%

FUENTE: “Inyección de Agua”, Magdalena P. de Ferrer, 2.002.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

Igualmente los valores a mencionar han sido tomados del estudio realizado por la

Compañía NCT Energy Group, valores que fueron calculados por varios métodos

por efectos comparativos tales como: declinación de producción, estadísticas

internacionales en función de los mecanismos de producción presentes, de

acuerdo a la génesis de los yacimientos y correlaciones de Arps.

En la Tabla1.7 se indica los factores de recobro para cada reservorio del campo

Parahuacu.

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19

TABLA 1.7

FACTORES DE RECOBRO DE LOS RESERVORIOS DEL CAMPO

PARAHUACU

Reservorio Factor de Recobro

(%)

Basal Tena 15

U 20

T 29

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

1.7 RESERVAS DEL CAMPO PARAHUACU

Para la certificación del Petróleo Original en Sitio (POES) de los reservorios U y T,

la Compañía NCT Energy Group realizó un cálculo volumétrico basado en la

combinación de los mapas de espesor neto, saturación de agua y porosidad, con

lo que se obtuvo un volumen de hidrocarburo a condiciones de reservorio, que

luego fue llevado a condiciones de superficie utilizando los factores volumétricos

del petróleo (Boi).

La cantidad de petróleo original en sitio del reservorio Basal Tena es de

28’757.274² Bl se obtuvieron de cálculos volumétricos, y para los reservorios U y

T se obtuvieron del modelo geoestadístico (123´169.924 ³ Bl).

TABLA 1.8

POES CAMPO PARAHUACU

POES DEL CAMPO PARAHUACU

Reservorio Poes Total

Basal Tena 28’757.274

U 44’768.695

² Informe "Actualización de Mapas y cálculo de Petróleo in Situ" a diciembre de 1.997.

³ Informe “Modelamiento Geoestadístico del Campo Parahuacu, Tomo I, Quito abril

2008”, actualizado mediante revisión en mayo 2.009.

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20

CONTINUACIÓN TABLA 1.8

POES DEL CAMPO PARAHUACU

Reservorio Poes Total (Bl)

T 78’401.229

Total 151´927.198

FUENTE: Laboratorio de Corrosión Lago Agrio

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

En la Tabla 1.8 se muestra los valores de POES del Campo Parahuacu validados

como parte del estudio mencionado y sobre la base del cual se procedió con el

cálculo de las reservas del campo Parahuacu.

1.7.1 RESERVAS PROBADAS

Son los volúmenes estimados de petróleo, gas natural, condensado, líquidos del

gas natural y sustancias asociadas, recuperables con razonable certeza de

yacimientos conocidos, de acuerdo a la información geológica y de ingeniería

disponible, bajo condiciones económicas definidas. Estas reservas fueron

calculadas aplicando los respectivos factores de recobro para cada uno de los

reservorios del campo mencionados en la Tabla 1.7.

1.7.1.1 Reservorio Basal Tena

Las reservas originales de Basal Tena son de 4´313.591 Bl, aplicando un factor

de recobro de 15%.

1.7.1.2 Reservorio U

Las reservas probadas del reservorio U fueron estimadas en 8´953.739 Bl,

aplicando un factor de recobro de 20%.

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21

1.7.1.3 Reservorio T

Las reservas originales para el reservorio T se estimaron en 22´736.356 Bl,

tomando como factor de recobro 29% validado en sección anterior.

TABLA 1.9

RESERVAS PROBADAS DEL CAMPO PARAHUACU

Reservorio POES NCT EG (Bl) Factor de

Recobro (%) Reservas Recuperables

NCT EG (Bl)

Basal Tena 28´757.274 15 4´313.591

U 44´768.695 20 8´953.739

T 78´401.229 29 22´736.356

TOTAL 151´927.198 24,03 36´003.686

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

1.7.2 RESERVAS PROBABLES

En los reservorios Basal Tena y U, no se evidenció un contacto agua-petróleo,

definiéndose el límite del reservorio por un límite inferior de arena (LIA), por lo

que se estima que puedan existir reservas probables. En el informe de NCT no

se calculan las reservas probables por estar fuera del alcance del Proyecto, por lo

que no se cuenta con esta información.

1.7.3 RESERVAS POSIBLES

Para este campo no se estiman reservas posibles, basado en que con la

información geológica aportada no se visualizan áreas adicionales con

potencialidad prospectiva. En la Tabla 1.10 se resume las reservas del campo.

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TABLA 1.10

RESERVAS INICIALES DEL CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

1.8 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU

En el Campo Parahuacu hasta el mes de marzo del 2.011 se han perforado

dieciocho pozos, de los cuales catorce están produciendo, tres se encuentran

cerrados y uno abandonado. Los pozos productores se encuentran trabajando

seis con Bombeo Hidráulico y ochoo con Bombeo Electrosumergible.

La estación centralizada Parahuacu se encuentra conformada términos generales

por:

· 1 Tanque de lavado

· 1 Tanque de surgencia

· 2 Separadores de producción

· 2 Bombas BOOSTER de transferencia

· 2 Unidades de oleoducto

· 2 Bombas BOOSTER de Power Oil

· Sistema contra incendios

En el capítulo tres se describe en forma más detallada las facilidades

mencionadas.

La ubicación de los pozos se indica en la Figura 1.10.

Campo Yacimiento º API Reservas Originales

Probadas Probables Totales Bl Bl Bl

PARAHUACU

BASAL TENA 20,30 4’313.591 0 4’313.591 U 28,20 8’953.739 0 8’953.739 T 30,80 22’736.356 0 22’736.356

SUBTOTAL

36’003.686 0 36’003.686

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FIGURA 1.10

UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Departamento de Ingeniería Civil, Lago Agrio, EP PETROECUADOR.

En la Tabla 1.11 se indica las distancias de cada uno de los pozos tanto los que

se encuentran operando con bombeo hidráulico como los que se encuentran con

bombeo electrosumergible con respecto a la Estación Parahuacu, valores que

serán necesarios para la determinación de presión de planta en algunos pozos

donde no se dispone de esta información.

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TABLA 1.11

UBICACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

Pozo Distancia

Estación - Pozo (m)

Observaciones

PRH-01 100 Troncal Parahuacu

PRH-02 2.100 Troncal Principal

Norte

PRH-03 2.500 Troncal Parahuacu

PRH-04 4.500 Troncal Parahuacu

PRH-05 2.250 Troncal Principal

Norte

PRH-07 850 Suspendido 5Kms

construidos

PRH-08 1.150 Troncal Parahuacu

PRH-010 2.800 Troncal Parahuacu

PRH-011 950 Troncal Parahuacu

PRH-012 1160 Troncal Parahuacu

PRH-013 2.037 Troncal Parahuacu

PRH-015D 1.150 Troncal Parahuacu

(Sale del 8)

PRH-016D 950 Troncal Parahuacu

PRH-017D 850 Troncal Parahuacu

PRH-018D 1.100 Troncal Parahuacu

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25

CAPÍTULO 2

FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO

2.1 INTRODUCCIÓN

El método del bombeo hidráulico se remonta desde los Egipcios cuando ellos

utilizaban este principio para bombear agua (sistema de balancín y varillas),

dentro de la industria petrolera se remonta a la época en que hizo el

descubrimiento Drake en Pensilvania.

Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento artificial

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

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 transcurrir 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 1.932 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 HIDRAULICO en el subsuelo es la

“LEY DE PASCAL”, en el que explica: 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 fluído hasta

cualquier número de puntos (pozos) dentros del sistema.

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26

2.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE BOMBEO

HIDRÁULICO

Los componentes que conforman el sistema de Levantamiento Artificial por

Bombeo Hidráulico pueden ser clasificados así:

· Equipo de superficie

· Equipo de subsuelo

En la Figura 2.1 podemos observar la secuencia del flujo en un sistema de

bombeo hidráulico.

FIGURA 2.1

DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Vinicio Melo.

Los equipos de superficie y subsuelo están integrados por los siguientes

elementos:

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27

2.2.1 EQUIPO DE SUPERFICIE

2.2.1.1 Sistema de Fluido de Potencia

Los sistemas de fluidos de potencia se dividen en dos tipos:

· Sistema de fluido cerrado: en este tipo de sistema, el fluido motor no se

mezcla con los fluidos producidos por el yacimiento.

· Sistema de fluido abierto: en este tipo de sistema, el fluido motor se mezcla

con los fluidos producidos por el yacimiento.

2.2.1.2 Bomba de Superficie

Las bombas utilizadas en este tipo de levantamiento para bombear el fluido motor

son generalmente las bombas triplex.

· Bombas triplex: estas bombas usan émbolo, camisa de metal a metal,

válvula tipo bola.

· Bombas múltiples: tienen un terminal de potencia y una de fluido. El terminal

de potencia comprende, entre otras partes: el cigüeñal, la biela y los

engranajes.

2.2.1.3 Tanques de almacenamiento del fluido motriz y facilidades de deshidratación

Los tanques de almacenamiento deben tener la capacidad suficiente para proveer

durante las veinticuatro horas el fluido motriz hacia los pozos con el más bajo

porcentaje de agua y sedimentos como: arena, partículas de metal, herrumbres,

etc., razón por la cual se succiona a 10 pies del nivel del tanque.

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28

FOTO 2.1

TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ

FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.

2.2.1.4 Válvulas de Paso (BLOCK)

Permite la apertura y cierre de una manera inmediata del fluido motriz a alta

presión que nos llega desde la estación, así como también la apertura y cierre en

la línea de Flujo o de baja presión.

FOTO 2.2

VÁLVULA BLOCK

FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.

2.2.1.5 Válvula Reguladora de Flujo (VRF)

Sirve para controlar el caudal que va a ser inyectado a la bomba de subsuelo,

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

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29

FOTO 2.3

VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO.

FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A

2.2.1.6 Turbina

Provoca pulsaciones que son leídas por un sensor magnético de un Instrumento

electrónico (MCII), El mismo que transforma esta lectura de pulsaciones en

valores de caudal que circulan hacia el pozo.

FOTO 2.4

TURBINA

FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.

2.2.1.7 Analizador de Flujo (MCII)

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

producen en el interior de la turbina.

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30

FOTO 2.5

ANALIZADOR DE FLUJO (MCII)

FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.

2.2.2 EQUIPO DE SUBSUELO

2.2.2.1 Cavidad

Es un conjunto de acoples, camisas y extensiones con perforaciones ubicadas de

manera especial y exacta. La bomba se alojará en el interior de la cavidad, al

trabajar los sellos de la bomba se generarán cámaras entre sí para permitir que el

fluido motriz realice su recorrido y ejecute su función satisfactoriamente, así como

también para que el fluido producido no retorne a la formación.

FOTO 2.6

CAVIDAD

FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.

2.2.2.2 Aisladores de zonas o Empacaduras

Son llamados también packers, están ubicados en línea con el tubing, los mismos

que por efecto de un accionar mecánico o hidráulico forman un sello con la pared

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31

interna de la tubería de revestimiento (casing), y de esta manera aíslan cada una

de las arenas productoras independientemente.

FOTO 2.7

PACKERS

FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.

2.2.2.3 Camisas

Son herramientas que van colocadas en el conjunto de fondo, en una posición

cercana a la zona productora, el objetivo de esta herramienta es crear una

comunicación entre el espacio anular y el tubing por donde los fluidos producidos

de la zona ingresarán y se trasladarán a la cavidad donde se encuentra situada la

bomba de subsuelo.

FOTO 2.8

CAMISAS

FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.

2.2.2.4 Válvula de Pie

También llamada válvula standing, se aloja en el extremo inferior de cavidad

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

evitar que el fluido que está circulando regrese nuevamente al reservorio,

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32

adicionalmente cuando el pozo se encuentra produciendo esta sirve de asiento

para las bomba.

FIGURA 2.2

VÁLVULA DE PIE

FUENTE: Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico, Solipet S.A.

2.2.2.5 Fluido motriz

Es el fluido a alta presión (agua ó petróleo) que se utiliza para hacer trabajar la

bomba de subsuelo, sea esta Jet o Pistón. El contenido de sólidos es un factor

importante en la vida útil de la bomba y en los costos de operación.

Para utilizar este fluido debe estar previamente tratado, deshidratado y libre de

sedimentos.

2.2.2.6 Bombas Hidráulicas

Las bombas hidráulicas de subsuelo constituyen el principal componente del

sistema en el fondo del pozo. El principio de operación de estas bombas es

similar al de las bombas de cabillas. Las bombas hidráulicas utilizan un pistón

accionado por cabillas y dos o más válvulas de retención. La bomba puede ser de

simple acción o de doble acción. Se denomina bombas de acción simple porque

desplaza el fluido hasta la superficie, en el recorrido ascendente o en el

descendente (no en ambos).

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33

2.3 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

· Con el sistema de levantamiento artificial hidráulico se puede producir

grandes caudales desde mayores profundidades, esto es con relación a las

bombas de varillas, el gas lift, o una bomba electro sumergible

· Mediante el sistema de levantamiento hidráulico se puede dar gran

flexibilidad para adaptarse a los cambios de caudales de producción.

· Todas las bombas hidráulicas pueden accionarse desde una sola fuente de

fluido motriz.

2.4 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

El Bombeo Hidráulico al igual que los otros tipos de levantamiento artificial puede

presentar problemas operacionales que se detallan en la Tabla 2.1.

TABLA 2.1

PROBLEMAS OPERACIONALES DEL BOMBEO HIDRÁULICO

INDICACIÓN POSIBLE CAUSA SOLUCIÓN

Baja presión de inyección, suben los

GPM Rotura de varilla de la bomba

Realizar prueba de producción y si se confirma la pérdida, cambiar bomba

Incremento de la presión de inyección, bajan los

GPM

Obstrucción o daño en la parte motor de la bomba

Realizar prueba de producción y confirmar pérdida si persiste, cambiar de bomba

Aumento de fluido motriz manteniendo los mismos

GPM

Desgaste en parte motriz de la bomba

Realizar prueba de producción y confirmar pérdida

Daño en algún sello de bomba

Reparar bomba

Daño en tubería de fluido motriz, etc.

Ubicar la fuga

Baja presión de retorno (presión de cabeza)

Pérdida de producción Incrementar GPM de la bomba de acuerdo a su

factor motriz

Baja eficiencia de la parte bomba

Realizar prueba de producción y si persiste la pérdida, realizar cambio de bomba

Incremento súbito de la presión de operación

Válvula cerrada Verificar posiciones de válvulas

Bomba Pistón atascada Cambiar bomba si no reacciona (abrir y cerrar

by-pass)

Bomba Jet taponada Si es jet sacar bomba y quitar obstrucción

Variación considerable en el fluido motriz

inyectado

Daño en la turbina Realizar mantenimiento de turbina o cambio

Daño en el contador de barriles

Calibrar contador de barriles

FUENTE: Solipet S.A “Introducción a las Operaciónes del Sistema de Bombeo Hidráulico”

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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34

2.5 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN

2.5.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA

Comúnmente el fluido motriz utilizado es petróleo crudo producido o agua tratada,

conocido como fluido motriz el cual es inyectado a presión al pozo por una unidad

de potencia. El fluido motriz es conducido a través de una tubería que se

introduce al pozo junto con la tubería de producción, accionando los pistones,

tanto del motor como de la bomba, instalada abajo del nivel de trabajo del fluido

producido por el pozo.

Este proceso está basado en el principio hidráulico que establece que: “Si se

ejerce un presión sobre la superficie de un líquido contenido en un recipiente,

dicha presión se transmite en todas las direcciones con igual intensidad”. Esto

significa que la presión proporcionada en la superficie al fluido motriz, es la misma

que se aplica a los pistones de la unidad de bombeo, obligándolos a impulsar los

fluidos producidos por el yacimiento hacia la superficie.

La cantidad de sólidos permisibles varía según el concepto de “vida de bomba” y

también depende de la viscosidad, sin embargo de 10 – 15 ppm es aceptable

para un petróleo de 30 – 40º API. Para petróleos pesados (10 – 20º API) se tolera

una mayor cantidad de sólidos, mientras que para agua la tolerancia es menor. El

tamaño máximo de partícula no debe ser mayor a 15 micrones mientras que el

contenido de sal no debe exceder a 12 lb/1.000 Bl de petróleo.

Hay que considerar que todo diseño siempre está sujeto a los siguientes factores:

· Número de pozos por operar

· Volumen necesario de fluido motriz

· Presión de operación

· Sistemas de inyección

· Características de los pozos que determinan el equipo de fondo adecuado:

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35

2.5.2 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN

La unidad de bombeo se encuentra compuesta básicamente de tres elementos:

un motor hidráulico con pistón de doble acción , una válvula motriz que regula el

flujo de fluido motriz al motor , y una bomba hidráulica también con pistón de

doble acción que es el componente principal del sistema de Bombeo Hidráulico.

En la Figura 2.3 se muestra esquemáticamente una unidad de bombeo con sus

componentes básicos:

FIGURA 2.3

UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN

FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Vinicio Melo.

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36

FIGURA 2.4

OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN

FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Vinicio Melo.

Los dos diseños de bombas que son generalmente los más utilizados son:

· Bomba de acción simple, esta desplaza el fluido en un solo sentido, sea en

la carrera ascendente o descendente. Figura 2.4.

· Bomba de acción doble, se desplaza el fluido tanto en la carrera

descendente como en la ascendente.

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37

2.5.3 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO PISTÓN

El diseño de las bombas de fondo es exclusivo de cada fabricante, siendo las

marcas más conocidas y las que actualmente se utilizan en EP

PETROECUADOR las mencionadas a continuación:

· GUIBERSON

· NATIONAL OIL MASTER

· KOBE

· OILWELL HYDRAULICS INC. (OHI).

Las especificaciones de las bombas tipo pistón para cada uno de los fabricantes

antes indicados son mostradas en los Anexo 1.1

2.5.4 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN

El Bombeo Hidráulico tipo Pistón tiene gran aceptación, por las ventajas que lo

diferencian de los otros sistemas de levantamiento artificial, las cuales son:

· Puede alcanzar grandes profundidades, hasta los 18.000 pies.

· 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).

· Buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5.000 Bl/ día).

· Puede operar 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).

· Ideal cuando se tiene baja presión, bajas relaciones gas-aceite.

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38

· Las bombas Pistón tienen mejores eficiencias a grandes profundidades que

una bomba de varillas por que no existe el problema del estiramiento de la

sarta.

· Flexibilidad para adaptarse a los cambios de caudales de producción.

2.5.5 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN

Este tipo de bombeo está sometido a ciertas limitaciones tales como:

· Para la reparación de la bomba se necesita de herramientas especiales e

instrumentos de alta calibración y control.

· Como se trabaja con presiones de operación altas hace que el trabajo se lo

realice con gran meticulosidad ya que una mala operación puede acarrear

problemas con consecuencias graves.

2.6 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

2.6.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA

El bombeo subsuperficial jet (a chorro) es un sistema especial de bombeo

hidráulico, a diferencia del tipo pistón, no ocupa partes móviles, y su acción de

bombeo se realiza por medio de transferencia de energía entre el fluido motriz y

los fluidos producidos.

Antes de conocer el funcionamiento de las bombas Jet enumeremos sus

componentes, los mismos que pueden ser visualizados en la Figura 2.6.

· Boquilla (Nozzle)

· Garganta (Throat)

· Difusor (Diffuser)

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39

Estas bombas son un equipo hidrodinámico y operan, principalmente, a través de

la transferencia de momento entre dos corrientes de fluido adyacentes. El fluido

de potencia de alta presión pasa a través de la nozzle, donde la energía potencial

del fluido (energía de presión) se transforma en energía cinética está descarga un

chorro en la garganta de los fluidos del pozo, la cual tiene comunicación con la

formación. En la garganta cuyo diámetro es mayor al de la tobera, se mezclan los

fluidos del pozo con el fluido de potencia.

Los fluidos son conducidos a un difusor de área expandida, que convierte la

energía cinética remanente en presiones estáticas suficiente para levantar los

fluidos hasta la superficie (cuando esta presión es mayor que la ejercida por la

columna de fluidos en el espacio anular, se establece el flujo hacia la superficie)

FIGURA 2.5

COMPONENTES DE UNA BOMBA TIPO JET

FUENTE: SERTECPET

2.6.2 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

La bomba Jet es el componente principal de la completación de fondo. Estas

bombas se subdividen en bombas de circulación convencional y de circulación

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40

inversa o reversa, dependiendo de la forma como se inyecta el fluido motriz y la

manera como se realiza la producción.

· Bomba con circulación convencional: el fluido motriz es inyectado por la

tubería de producción y se produce por el espacio anular Tubing – Casing.

· Bomba con circulación inversa: la inyección se da por el espacio anular y la

producción se realiza por el tubing.

2.6.3 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET

El diseño básico de los fabricantes existentes es muy similar, la principal

diferencia es la forma en que los fluidos son circulados dentro y fuera de la

sección de trabajo.

Considerando los pozos de Petroproducción estos trabajan con bombas Jet de

geometrías de las siguientes marcas:

· KOBE

· NATIONAL OIL MASTER

· GUIBERSON

· CLAW

· PARKER Co

· OILWELL HYDRAULICS INC.

En la Figura 2.6 y Figura 2.7 se presenta la bomba Jet Claw Convencional y Jet

Claw Reversa respectivamente.

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41

FIGURA 2.6

BOMBA JET CLAW CONVENCIONAL

FUENTE: SERTECPET

FIGURA 2.7

BOMBA JET CLAW REVERSA

FUENTE: SERTECPET

Las especificaciones de las bombas tipo Jet (tamaños de boquillas y gargantas)

para cada uno de los fabricantes antes indicados son mostradas en el Anexo N°

1.

2.6.4 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

Las ventajas de este sistema de bombeo son innumerables, entre las que se

pueden mencionar:

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42

· Carencia de partes móviles, lo que la hace resistente a los fluidos corrosivos y

abrasivos.

· Sección de trabajo compacta compuesta por la tobera, la entrada a la cámara

de mezclado y el difusor, esto facilita su instalación.

· Se adapta casi a cualquier profundidad en el pozo.

· Se pueden obtener tasas más grandes que con un bombeo hidráulico

convencional con el mismo diámetro de tubería.

· Puede ser utilizado en pozos desviados.

· Flexibilidad en la tasa de producción.

· Las bombas de subsuelo pueden ser circuladas o recuperadas

hidráulicamente.

· Es fácilmente optimizada cambiando el tamaño de la boquilla y la garganta.

· Apropiadas para instalación de medidores de presión de fondo debido a su

baja vibración.

· Puede manejar bajas concentraciones de arena, CO2, H2S.

· Se adapta a todos los ensamblajes de fondo del bombeo hidráulico tiene alta

capacidad y puede manejar el gas libre del pozo.

2.6.5 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

Entre las limitaciones de este tipo de bombeo tenemos:

1. Se necesita una presión de succión relativamente alta para evitar la cavitación,

en la entrada de la tobera.

Su eficiencia es menor que la de los equipos de desplazamiento positivo, por

lo cual necesita mayor potencia.

2. Genera altas emulsiones, requiriendo un mayor tratamiento químico.

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43

CAPÍTULO 3

ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO

3.1 RESUMEN

En el Campo Parahuacu hasta el mes de marzo del 2.011 se han perforado

dieciocho pozos, catorce de los cuales están produciendo, tres están cerrados

y un pozo se encuentra abandonado, como se indica en la Tabla 3.1. Los

pozos productores se encuentran trabajando tanto con Bombeo Hidráulico

como con Bombeo Electrosumergible.

Al mes de marzo del 2.011 se encuentran produciendo únicamente catorce

pozos, uno del yacimiento T Superior, diez del yacimiento T Inferior, dos del

yacimiento U Inferior y uno solo del yacimiento Basal Tena.

En la Tabla 3.2 se presenta en forma detallada el estado actual de los

diferentes pozos que conforman este campo y a que arena pertenece su

producción.

TABLA 3.1

ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS PERFORADOS

POZOS 1 2 3A 3B 4 5 7 8 9 10 11 12 13 15D 16D 17D 18D 22

PRODUCIENDO X X X X X X X X X X X X X X

14

CERRADOS X X

X 3

ABANDONADOS X 1

REINYECCIÓN 0

PERF. EC/P 0

TOTAL

18

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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44

TABLA 3.2

POZOS PRODUCIENDO EN EL CAMPO PARAHUACU AL MES DE MARZO

DEL 2011.

CAMPO PARAHUACU

FORMACIÓN PRODUCTORA

N º Pozo Arena Método de

Levantamiento Artificial

1 TS HJ

2 UI HP

4 BT HJ

5 TI HJ

7 TI HJ

8 TI HJ

10 TI S

11 TI S

12 TI S

13 UI S

15D TI S

16D TI S

17D TI S

18D TI S

PP: Pozo produciendo

HJ: Hidráulico Jet

HP: Hidráulico Pistón

S: Bombeo Electrosumergible

TS: T Superior

TI: T Inferior

UI: U Inferior

BT: Basal Tena

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez

Como se aprecia en la Tabla 3.2 son seis pozos que se encuentran

produciendo con Bombeo Hidráulico, de los cuales únicamente uno trabaja con

bomba pistón.

La causa para el cierre o abandono de los pozos es su bajo aporte.

En la Tabla 3.3 se indican las fechas de cierre o abandono de los pozos.

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45

TABLA 3.3

POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS DEL CAMPO PARAHUACU

Pozo Fecha de Cierre Estado actual del

Pozo Causa

PRH 03B 04-jun-07 Cerrado Bajo aporte

PRH 09 30-abr-08 Cerrado Bajo aporte

PRH 3 N/D Abandonado Pozo no aporta N/D: No disponible

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN

El Campo Parahuacu, comenzó su producción desde el año 1978 a marzo del

2011 tiene una producción acumulada de petróleo 11´784.497,28 Bl, .La

producción acumulada de agua es de 268.528,09 Bl y el acumulado de gas de

5´216.281,06 MPCD, a marzo del 2011, de acuerdo con la información

proporcionada por la Gerencia de Exploración y Producción, EP

PETROECUADOR. Los principales yacimientos productivos son U y T de la

formación Napo. Las reservas originales fueron de 36´003.686 4 Bl con un

factor de recobro promedio de 24,03%. A continuación se detalla como ha sido

el historial de producción de cada uno de los reservorios:

3.2.1 RESERVORIO BASAL TENA

En el reservorio Basal Tena se han completado hasta el presente los pozos

PRH-02 y PRH-04, este último activo en el yacimiento desde diciembre de

1.978. La producción acumulada a marzo del 2.011 de: petróleo, fue de

1´287.758,14 Bl, de agua de 33.961,76 Bl y de gas de 359.278,75 MPCD.

El reservorio prácticamente lo integra el pozo PRH-04, dado que el PRH-02

sólo produjo en este yacimiento aproximadamente tres meses.

4 NCT Energy Group (NCT EG), Contrato: “Prestación de Servicios de Certificación de

Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito

Amazónico”.

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46

La producción inicial de Basal Tena fue cercana a los 6005 BPPD. El

comportamiento de producción en el horizonte ha sido estable con breves

interrupciones producto de los distintos trabajos de reacondicionamiento

realizados al pozo PRH-4 (rehabilitaciones). La producción se mantiene casi

invariable cerca de los 300 BPPD con bajo corte de agua durante el período de

1.979 – 1.994. A partir del año 1.997, la producción se sitúa cerca de los 150

BPPD de forma continua, prácticamente sin producción de agua.

El comportamiento de producción del reservorio, hasta marzo del 2.011, se

muestra en la Figura 3.1.

FIGURA 3.1

HISTORICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL RESERVORIO BASAL

TENA, CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

5 Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO(BPPD)

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47

Con respecto a la producción de agua esta ha sido y es insignificante, ya que la

producción de este reservorio es en su totalidad petróleo con un aporte de

menor a los 10 BAPD. Este es el yacimiento que aporta con la menor cantidad

de agua dentro del Campo Parahuacu.

En la Figura 3.2 se observa el historial de producción de agua del reservorio

Basal Tena.

FIGURA 3.2

HISTORICO DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL RESERVORIO BASAL

TENA, CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

La producción de gas de Basal Tena ha sido mayor a la producción de agua de

este reservorio, en un promedio de 50 MPCD durante su vida productiva,

teniendo un despliegue en su producción durante el año 1.998, como se

presenta en la Figura 3.3.

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

PRODUCCIÓN DE AGUA(BAPD)

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48

FIGURA 3.3

HISTORICO DE PRODUCCIÓN DE GAS DEL RESERVORIO BASAL TENA,

CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

3.2.2 RESERVORIO U

En el reservorio U se han completado un total de cinco pozos, pero

actualmente únicamente dos pozos se encuentran produciendo PRH-2 y PRH-

13. A marzo del 2.011 este reservorio presentó una producción acumulada: de

petróleo de 2´880.336,536 Bl, de agua de 40.203,19 Bl y de gas de

1´255.255,17 MPCD.

Este yacimiento ha presentado una tasa de producción muy baja a través de

su comportamiento histórico, desde el inicio hasta diciembre de 1.993, a pesar

de tener hasta un máximo de 4 pozos activos, tal como se visualiza en la

Figura 3.4.

6 Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

PRODUCCIÓN DE GAS(BAPD)

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49

FIGURA 3.4

HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL RESERVORIO U,

CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Departamento de Yacimientos Quito.

Desde comienzo de 1.994 hasta finales de 1.996, el reservorio se encontraba

inactivo. Para el año 1.997 con el reacondicionamiento del pozo PRH-02 y la

instalación de Bombeo Hidráulico se incorpora con éxito a producción este

yacimiento.

A partir del año 2.008 se observa un repunte en la producción debido a la

perforación de los pozos PRH-10 y PRH-13, los cuales suman una producción

entre 1.000 y 1.800 BPPD.

Las pruebas iniciales realizadas a los pozos en estos yacimientos se observa

alto corte de agua, esto es debido al fluido y peso del lodo de perforación

usado al perforarlos; sin embargo al poco tiempo logran limpiarse y comienzan

a producir un crudo con muy bajo porcentaje de BSW y alto °API.

La producción de agua de este reservorio es baja, más aun a partir del año

1.997 desde el cual la producción ha sido menor a los 5 BAPD., a diferencia de

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO(BPPD)

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50

los años 1.983 y 1.989, en los cuales hubo en repunte de la producción de

agua, como se observa en la Figura 3.5.

FIGURA 3.5

HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL RESERVORIO U, CAMPO

PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

Con respecto a la producción de gas esta ha sido insignificante casi inexistente

hasta el año de 1.990 a partir del cual hasta el año 1.994 (1.994 a 1.996

reservorio inactivo) no hubo producción con un incremento en el año de 1.998

y, en el año 2.001 llegando a una producción de 340,50 MPCD y 228,04

MPCD, respectivamente, como se presenta en la Figura 3.6.

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

PRODUCCIÓN DE AGUA(BPPD)

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51

FIGURA 3.6

HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE GAS DEL RESERVORIO U, CAMPO

PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

3.2.3 RESERVORIO T

De la producción total del campo, el reservorio T representa más del 70%,

debido a sus propiedades petrofísicas y características del fluido producido. A

marzo del 2.011 este reservorio presentó una producción acumulada: de

petróleo de 7´616.402,61 Bl, de agua de 194.363,14 Bl y de gas de

3´601.747,14 MPCD, valores proporcionados por la Gerencia de Exploración y

Producción, EP PETROECUADOR.

Desde diciembre de 1.978 con la activación a producción del pozo PRH-01

comienza la explotación del reservorio, inicialmente con una tasa de 448 BBPD

y 31 ºAPI. Al siguiente año se perforó el pozo PRH-05 incrementando la

producción del reservorio por encima de los 3.000 BPPD, sin corte de agua,

estabilizándose luego en 2.250 BBPD por un período cercano a los 7 años.

Desde el año 1986 hasta comienzos de 1.997, la producción cae a niveles de

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

PRODUCCIÓN DE GAS(MCPD)

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52

750 BPPD, posiblemente debido a problemas de reacondicionamiento de

pozos relacionados con cambios de bomba, daño de formación, etc.

A pesar de la perforación de nuevos pozos durante el periodo 1997 hasta 1999

(PRH-07, PRH-08 y PRH-09) la producción se mantuvo en el orden de los

1.000 a 1.500 BPPD. Para el año 2.008 se perforaron cuatro (4) pozos

adicionales (PRH-10, PRH-11, PRH-12 y PRH-13), lo cual ha permitido

mantener la producción por encima de los 2.000 BPPD como muestra la Figura

3.7.

FIGURA 3.7

HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL RESERVORIO T,

CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Departamento de Yacimientos Quito

A partir del año 2.010 al 2.011 se perforaron los pozos: PRH-15, PRH-16,

PRH-17 y PRH-18, que contribuyen a la producción.

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

PRODUCCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD)

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53

Con relación a la producción de agua está ha sido baja, menor a los 100 BAPD,

teniendo un despliegue en el año de1.989 y, nuevamente a partir del año

2.006, a partir del cual esta va incrementando anualmente, llegando a los 62

BAPD a marzo del 2.011, como se observa en la Figura 3.8.

FIGURA 3.8

HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL RESERVORIO T, CAMPO

PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

El aporte del reservorio T con respecto a producción de gas ha sido menor a

los 1.000 MPCD, a excepción del año 1.998 donde hubo un incremento a 2.000

MPCD y, a partir del año 2.008 la producción de gas se ha promediado a unos

700 MPCD , hasta marzo del 2011,como se indica en la Figura 3.9.

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

AGUA (BAPD)

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54

FIGURA 3.9

HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE GAS DEL RESERVORIO T, CAMPO

PARAHUACU

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Departamento de Yacimientos Quito.

En la Figura 3.10 se muestra el historial de producción del campo Parahuacu,

donde se aprecia una producción considerable de 3.000 BPPD desde los años

1.979 hasta 1.986, producción que en su mayoría es aportada por el reservorio

T como se mencionó en el historial de producción de este reservorio,

igualmente a partir del año 1.986 se presentó un decremento considerable en

la producción (1.500 BPPD), debido al bajo aporte del mismo reservorio.

Un nuevo incremento significativo en la producción se presenta en el año

2.009, llegando a una producción de 5.000 BPPD, debido a la perforación de

nuevos pozos realizada a mediados y finales del año 2.008, que permitieron

este incremento de producción en el año siguiente. Con relación al año 2.010,

se observa en la Figura 3.10 una producción de crudo promedia de 4000

BPPD. Información adquirida de la Gerencia de Exploración y Producción, EP

PETROECUADOR.

En el Anexo N° 2 se presentan los historiales de producción por cada pozo.

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

GAS (MPCD)

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55

FIG

UR

A 3

.10

HIS

TO

RIA

L D

E P

RO

DU

CC

IÓN

CA

MP

O P

AR

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n, E

P P

ET

RO

EC

UA

DO

R.

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56

3.3 PRODUCCIÓN ACTUAL DEL CAMPO

El campo Parahuacu, posee catorce pozos que al mes de marzo del 2.011 se

encuentran produciendo (información tomada de la Tabla 3.1 del presente

capítulo), ocho de estos con Bombeo tipo Electrosumergible y los seis

restantes con Bombeo Hidráulico.

En la Tabla 3.4 se indica las características de producción de cada uno de los

pozos del campo Parahuacu, donde se menciona su presión de planta, que es

la presión existente en la línea de inyección desde la estación hasta antes de la

válvula reguladora de flujo (VRF), con sus respectivas perdidas de presión

correspondientes al tramo de recorrido horizontal, la presión de inyección o

también conocida como presión de operación, que corresponde a la presión

con la que trabaja la bomba, cuyo valor oscila en los 3500 a 35507 psi los

valores de fluido motriz requeridos por la bomba para trabajar, sea Pistón o

Jet, la cantidad de fluido total y petróleo producido y propiedades como

relación gas petróleo GOR, ºAPI, corte de agua y sedimentos (BSW), donde

resulta considerable . Valores referentes al mes de marzo 2011, datos

proporcionados por el Departamento de Ingeniería en Petróleo de Lago

Central.

Se observa en la Tabla 3.4 que el pozo con mayor aporte es el PRH–07,

seguido por el pozo PRH-01 y el pozo PRH–08 y los pozos de menor aporte

son: PRH-05 y PRH–04, con una producción promedio de 90 BPPD.

La producción del campo Parahuacu es netamente crudo debido a que su BSW

es apenas del 0,2%, es decir la producción de agua es insignificante.

7 Departamento de Ingeniería en Petróleos - Lago Central, Campo Parahuacu.

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57

TABLA 3.4

CARACTERÍSTICAS DE PRODUCCIÓN DE POZOS CON BOMBEO

HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU

POZO PRESIÓN

INYECCIÓN PRODUCCIÓN BPPD

INYECCIÓN

GAS DE FORMACIÓN

(MPCD)

GOR (MPCPD)

ºAPI REL INY/PROD

(psi) BFPD BPPD BSW BAPD

PRH 1 3.600 476 475 0,20% 1 1.612 201 505 33,2 3,4

PRH 2 2.350 90 89 0,60% 1 947 35 136 33 10,64

PRH 4 3.300 78 78 0,30% 0 1.077 19 202 31,1 13.81

PRH 5 3.500 190 137 30% 53 1.012 129 1433 32,2 7,39

PRH 7 3.500 473 472 0,20% 1 1.488 169 333 31,5 3,15

PRH 8 3.500 156 155 0,30% 1 1.634 125 541 33,3 10,54

19750 1463 1406

57 7770 678 525 32 4.6

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo - Lago Central, EP

PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

En la Tabla 3.5 se sintetiza estas características.

TABLA 3.5

CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO PARAHUACU

Gas producido (MPCD ) 678

Petróleo inyectado total (BPID) 7770

Presión de inyección(psi) 3300

Producción actual (BPPD) 1406

REL INY/PRO 5,53

Producción de agua total (BAPD) 57

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleos– Lago Central, Campo Parahuacu.

EP PETROECUADOR. EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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58

En la Tabla 3.5 se observa que la producción actual diaria de los pozos que tienen

instalado el sistema de Bombeo Hidráulico en el campo Parahuacu es precaria,

muy inferior a la cantidad de fluido motriz inyectado, lo que permite darse cuenta

que el equipo de fondo que actualmente está trabajando no es el adecuado,

porque se inyecta más petróleo del que se produce, es decir se encuentra

sobredimensionado, lo que se puede corroborar con la relación barriles

inyectados a barriles producidos.

Para que se considere un campo con una producción rentable, esta relación tiene

que ser uno o menor igual a uno, ya que esto significaría que se inyecta menor

cantidad de lo que se produce.

Los pozos con bombeo hidráulico del campo Parahuacu actualmente no cumplen

con esta relación (REL INY/PROD), como se indica en la Tabla 3.4, ya que en

todos los pozos se estaría inyectando más barriles de petróleo para producir

menos, principalmente en los pozos PRH-04 y PRH-05, en donde la cantidad de

inyección de fluido motriz supera a los 13 y 15 veces respectivamente la cantidad

de petróleo producido.

De aquí la necesidad del rediseño del equipo de fondo, para permitir incrementar

la producción de petróleo, o la reducción de fluido motriz.

En el transcurso del año 2.010, la producción del campo Parahuacu, ha ido

incrementando de forma mensual, pero sin tener un aumento significativo con

respecto al año 2009 (Figura 3.11), como fue mencionado en el análisis de la

Figura 3.4 Historial de producción del campo Parahuacu, la producción de este

año (2009) fue de 5.000 BPPD, superior a la de años pasados.

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59

FIGURA 3.11

PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU DURANTE EL AÑO 2010

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR

TABLA 3.6

PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU (BPPD) DURANTE EL AÑO 2010

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre 3.301 3.249 3.527 3.804 4.079 4.055 4.328 4.303 4.575

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

En la Figura 3.6 se indica la producción de los pozos perforados desde el año

2000, representada con color rojo, de color verde la producción total del área y en

azul la producción del campo sin pozos nuevos. Puede apreciarse el efecto

positivo de la perforación de pozos a partir del año 2.008, este gráfico es una

ampliación de la sección correspondiente al Historial de Producción al año 2.000

al 2.010 (Figura 3.12).

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60

FIGURA 3.12

PRODUCCIÓN DE LOS POZOS PERFORADOS DESDE EL AÑO 2000

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

La producción de cada uno de los pozos del Campo Parahuacu se encuentra

regulada por la (ARCH) Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburífero, la

que establece el cupo de producción de los mismos.

En Tabla 3.7 se muestra las tasas aprobadas por pozo, vigentes para el año

2010, según información brindada por la Gerencia de Exploración y Producción,

así como también la producción real.

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61

TABLA 3.7

PRODUCCIÓN ESTABLECIDA POR LA DIRECCIÓN DE CONTROL DE

HIDROCARBUROS

Pozo Yacimiento Tasa

Aprobada Produc. Diaria

(BPPD) (BPPD)

1 T 400 475

2 U INF (U) 300 89

3B U INF 250

4 BT 200 78

5 T INF (T) 500 137

7 T INF 500

7 T SUP + INF 600 472

8 T INF (T) 800 155

9 T SUP

10 U INF 400

10 U INF

10 Ui (U) 500 629

11 T INF 350

11 U

289

12 T INF 400

12 T 500 100

13 U INF (U) 500 243

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

Los pozos PRH- 01 y PRH-10 son los pozos que tienen una producción superior a

la que estipula la ARCH, con 75 BPDD y 129 BPPD respectivamente.

No se menciona la producción de los pozos PRH-3B y PRH-9, porque estos se

encuentran cerrados, información indicada en la Tabla 3.3.

La producción de los pozos que fueron perforados durante los años 2008 (PRH-

10, PRH-11, PRH-12, PRH-13), es baja en comparación a la producción esperada

de cada uno de estos pozos, principalmente de los pozos PRH-12 Y PRH-13, que

presentan una diferencia aproximada de 400 Bl.

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62

3.4 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN

El campo Parahuacu se encuentra activo desde diciembre de 1978, y presenta un

plan de desarrollo de las reservas probadas remanentes vigentes desde finales

del año 2.010, mediante la perforación de ocho pozos desviados (Tabla 3.8), con

un potencial inicial estimado de 300 BPPD por pozo. Se estima recuperar

7’438.473 Bl de las reservas remanentes a través de estos pozos.

En la Figura 3.7 se presenta el pronóstico de producción, según el informe de

NCT realizado el 31 de diciembre del 2.008 hasta el año 2.025.

FIGURA 3.7

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN CAMPO PARAHUACU

FUENTE: Departamento de Producción Lago- Central.

Se aprecia que a partir del año 2.010 comienza a existir un incremento en la

producción causada por la perforación de nuevos pozos a finales de esta año,

(Tabla 3.8), obteniéndose un pico de producción en el año 2.012, a partir del cual

inicia un decremento anual de la producción del campo hasta el año 2.025.

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63

En la Tabla 3.8 se presenta la propuesta de perforación de nuevos pozos

realizada el 28 de julio del 2.010 por la Subgerencia de Exploración y Producción,

para mantener e incrementar la producción del campo. Pozos a perforar desde

marzo del 2.011 a diciembre del 2.011.

TABLA 3.8

CRONOGRAMA DE PERFORACIÓN 2010 - 2011 PARAHUACU

POZO FECHA

PRH - 21D 11 marzo 2011

PRH - 22D 10 diciembre 2011

PRH - 23D 11 septiembre 2011

PRH - 24D 11 octubre 2011

FUENTE: Subgerencia de Exploración y Producción

ELABORADO POR: Diana Ordóñez

3.5 HISTORIALES DE PRESIÓN

Los datos disponibles desde comienzo del año 1.978 de presiones

correspondientes al campo, fueron corregidos a un nivel de referencia definido

para cada uno de los reservorios

En el Anexo N° 3 se exhibe los datos recopilados de las pruebas de restauración

de presión para cada uno de los pozos del Campo.

A continuación, se resume el comportamiento de presión por reservorio.

3.5.1 RESERVORIO BASAL TENA

La presión inicial del reservorio fue reportada en 3.823 psi a 7.870 pies, la

última medida representativa reportada fue de 1.500 psi medida en 1995, por lo

que no se puede inferir el valor de la presión actual. En la Figura 3.13 se observa

el comportamiento de presión para el reservorio Basal Tena.

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64

FIGURA 3.13

COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN EN EL RESERVORIO BASAL TENA

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción

3.2.2 RESERVORIO U

La presión inicial del reservorio fue reportada en 3.982 psi. En la Figura 3.7, se

observa que la presión actual promedio del reservorio está en el orden de 2.000 psi

a 8.550 pies, Figura 3.14.

FIGURA 3.14

COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN RESERVORIO U

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

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65

3.2.3 RESERVORIO T

El reservorio T reporta una presión inicial de 4.174 psi, la presión actual del

reservorio medida en octubre de 2008 es de 1.638 psi a 8.760 pies,

comportamiento que puede ser apreciado en la Figura 3.15.

FIGURA 3.15

COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN RESERVORIO T

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción

3.6 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO

Los trabajos de reacondicionamiento permiten conocer el comportamiento de los

pozos desde su inicio de explotación, comenzando desde su completación, los

diferentes tratamientos para restaurar su producción, entre los cuales se puede

mencionar: estimulaciones, squeeze, fracturamientos, repunzonamientos, además

los cambios de sistemas de levantamiento, cambio de arena productora, entre

otros.

En el Anexo N° 4 se expone los diferentes trabajos de reacondicionamiento por

los cuales han pasado cada uno de los pozos.

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66

3.6.1 PARAHUACU 01

Fue perforado en octubre de 1968, a una profundidad de 10.173 pies y

completado oficialmente en noviembre de 1.978, con una producción de 458

BPPD de 31 ° API. Los intervalos perforados de la arena “T” fueron:

· 9.728’-9.740’ (12’) a 4 DPP

· 9.753’-9.773’ (20’) a 2 DPP

Hasta el 15 de noviembre del año 2.006 el pozo PRH – 01 estuvo trabajando con

bombeo electrosumergible, a partir de esa fecha en adelante el tipo de

levantamiento utilizado es el bombeo hidráulico.

La producción de PRH – 01 con el resto de pozos manejados con bombeo

hidráulico , este en conjunto con el pozo PRH – 07 son los que aportan con

mayor producción al campo. El último W.O. fue realizado el 18 de noviembre del

año 2000, por cambio en la completación debido a cavidad en mal estado.

En el Anexo N° 4 se indica a detalle el historial de los W.O., la fecha en la que

fueron realizados y el motivo de estos. Los datos de gravedad API, relación gas

petróleo GOR, fueron tomados de las características promedio de cada

reservorio. En la Tabla 3.9 se indica la situación actual del pozo.

TABLA 3.9

SITUACIÓN ACTUAL PRH - 01

PT 3.500 psi Tubería

Dotp 2,875 plg

Ps = Pwf 952 psi Ditp 2,441 plg

Pwh 45 psi Casing

Dotr 5,5 plg

Fw 0,002 Ditr 4,892 plg

µo 3,3 cp TVD Profundidad 10.173 pies

µw 0,4 cp Profundidad. asentamiento Bomba

9.652 pies

Gw 0,443psi/pie Qs 475 bl/día

Go = GN GOR 396 PCS/bl

Bomba 9 – H Gravedad API 32,1 ° API

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP

PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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67

3.6.2 PARAHUACU 02

Fue completado originalmente el 21 de mayo de 1.978, para los reservorios

productores “T” y “U”, pero actualmente solo se produce de “U” inferior. Los

intervalos que se pusieron a prueba fueron:

· T : 9.613’-9.626’

· U : 9.633’-9.654’

Obteniendo una producción de 1232 BPPD de 34,8 °API, del reservorio “T” y, una

producción de 254 BPPD de 28,4 °API, del reservorio “U”.

El 29 de diciembre de 1987 se comenzó a producir del reservorio Basal Tena,

durante un período aproximado de tres meses, debido a su bajo aporte, no se

prosiguió con su producción.

Hasta el 27 de febrero del año 1997 el pozo PRH – 02 estuvo trabajando con

bombeo electrosumergible, a partir de esa fecha en adelante el tipo de

levantamiento utilizado es el bombeo hidráulico, trabajando tanto con bombas tipo

jet como tipo pistón, siendo este tipo el que actualmente se emplea en PRH – 02.

El historial de cambio de bombas fecha de realización, motivo y demás detalles se

indica en el Anexo N° 5.

La producción de este pozo es inferior a los 100 BPPD con un BSW de 0,6 %, es

el único pozo del campo Parahuacu que está trabajando con bombas tipo pistón.

En el Anexo N° 4 se indica a detalle el historial de los W.O., la fecha en la que

fueron realizados y el objetivo de estos.

En la Tabla 3.10 se indica la situación actual del pozo

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68

TABLA 3.10

SITUACIÓN ACTUAL PRH – 02

PT 2.300 psi Tubería

Dotp 3,5 plg

Ps = Pwf 1.127 psi Ditp 2,992 plg

Pwh 85 psi Casing

Dotr 7 plg

Fw 0,006 Ditr 6,366 plg

µo 5,2 cp TVD Profundidad 9.740 pies

µw 0,4 cp Profundidad asentamiento Bomba

8.428 pies

Gw 0,443 psi/pie Qs 89 bl/día

Go = GN GOR 463 PCS/bl

Bomba 2½” x2x 1 ¾” Gravedad API

28,2 ° API

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP

PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

3.6.3 PARAHUACU 04

Fue completado originalmente el 22 de noviembre de 1978, el reservorio a ser

producido fue Basal Tena “BT”. El intervalo que se puso a prueba fue:

· Arena Basal Tena : (8821’-8849’)

La producción de PRH – 04 ha ido decreciendo, hasta el año de 1994, fue de 300

BPPD, a partir del año 1997, 150 BPPD, siendo actualmente su producción

promedia inferior a los 100 BPPD, es el pozo con bombeo hidráulico que con

menor porcentaje de producción aporta al campo, con 19 °API y BSW de 0,3%.

Hasta el 20 de noviembre del año 1996 el pozo PRH – 04 estuvo trabajando con

bombeo electrosumergible, a partir de esa fecha en adelante el tipo de

levantamiento utilizado es el bombeo hidráulico, trabajando tanto con bombas tipo

pistón como tipo jet, siendo este tipo el que actualmente se emplea en PRH – 04.

El historial de cambio de bombas fecha de realización, motivo y demás detalles se

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69

indica en el Anexo N° 5. En el Anexo N° 4 se indica a detalle el historial de los

W.O., la fecha en la que fueron realizados y el objetivo de estos. En la Tabla 3.11

se indica la situación actual del pozo.

TABLA 3.11

SITUACIÓN ACTUAL PRH – 04

PT 3.450 psi Tubería

Dotp 2,875 plg

Ps = Pwf 571 psi Ditp 2,441 plg

Pwh 100 psi Casing

Dotr 7 plg

Fw 0,003 Ditr 6,366 plg

µo 32,1 cp TVD Profundidad 9.850 pies

µw 0,40 cp Profundidad asentamiento Bomba

8.720 pies

Gw 0,44 psi/pie Qs 78 bl/día

Go = GN GOR 162 PCS/bl

Bomba 8 Gravedad API 18,9 ° API

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP

PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

3.6.4 PARAHUACU 05

Fue completado originalmente el 25 de octubre de 1979, el reservorio a ser

producido fue “Ti”. El intervalo que se puso a prueba fue:

· Ti : 11106’-11124’

Obteniendo una producción de 1157 BPPD, con un BSW del 0,1 %, y 32°API.

La producción actual promedia de PRH – 05 es inferior a los 150 BPPD, con un

BSW de 30 % y 32,1 °API.

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70

Hasta el 8 de enero del año 2007 el pozo PRH – 05 estuvo trabajando con

bombeo electrosumergible, a partir de esa fecha en adelante el tipo de

levantamiento utilizado es el bombeo hidráulico, trabajando únicamente con

bombas tipo jet. El historial de cambio de bombas fecha de realización, motivo y

demás detalles se indica en el Anexo N° 5. En el Anexo N° 4 se indica a detalle el

historial de los W.O., la fecha en la que fueron realizados y el objetivo de estos.

En la Tabla 3.12 se indica la situación actual del pozo.

TABLA 3.12

SITUACIÓN ACTUAL PRH – 05

PT 3.700 psi Tubería

Dotp 3,5 plg

Ps = Pwf 301 psi Ditp 2,992 plg

Pwh 80 psi Casing

Dotr 7 plg

Fw 0,30 Ditr 6,366 plg

µo 3,3 cp TVD Profundidad 11.155 pies

µw 0,40 cp Profundidad asentamiento Bomba

7.174 pies

Gw 0,443 psi/pie Qs 137 bl/día

Go = GN GOR 396 PCS/bl

Bomba 9 – H Gravedad API 32,1 ° API

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP

PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez

3.6.5 PARAHUACU 07

Fue completado originalmente el 19 de septiembre de 1997, los reservorio a ser

producidos fueron “BT”, “Ui”, “Ts”, “Ti”, “Hs”. Los intervalos que se pusieron a

prueba fueron:

· ARENA “BT” : 8.776’ – 8.784’

· ARENA “Ui”: 9.484’ -9.496’

· ARENA “Ts”: 9.652’ – 9.666’

· ARENA “Ti” : 9.702’ – 9.728’

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71

· ARENA “Hs”: 9.824’ – 9.838’

La producción y demás características del crudo producido se indican en la Tabla

3.13.

TABLA 3.13

RESULTADOS DE PRIMERA PRUEBA OFICIAL DE PRH - 07

Zona Método BPPD BSW (%) °API

“BT” PPH 381 0.7 19.6

“Ui” PPH 96 60.0 NR

“Ts” PPH 243 8.0 21.7

“Ti” PPH 390 63.0 20.6

“H.” PPH 243 8.0 NR

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP

PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez

Actualmente únicamente se produce del reservorio “T”, tanto “Ts” y “Ti”. La

producción actual promedia de PRH – 07 está entre los 400 BPPD y 500 BPPD,

con un BSW de 0,2 % y 32,1 °API, es el pozo con bombeo hidráulico que posee la

mayor producción de crudo.

El pozo PRH – 07 estuvo trabajando con bombeo electrosumergible, a partir del

15 de abril del 2.004 esa fecha en adelante el tipo de levantamiento utilizado es el

bombeo hidráulico, trabajando tanto con bombas tipo pistón como tipo jet, siendo

este tipo el que actualmente se emplea en PRH – 07. El historial de cambio de

bombas fecha de realización, motivo y demás detalles se indica en el Anexo N° 5.

En el Anexo N° 4 se indica a detalle el historial de los W.O., la fecha en la que

fueron realizados y el objetivo de estos.

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72

En la Tabla 3.14 se indica la situación actual del pozo.

TABLA 3.14

SITUACIÓN ACTUAL PRH – 07

PT 3.550 psi Tubería

Dotp 3,5 plg

Ps = Pwf 992 psi Ditp 2,992 plg

Pwh 50 psi Casing

Dotr 7 plg

Fw 0,002 Ditr 6,366 plg

µo 3,3 cp TVD Profundidad 9.942 pies

µw 0,40 cp Profundidad asentamiento de bomba

8.632 pies

Gw 0,443 psi/pie Qs 472 bl/día

Go = GN GOR 396 PCS/bl

Bomba 9 – H Gravedad API 32,1 ° API

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP

PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

3.6.6 PARAHUACU 08

Fue completado originalmente el 19 de diciembre de 1997, los reservorio a ser

producidos fueron “T” y “U”. Los intervalos que se pusieron a prueba fueron:

· Ti: 9.716´- 9.746´ y 9.750´- 9.766´

· U: 9.520´ - 9.766´

Obteniendo una producción de “Ti” de 790 BPPD con 30 °API, y de 374 BPPD de

“U” con 22 °API. Actualmente únicamente se produce del reservorio “Ti”.

La producción actual promedia de PRH – 08 está entre los 150 BPPD y 200

BPPD, con un BSW de 0,2 % y 32,1 °API.

El pozo PRH – 08 ha trabajado solamente con bombeo hidráulico, trabajando

tanto con bombas tipo pistón como tipo jet, siendo este tipo el que actualmente se

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73

está empleando. El historial de cambio de bombas fecha de realización, motivo y

demás detalles se indica en el Anexo N° 5.

En el Anexo N° 4 se indica a detalle el historial de los W.O., la fecha en la que

fueron realizados y el objetivo de estos.

En la Tabla 3.15 se indica la situación actual del pozo.

TABLA 3.15

SITUACIÓN ACTUAL PRH – 08

PT 3.550 psi Tubería

Dotp 3,5 plg

Ps = Pwf 461 psi Ditp 2,992 plg

Pwh 55 psi Casing

Dotr 7 plg

Fw 0,2 % Ditr 6,366 plg

µo 3,3 cp TVD Profundidad 9.970 pies

µw 0,40 cp Profundidad asentamiento bomba

9.366 pies

Gw 0,443 psi/pie Qs 155 bl/día

Go = GN GOR 396 PCS/bl

Bomba 9 – H Gravedad API 32,1 ° API

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo Lago Central, Campo Parahuacu. EP

PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

3.7 FACILIDADES

La información acerca de las facilidades de producción ha sido obtenida en el

departamento de Producción Lago Central, EP PETROECUADOR.

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74

3.7.1 EQUIPO DE SUPERFICIE

Este sistema se encuentra conformado por:

· 1 Tanque de lavado, soldado, de capacidad 5.140 bl, de 35 pies de

diámetro por 30 pies de altura.

· 1 Tanque de surgencia, soldado, de capacidad 12.090bl, de 60 pies de

diámetro por 24 pies de altura.

· 1 Separador bifásico, de capacidad 10.000BPD, de 48 plg de diámetro por

20 pies de altura.

· 1 Separador bifásico de prueba, de capacidad 5.000 BPD, de 48 plg de

diámetro por 10 pies de altura.

· 1 Bota vertical, de capacidad 15.000 BPD, de 50 plg de diámetro por 45

pies de altura, trabajando con una presión de 14,7 psi.

3.7.1.1 Sistema de Bombeo

En lo que se refiere al sistema de bombeo, éste abarca tanto lo que es la

distribución o bombeo del crudo hasta el oleoducto, como el bombeo de fluido

motriz a cada uno de los diferentes pozos, que de igual forma es petróleo.

3.7.1.1.1 Sistema de Bombeo de Transferencia u Oleoducto

Se encuentra conformado por dos bombas Booster y dos unidades de oleoducto,

con las siguientes especificaciones:

· BOOSTER DE TRANSFERENCIA (2 unidades)

Denominación: DURCO MARCK III

Tipo de Bomba: Centrífuga

Capacidad: 6x4-13 (10.300 BPD)

Potencia: 50 HP

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75

Motor: Reliance

· UNIDADES DE OLEODUCTO (2 unidades)

Denominación: UNITED

Tipo de Bomba: Reciprocante

Capacidad: 10.000 BPD

Potencia: 100 HP

Motor: un Marathon Electric y un General Electric.

3.7.1.1.2 Sistema de Bombeo de Power Oil

El fluido motriz es llevado en baja presión a través de un tren de bombas de

Reforzamiento o Booster instalados en la estación hacia la locación del Pozo

PRH-01, el cual se encuentra ubicado a escasos 100 m de los límites de la

instalación. Dicho pozo funciona como central de bombeo y distribución del fluido

de alta presión a todos los pozos que funcionan bajo este método de producción.

A continuación un análisis de las bombas de este sistema:

· UNIDADES BOOSTER (2 instaladas)

Denominación: DURCO MARCK

Tipo de Bomba: Centrífuga

Capacidad: 8x6 - 1 8x6 – 14(10.300 BPD)

Potencia: 100 HP

Motor: General Electric.

· UNIDADES DE INYECCIÓN

En el pozo PRH-01 existen instaladas 4 bombas de inyección que

suministran el fluido motriz a alta presión a los pozos con este método de

producción. Hay dos bombas centrifugas multietapas marca REDA con

capacidad de 120 GPM (4.100 BPPD). También existen instaladas 2

bombas reciprocantes triplex marca National Oilwell modelo J-165 con

capacidad de 72 GPM (2.500 BPPD). Si comparamos la capacidad de

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76

bombeo instalada (10.300 BPPD vs. la inyección requerida por los pozos

(6.735 BPPD), se concluye que existe capacidad para el cumplimiento de

objetivos de inyección de petróleo (Power Oil).

· UNIDADES DE ALTA PRESIÓN (2 unidades)

Denominación: TRIPLEX

Tipo de Bomba: Reciprocante

Capacidad: 2.500 BL

Potencia: 150 HP

Motor: un Reliance y un General Electric.

· UNIDADES DE ALTA PRESIÓN HPS (2 unidades)

Denominación de la bomba: REDA

Tipo de Bomba: Centrífuga

Capacidad: 3200 BL

Potencia: 250 HP

Motor: un Reliance y el otro sin placa.

Variador: Schlumberger de 250 VAC.

Arrancador: Sin placa de 250 HP.

En el Anexo N° 6 se muestran fotografías del equipo de la Estación Parahuacu.

3.7.1.2 Sistema Generación y Distribución Eléctrico

El Campo Parahuacu se alimenta del sistema interconectado de Petroproducción

SEIP en la subestación eléctrica Parahuacu, a través de un alimentador aéreo a

13,8 KV. Este campo no cuenta con generación propia ni con una planta eléctrica

de emergencia. Tiene dos subestaciones eléctricas:

· Un transformador de 500 KVA 13,8/0,48 KV para las facilidades del campo.

· Un transformador de 300 y 600 KVA 13,8/0,48 KV para alimentar los

sistemas de Bombeo Power Oil y reinyección de agua.

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77

3.7.2 EQUIPO DE FONDO

El Campo Parahuacu como se mencionó, trabaja tanto con Bombeo

Electrosumergible como con Bombeo Hidráulico, pero en esta tesis nos

enfocaremos únicamente en el Bombeo Hidráulico.

3.7.2.1 Equipo de Fondo del Sistema de Bombeo Hidráulico

Para la selección del equipo de fondo se debe considerar todos los parámetrosdel

pozo y características del fluido a producir, de igual forma las capacidades de los

equipos con los cuales se cuenta en superficie, por lo que es sumamente

importante hacer la selección óptima del equipo de fondo, el cual cumpla con las

expectativas de producción estando de acuerdo con los parámetros antes

mencionados.

El Campo Parahuacu en lo que se refiere a pozos trabajando con Bombeo

Hidráulico posee cinco bombas Jet y una sola bomba tipo Pistón, las mismas que

se describen en la Tabla 3.9.

En los diagramas de completación (Anexo N° 7) de los pozos se indica con que

tipo equipo de fondo se cuenta, de igual forma se detalla la profundidad de

asentamiento de la bomba, diámetros de tubería utilizada y demás datos que

serán utilizados para el rediseño de equipo.

Las bombas de fondo durante su período de vida presentan innumerables

problemas tanto por complicaciones mecánicas, como por características del

pozo, por lo que se debe proceder con su cambio. En el Anexo N° 5 se indica las

veces y los motivos por los cuales se ha procedido con el cambio de las bombas,

en cada uno de los pozos del Campo Parahuacu, que se manejan con Bombeo

Hidráulico, dicha información servirá de apoyo en el momento de rediseño del

equipo de fondo.

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78

TABLA 3.16

EQUIPO DE FONDO CORRESPONDIENTE A BOMBEO HIDRÁULICO

Pozo Método Bomba Cavidad Compañía Fecha De

Instalación

1 HJ JET (9-H) GUIBERSON PL-I SERTECPET 13-02-2010

2 HP PISTÓN GUIBERSON PL-I SERTECPET 21-08-2010

4 HJ JET (8-H) GUIBERSON PL-I SERTECPET 04-08-2010

5 HJ JET (9-H) GUIBERSON PL-II SERTECPET 16-08-2010

7 HJ JET (9-H) GUIBERSON PL-II SERTECPET 14-07-2010

8 HJ JET (9-H) GUIBERSON PL-II SERTECPET 26-09-2010

FUENTE: Departamento de Producción – Lago Central, Campo Parahuacu. EP

PETROECUADOR

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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79

CAPÍTULO 4

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCIÓN

DEL CAMPO PARAHUACU

4.1 MÉTODO SMART

Este trabajo presenta un método de cálculo directo para determinar la

geometría óptima de una Bomba Jet para una aplicación determinada, el

Método de Smart.

Este método usa las curvas de comportamiento de las Bombas Jet, se calcula

un área de tobera y se selecciona una relación de áreas. Esta información se

usa para seleccionar una de las geometrías dadas por cualquier fabricante.

4.1.1 CÁLCULO PARA DETERMINAR LA GEOMETRÍA ÓPTIMA DE UNA

BOMBA JET

A continuación se detalla la secuencia de cálculo propuesta por Smart para

determinar la geometría óptima de la Bomba Jet:

1. Fijar la presión de operación superficial deseada, PT.

2. Como valor inicial suponer una relación de flujo adimensional igual a 1. Este

es utilizado únicamente para calcular las pérdidas de presión por fricción

inicial.

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80

3. Calcular el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su

gravedad API.

API131.5

141.50.433G

oO +´

= (4.1)

4. Calcular el gradiente de presión del fluido producido, basado en los

gradientes de petróleo y agua.

OOWWS GFGFG ´+´= (4.2)

Donde: WO F1F -=

5. Estimar el factor de volumen de formación para el petróleo y el agua.

WO

1.2

S

T FF

P

GOR2.81B +

úúú

û

ù

êêê

ë

é

÷÷÷

ø

ö

ççç

è

æ+= (4.3)

6. Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción deseada y la

relación de flujo adimensional, M.

MG

BQGQ

N

TSS

N ´

´´= (4.4)

GN = Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera.

SQ =Tasa de fluido motriz

M= Relación de flujo adimensional

SG =Gradiente de fluido motriz

7. Utilizando la ecuación:

( ) 1.79

NN0.21

0.21

21

6

F QGGC

)D(DL102.02P ´

úúû

ù

êêë

é

´

´+´´´=

-μ (4.5)

Donde:

L= Profundidad de asentamiento de la bomba

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81

=NQ = Tasa de fluido motriz

TABLA 4.1

SIMBOLOGÍA DE LOS DIÁMETROS

Flujo anular Flujo por T.P. D1 DItr DItp

D2 DOtp 0

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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:

PFN = pérdida de presión por fricción del fluido motriz.

PFD = pérdida de presión por fricción del fluido 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.

FNNTN PDGPP -´+= (4.6)

9. Calcular la tasa del fluido de retorno QD, como la suma de la tasa de

producción y la tasa del fluido motriz.

SND QQQ += (4.7)

10. Calcular el gradiente del fluido de retorno GD, como un promedio ponderado

del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido producido.

D

NNSSD

Q

QGQGG

´+´= (4.8)

11. Calcular la fracción de agua del fluido de retorno FWD, dependiendo si el

fluido motriz es petróleo o agua, con las siguientes ecuaciones:

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82

· Si el fluido motriz es petróleo:

D

WSWD

Q

FQF

´= (4.9a)

· Si el fluido motriz es agua:

D

WSNWD

Q

FQQF

´+= (4.9b)

12. Determinar la relación gas – líquido del fluido de retorno GLR.

D

OS

Q

GORFQGLR

´´= (4.10)

13. Determinar la viscosidad del fluido de retorno uD, como un promedio

ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.

OWDWWDD )F(1F m´-+m´=m (4.11)

14. Determinar la presión de descarga de la bomba PD, como la suma de la

presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en

el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si la GLR

es menor que 10 pie3/bl.

FDDWHD PDGPP +´+= (4.12)

Si la GLR es mayor o igual que 10 pie3/bl, se debe utilizar una correlación

adecuada para flujo multifásico.

15. Calcular un nuevo valor de la relación de presiones H.

DN

SD

PP

PPH

--

= (4.13)

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83

16. Basado en este valor de H y la Tabla 4.2, se determina la relación de áreas

óptima, R. De similar forma la Figura 4.1 permite determinar la relación de

áreas óptima, R.

FIGURA 4.1

CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO GUIBERSON

FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Vinicio Melo.

TABLA 4.2

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. Vinicio Melo.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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84

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.

32

324

1213323

CC

1H

H)C(CCCCCCCCC

M

-

+

-+´-´+´-

= (4.14)

Donde:

R2C1 = (4.15)

( )( )2

2

21

21

R

RRC

-

-= (4.16)

2

TD3 R)K(1C += (4.17)

N4 K1C +=

(4.18)

0.20KTD = (4.19)

0.03KN = (4.20)

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 Nº 16, en vez de usar la Figura

4.2 se puede utilizar la Ecuación 4.14 anterior.

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85

FIGURA 4.2

CURVA DE H – M DE GUIBERSON

FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Vinicio Melo.

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 Nº 19. Caso contrario regresar al paso Nº 6 usando el nuevo valor

de M.

19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, ML.

)P(P1.3

P

R

R)(1M

SN

SL -

-= (4.21)

20. Si M < ML, no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el

paso Nº 24. Si M > ML, entonces se tendrán problemas de cavitación, por lo

que se requiere un ajuste y continuar en el paso siguiente.

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86

21. Fijar M = ML y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionada para

calcular un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de

comportamiento de la Figura también se puede usar para encontrar el valor

de H correspondiente a ML. El valor de R se debe mantener constante en

los cálculos para evitar cavitación.

22. Se calcula la presión de operación superficial requerida para evitar la

cavitación:

FNNDSD

T PDGPH

PPP +´-+

-= (4.22)

23. Repetir los cálculos para evitar cavitación, regresando al paso Nº 5.

24. Determinar el área de la tobera requerida para manejar la tasa de fluido

motriz calculada en el paso Nº 6.

N

SN

NN

G

PP832

QA

-=

(4.23)

La relación de áreas encontrada en el paso 16 junto con el área de la tobera

del paso Nº 24 define la geometría óptima de la Bomba tipo Jet, para la presión

de operación superficial dada. Esta área de la tobera es la medida ideal

requerida para que la tasa calculada del fluido motriz pase a través de ella.

Generalmente el diámetro exacto de la tobera no es 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.

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87

4.2 ANÁLISIS DEL POZO PRH-01

Para el pozo PRH – 01 no se realizará el rediseño de la geometría actualmente

empleada, debido a que la tasa actual de producción diaria de petróleo supera

a la tasa máxima de producción permitida por la Agencia de Regulación de

Control de Hidrocarburos indicado en el capítulo tres, en la Tabla 3.4.

4.3 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 02

No se realizará el rediseño para el pozo PRH-02, porque el método de Smart

únicamente se emplea para realizar el rediseño de la geometría de las bombas

JET y, el equipo actualmente utilizado en este pozo es una bomba tipo pistón

(2 ½”x2x1¾”).

4.4 ANÁLISIS DEL POZO PRH – 04

TABLA 4.3

DATOS PRH-04:

PT 3.450 psi

Ps = Pwf 301 psi

D 8.720 pies

Dotp 2,875 plg (Tubería)

Ditp 2,441 plg (Tubería)

Gravedad 18,9 ° API

Dotr 7 plg (Csg)

Ditr 6,366 plg (Csg)

GOR 162 PCS/bl

Pwh 100 psi

Gw 0,443 psi/pie

L 8.720 pies

Fw 0,003

Qs 200 BPD

uo 32,1 cp

uw 0,40 cp

GN Go

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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88

Solución:

PT =3450 lb/plg2

M = 1

API5131

51414330G

oO +´

=,

,,

/pielb/pg05131

51414330G 2

O 4074,9,18,

,,=

=

OOWWS GFGFG ´+´=

997,003, 001FO =-=

4074,997,33,003, 00400GS ´+´=

/pielb/pg0G 2

S 4075,=

WO

1.2

S

T FFP

GOR821B +

úúû

ù

êêë

é÷÷ø

öççè

æ+= ,

003,997,571

162, 0)(0821B

1.2

T +úúû

ù

êêë

é÷ø

öçè

æ+=

6156,1BT =

MG

BQGQ

N

TSSN ´

´´=

BPD10

0QN 2074,323

4074,

6156,12004075,=

´´´

=

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89

GN = 0,40748 lb/plg2/pie ya que el fluido motriz es petróleo

( ) 1.79

N0.21

0.21

21

6

FN QGGC

μ)D(DL10022P ´ú

û

ùêë

é

´´+´´´

=-,

0.1

211

22

2

2

121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=

0.1222 ))/())((C 0441,2441,20441,20441,2 ---=

664,86=C

Sabiendo que:

D1 = 2,441 plg

D2 = 0 plg

L = 8.720 pies

μO = 32,1 cp

GN = 0,40748 lb/plg2/pie

QN = 323,2074 BPD

PFN = 7,7563 lb/plg2

FNNTN PDGPP -´+=

7563,7872040748,3450 -´+= 0PN

2

N lb/pP lg57,6994=

SND QQQ +=

BPDQD 2074,5232002074,323 =+=

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90

D

NNSSD

Q

QGQGG

´+´=

2074,523

21,3234074,02004075,0 xGD

´+=

piepglbGD //4074,0 2=

D

WSWD

Q

FQF

´=

0011,2074,523

0032000

0.FWD =

´=

D

OS

Q

GORFQGLR

´´=

blpie0

GLR 3 /74,612074,523

162997,200=

´´=

OWDWWDD )F(1F μμμ ´-+´=

1,320011,4,0011,μ ´-+´= )0(100D

cpD 0636,32μ =

FDDWHD PDGPP +´+=

( ) 1.79

0.21

0.21

21

6

F QGGC

μ)D(DL10022P ´ú

û

ùêë

é

´´+´´´

=-,

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91

0.1

211

22

2

2

121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=

0.1222 ))/(())((C 875,2366,6366,6875,2366,6875,2366,6 ---=

1505,3858=C

Sabiendo que:

D1 = 6,366 plg

D2 = 2,375 plg

L = 8.720 pies

μD = 32,0636 cp

GD = 0,4074 lb/plg2/pie

QD = 523,2074 BPD

PFD = 0,5456 lb/plg2

5456,087204074,45 +´+= 01PD

2

D lb/plgP 2293,653.3=

DN

SD

PP

PPH

-

-=

9225,2293,653.357,994.6

5712293,653.30H =

--

=

Basado en este valor de H y la Figura 4.1 o Tabla 4.2, se determina la

relación de áreas óptimas R.

De la Tabla 4.2, R = 0,5

32

324

1213323

CC

1H

H)C(CCCCCCCCC

M

-

+

-+´-´+´-

=

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92

Donde:

KTD = 0,2 KN = 0,03 H = 0,2984

C1 = 1 C2 = 0 C3 = 0,3, C4 = 1,03

M = 0,2984, M anterior = 1

%1%100error% >=´-

= 157,701

12984,0

No hay convergencia aún, se repite el procedimiento desde el paso Nº 6.

Segunda Iteración:

MG

BQGQ

N

TSSN ´

´´=

BPD040

10QN =

´´´

=294,074,

6156,2004074,

GN = 0,4075 lb/plg2/pie ya que el fluido motriz es petróleo

( ) 1.79

N0.21

0.21

21

6

FN QGGC

μ)D(DL10022P ´ú

û

ùêë

é

´´+´´´

=-,

0.1

211

22

2

2

121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=

0.1222 ))/())((C 0441,2441,20441,20441,2 ---=

664,86=C

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93

Sabiendo que:

D1 = 2,441 plg

D2 = 0 plg

L = 8.720 pies

μO = 32,1 cp

GN = 0,4075 lb/plg2/pie

QN =323,2074 BPD

PFN = 67,5604 lb/plg2

FNNTN PDGPP -´+=

5604,67720.8074,45. -´+= 4003PN

2

N lb/plgP 7670,934.6=

SND QQQ +=

BPDQD 036,283.1200036,083.1 =+=

D

NNSSD

Q

QGQGG

´+´=

036,1283

036,10834074,2004075, ´+´=

00GD

/pielb/pgG 2

D 4074,0=

D

WSWD

Q

FQF

´=

0005,036,283.1

003,2000

0FWD =

´=

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94

D

OS

Q

GORFQGLR

´´=

/blpie0

GLR 31768,25036,283.1

162997,200=

´´=

OWDWWDD )F(1F μμμ ´-+´=

1,320005,40005,μ ´-+´= )0(100D

cpD 0852,32μ =

FDDWHD PDGPP +´+=

( ) 1.79

0.21

0.21

21

6

F QGGC

μ)D(DL10022P ´ú

û

ùêë

é

´´+´´´

=-,

0.1

211

22

2

2

121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=

0.1222 ))/(())((C 875,2366,6366,6875,2366,6875,2366,6 ---=

1505,858.3=C

Sabiendo que:

D1 = 6,366 plg

D2 = 2,875 plg

L = 8.720 pies

μD = 32,0852 cp

GD = 0,4074 lb/plg2/pie

QD = 1.283,036 BPD

PFD = 2,7181lb/plg2

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95

7181,287204074,100 +´+= 0PD

2

D lb/plgP 1908,655.3=

9404,1980,655.37670,934.6

5711908,655.30H =

--

=

Basado en este valor de H y la Figura 4.1 o Tabla 4.2, se determina la

relación de áreas óptima R.

De la Tabla 4.2, R = 0,5

32

324

1213323

CC

1H

H)C(CCCCCCCCC

M

-

+

-+´-´+´-

=

Donde:

KTD = 0,2, KN = 0,03, H = 0,9404

C1 = 1, C2 = 0,0, C3 = 0,3, C4 = 1,03

M = 0,2920, M anterior = 0,2984

Como no se obtuvo convergencia, se regresa al paso Nº 6.

Tercera Iteración:

MG

BQGQ

N

TSSN ´

´´=

BPD00

140QN 7146,1106

292,4074,

6156,200075,=

´´´

=

DN

SD

PP

PPH

--

=

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96

GN = 0,4074 lb/plg2/pie ya que el fluido motriz es petróleo

( ) 1.79

N0.21

0.21

21

6

FN QGGC

μ)D(DL102.02P ´ú

û

ùêë

é

´´+´´´

=-

0.1

211

22

2

2

121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=

0.1222 ))/())((C 0441,2441,20441,20441,2 ---=

664,86=C

Sabiendo que:

D1 = 2,441 plg

D2 = 0 plg

L = 8.720 pies

μO = 32,1cp

GN = 0,4074 lb/plg2/pie

QN =1.106,7146 BPD

PFN =70,2272 lb/plg2

FNNTN PDGPP -´+=

2272,70720.84074,45. -´+= 003PN

2

N lb/plgP 10,932.6=

BPDQD 7146,306.12007146,106.1 =+=

SND QQQ +=

Page 117: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/4318/1/CD-3930.pdf · 2019. 4. 7. · 2.6 bombeo hidrÁulico tipo jet ..... 38 2.6.1 descripciÓn general del sistema

97

D

NNSSD

Q

QGQGG

´+´=

7146,303.1

7146,106.14074,2004075, ´+´=

00GD

/pielb/plg0G 2

D 4074,=

D

WSWD

Q

FQF

´=

0005,7146,1306

005,2000

0FWD =

´=

D

OS

Q

GORFQGLR

´´=

/blpie0

GLR 37206,247146,306.1

162997,200=

´´=

OWDWWDD )F(1F μμμ ´-+´=

1,320005,4,0005,μ ´-+´= )0(100D

854,32μ cpD =

FDDWHD PDGPP +´+=

( ) 1.79

0.21

0.21

21

6

F QGGC

μ)D(DL10022P ´ú

û

ùêë

é

´´+´´´

=-,

Page 118: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/4318/1/CD-3930.pdf · 2019. 4. 7. · 2.6 bombeo hidrÁulico tipo jet ..... 38 2.6.1 descripciÓn general del sistema

98

0.1

211

22

2

2

121 ))D/(D(D)D)(DD(DC ---=

0.1222 ))/(())((C 2875366,6366,6875,2366,6875,2366,6 ---=

1505,858.3=C

Sabiendo que:

D1 = 6,366 plg

D2 = 2,875 plg

L = 8.720 pies

μD = 32,1 cp

GD = 0,4074 lb/plg2/pie

QD = 306,7146 BPD

PFD =2,8086 lb/plg2

8086,287204074,100 +´+= 0PD

2

D lb/plgP 2786,655.3=

DN

SD

PP

PPH

--

=

9412,2786,655.310,932.6

5712786,655.30H =

--

=

Basado en este valor de H y la Figura 4.1 o Tabla 4.2, se determina la

relación de áreas óptima R.

De la Tabla 4.2, R = 0,5

32

324

1213323

CC

1H

H)C(CCCCCCCCC

M

-

+

-+´-´+´-

=

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99

Donde:

KTD = 0,2, KN = 0,03, H = 0,9412

C1 = 1, C2 = 0,0, C3 = 0,3, C4 = 1,03

M = 0,2918, M anterior = 0,2920

%1%100

0

0error% £=´

-= 0987,0

2920,

2920,02918,

Como se obtuvo convergencia, se continua al paso Nº19.

)P(P31

P

R

R)(1M

SN

SL -

-=

,

2628,0

57110,932.6,

571

,

5,0

=

--

=

L

L

M

)(3150

)(1M

M = 0,2918 ML = 0,2628

Como no se cumple, M < ML, existe problemas de cavitación, en tal caso se

procede con el literal número 21 del procedimientos de Smart antes

indicado.

Se asume M = ML

M = 0,2628

Mediante la Figura 4.2 se encuentra el nuevo valor de H, (R= 0,5).

H= 1,05

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100

Se calcula la presión de operación superficial, requerida para evitar la

cavitación.

FNND

SDT PDGP

H

PPP +´-+

-=

26,70720.84074,02786,655.305,1

5712786,655.3+´-+

-=TP

)(3.110,5866 psiPT =

Se repite los cálculos para evitar cavitación, regresando al paso Nº 5 (Tercera

Iteración).

Como M < ML, (Quinta Iteración) no existen problemas de cavitación se procede

al cálculo de la geometría óptima para el nuevo equipo (paso Nº 24).

N

SN

NN

G

PP823

QA

-=

2

N plg

0823

A 0,01278

4074,

5716.572,1783

1.277,0250=

-=

T

N

A

AR =

=TA 0,025569 plg2 Cámara de mezclado

1277,0250

HP= 67,53

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101

TABLA 4.4

RESUMEN DE RESULTADOS POR CADA ITERACIÓN PRH – 04

Cálculos Primera Iteración

Segunda Iteración

Tercera Iteración

Cuarta Iteración

Quinta Iteración

PT (psi) 3450 3450 3450 3110,53 3110,58

M 1 0,2985 0,292 0,2628 0,2531

Go (psi/pie) 0,4074 0,4074 0,4074 0,4074 0,4074

Gs (psi/pie) 0,4074 0,4075 0,40745 0,40745 0,40748

BT 1,6156 1,6156 1,6156 1,6156 1,6156

QN (BPD) 323,2074 1083,036 1107,013 1230,348 1230,351

C 86,664 86,664 86,664 86,664 86,669

PFN (psi) 7,7604 67,5863 70,2611 84,8851 84,8854

PN (psi) 6994,567 6934,741 6932,066 6577,972 6577,976

QD (BPD) 523,3027 1283,268 1307,013 1430,348 1430,351

GD (psi/pie) 0,4074 0,4074 0,4074 0,4074 0,4074

FWD 0,0008 0,0003 0,0003 0,0003 0,003

GLR 61,79 25,19754 24,73977 22,60653 21,88637

µd (cp) 32,0758 32,0901 32,0903 32,0911 32,0914

C 3858,151 3858,151 3858,151 3858,151 3858,151

PFD (psi) 0,5459 2,7191 2,8098 3,302 3,499

PD (psi) 3.653,111 3.655,143 3.655,232 3.655,716 3.655,911

H 0,9224 0,9404 0,9412 1,0556 1,0579

R 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

C1 1 1 1 1 1

C2 0 0 0 0 0

C3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

C4 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03

KTD 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

KN 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03

M 0,2985 0,292 0,2918 0,2531 0,2524

%ERROR 70,1549 2,145 0,0991 3,6844 0,2909

ML 0,2615 0,2627 0,2628 0,2704 0,2705

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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102

4.4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS

La Bomba tipo Jet que requiere este pozo para producir una tasa de petróleo

de 200 BPD con una presión de operación superficial de 3.110,53 lb/plg2, debe

tener un área de tobera de 0,01279 plg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de

1.277,41 BPD, con una bomba de superficie de 67,55 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 0,0256 plg2.

En la Tabla 4.5 se indica la alternativa de geometría más adecuada para la

producción deseada en el pozo Parahuacu-04 de acuerdo a los cálculos

realizados por cada fabricante.

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103

TABLA 4.5

DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO PRH-04

KOBE NATIONAL GUBERSON

TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA

N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R

7 0,0111 5 0,0167 0,6647

7 0,0103 5 0,0167 0,6168

C 0,0123 2 0,0189 0,651

6 0,0215 0,5163 6 0,0212 0,4858 3 0,0241 0,5104

8 0,0144 6 0,0215 0,6698

8 0,0131 6 0,0212 0,6179

D 0,0177 3 0,0241 0,7344

7 0,0278 0,518 7 0,0271 0,4834 4 0,0314 0,5637

CLAW OILWELL

TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA

N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R

8 0,0122 E 0,0187 0,6524

7 0,0095 E 0,0167 0,5689

F 0,0239 0,5105 F 0,0215 0,4419

9 0,0148 F 0,0239 0,6192

8 0,0136 F 0,0215 0,6326

G 0,0311 0,4759 G 0,0272 0,5

FABRICANTE BOMBA

KOBE 8 –

NATIONAL 8 – X

GUIBERSON D – 4

CLAW 9 – G

OILWELL 8 - G

ELABORADO POR: Diana Ordóñez

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104

4.5 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 05

TABLA 4.6

DATOS PRH - 05:

PT 3.550 psi

Ps =Pwf 554 psi

D 7.174 pies

Dotp 3,5 plg (Tubería)

Ditp 2,992 plg (Tubería)

Gravedad 32,1 ° API

Dotr 7 plg (Csg)

Ditr 6,366 plg (Csg)

GOR 396 PCS/bl

Pwh 60 psi

Gw 0,443 psi/pie

L 7174 pies

Fw 0,0301

Qs 500 BPD

uo 3,3 cp

uw 0,4 cp

GN Go

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

TABLA 4.7

RESUMEN DE RESULTADOS POR CADA ITERACIÓN PRH – 05

Cálculos Primera Iteración

Segunda Iteración

Tercera Iteración

Cuarta Iteración

Quinta Iteración

PT 3.700 3.700 3.700 3.134,93 3.134,934 M 1 0,4933 0,4842 0,408 0,3863 Go 0,3745 0,3745 0,3745 0,3745 0,3745 Gs 0,3766 0,3766 0,3766 0,3766 0,3766

BT 2,8151 2,8151 2,8151 2,8151 2,8151

QN 1.415,31 2.869,19 2.923,241 3.469,11 3.664,066 C 239,777 239,777 239,7772 239,777 239,7772

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105

TABLA 4.12 CONTINUACIÓN

Cálculos Primera Iteración

Segunda Iteración

Tercera Iteración

Cuarta Iteración

Quinta Iteración

PFN 19,6429 69,5933 71,95759 97,7618 107,8135

PN 6.367,08 6.317,13 6.314,762 5.723,89 5.713,84

QD 1.915,31 3.369,19 3.423,241 3.969,11 4.164,066

GD 0,375 0,3748 0,3748 0,3748 0,3748

FWD 0,0079 0,0045 0,0044 0,0038 0,0036 GLR 100,266 56,999 56,0989 48,3837 46,1184

µD 3,2772 3,287 3,2873 3,289 3,2895 C 2.481,82 2.481,82 2.481,817 2.481,82 2.481,817

PFD 4,1889 11,514 11,84679 15,4393 16,82317

PD 2.774,77 2.780,43 2.780,727 2.784,02 2.785,319 H 0,6182 0,6295 0,6301 0,7585 0,7619 R 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

C1 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

C2 0,0889 0,0889 0,0889 0,0889 0,0889

C3 0,192 0,192 0,192 0,192 0,192

C4 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03

KTD 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

KN 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 M 0,4933 0,4842 0,4837 0,3863 0,3838 %ERROR 50,672 1,8491 0,0925 5,3208 0,6281

ML 0,4061 0,4079 0,408 0,4307 0,4311

ELABORADO POR: Diana Ordóñez

Como no se cumple con M < ML (0,4080 < 0,4842) existen problemas de

cavitación (Tercera Iteración), se procede a ir al literal Nº 21 indicado

previamente.

Se asume M = ML

M = 0,4080

Mediante la Figura 4.2 se encuentra el nuevo valor de H, (R= 0,4).

H= 0,75

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106

Se calcula la presión de operación superficial, requerida para evitar la

cavitación.

FNND

SDT PDGP

H

PPP +´-+

-=

9576,71720.84074,073,780.275,0

55473,780.2+´-+

-=TP

)(93,134.3 psiPT =

Se repite los cálculos para evitar cavitación, regresando al paso Nº 5 (Tercera

Iteración).

Como M < ML, (Quinta Iteración) no existen problemas de cavitación se procede

al cálculo de la geometría óptima para el nuevo equipo (paso Nº 24).

N

SN

NN

G

PP823

QA

-=

2

N plg0

0.823

A 03793,

3745,

55484,5713

3664,07=

-=

T

N

A

AR =

:TA 0,0948 plg2 Cámara de mezclado.

HP= 195,3

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107

4.5.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH - 05

La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de petróleo de

500 BPD con una presión de operación superficial de 3.134,93 lb/plg2, debe

tener un área de tobera de 0,03793 plg2, e inyectar una tasa de fluido motriz

de 3.664,07 BPD, con una bomba de superficie de 195,3 HP. 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 2,5 veces

más grande que el área de la tobera, o sea 0,0948 plg2.

En la Tabla 4.8 se indica la alternativa de geometría más adecuada para la

producción deseada en el pozo Parahuacu 05 de acuerdo a los cálculos

realizados por cada fabricante.

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108

TABLA 4.8

DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO PRH-05

KOBE NATIONAL GUBERSON

TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA

N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R

11 0,0310 11 0,0774 0,4005

12 0,0346 11 0,0715 0,4839

F 0,0314 8 0,0661 0,4750

12 0,100 0,31 12 0,0910 0,3802 9 0,0804 0,3905

12 0,0400 12 0,100 0,4

13 0,0441 12 0,0910 0,4846

G 0,0452 9 0,0804 0,5621

13 0,1292 0,3096 13 0,1159 0,3805 10 0,0962 0,4698

CLAW OILWELL

TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA

N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R

12 0,0311 L 0,0796 0,391

11 0,0307 J 0,0593 0,518

M 0,0957 0,3245 K 0,0764 0,4018

13 0,0450 M 0,0957 0,4702

12 0,0387 K 0,0764 0,5065

N 0,1119 0,4021 L 0,0989 0,3913

FABRICANTE BOMBA

KOBE 12 - A

NATIONAL 13 - A

GUIBERSON G – 10

CLAW 13 – M

OILWELL 12 – L

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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109

4.6 ANÁLIS DEL POZO PRH – 07

TABLA 4.9

DATOS PRH – 07:

PT 3.550 psi

Ps 992 psi

D 8.632 pies

Dotp 3,5 plg (Tubería)

Ditp 2,992 plg (Tubería)

Gravedad 32,1 ° API

Dotr 7 plg (Csg)

Ditr 6,366 plg (Csg)

GOR 396 PCS/bl

Pwh 50 psi

Gw 0,443 psi/pie

L 8.632 pies

Fw 0,002

Qs 600 BPD

uo 3,3 cp

uw 0,40 cp

GN Go

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

TABLA 4.10

RESUMEN DE RESULTADOS POR CADA ITERACIÓN PRH-07

Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración

PT (psi) 3.550 3.550 3.550 M 1 0,4602 0,4499 Go (psi/pie) 0,3745 0,3745 0,3745 Gs (psi/pie) 0,3746 0,37464 0,37464

BT 1,9283 1,9283 1,9283

QN (BPD) 1.157,4294 2.515,2433 2.572,6914 C 239,7772 239,7772 239,7772

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110

CONTINUACIÓN TABLA 4.10

Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración

PFN (psi) 16,4886 66,1557 68,8847

PN (psi) 6.766,264 6.716,5969 6.713,8679

QD (BPD) 1.757,4294 3.115,2433 3.172,6914

GD (psi/pie) 0,3746 0,3745 0,3745

FWD 0,0007 0,0004 0,0004

GLR 134,9271 76,1176 74,7393213

mD (cp) 3,298 3,2989 3,2989

C 2.481,8174 2.481,8174 2.481,8174

PFD (psi) 4,3222 12,0428 12,4433

PD (psi) 3.287,4785 3.295,0232 3.295,4195

H 0,6599 0,6731 0,6738 R 0,4 0,4 0,4

C1 0,8 0,8 0,8

C2 0,0889 0,0889 0,0889

C3 0,192 0,192 0,192

C4 1,03 1,03 1,03

KTD 0,2 0,2 0,2

KN 0,03 0,03 0,03

M 0,460165988 0,4499 0,4493 %ERROR 53,98340123 2,233 0,1254

ML 0,545289458 0,5476 0,5478

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

Como:

M < ML

0,4493 < 0,5478

Por lo tanto, no existen problemas de cavitación. Ir al paso Nº 24.

N

SN

NN

G

PP823

QA

-=

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111

2

N plg

0823

A 0253,0

3745,

9928679,713.6

6914,572.2=

-=

T

N

A

AR =

=TA 0,0632 plg2 Cámara de mezclado

HP= 155,46

4.6.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH - 07

La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de petróleo de

600BPD con una presión de operación superficial de 3.550 lb/plg2, debe tener

un área de tobera de 0,0253 plg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de

2.572,69 BPD, con una bomba de superficie de 155,46 HP de potencia. La

curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de

presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas

R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser 2.5

veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,0632 plg2.

En la Tabla 4.11 se indica la alternativa de geometría más adecuada para la

producción deseada en el pozo Parahuacu 07 de acuerdo a los cálculos

realizados por cada fabricante.

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112

TABLA 4.11

DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO PRH-07

KOBE NATIONAL GUBERSON

TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA

N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R

10 0,024 9 0,0464 0,5172

10 0,0212 9 0,0441 0,6145

E 0,0241 6 0,0452 0,5458

10 0,0599 0,4007 10 0,0562 0,4822 7 0,0531 0,4541

11 0,031 10 0,0599 0,5175

11 0,0271 10 0,0562 0,6157

F 0,0314 7 0,0531 0,5747

11 0,0774 0,4005 11 0,0715 0,4839 8 0,0661 0,4782

CLAW OILWELL

TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA

N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R

11 0,0239 I 0,0447 0,5347

10 0,0229 I 0,0456 0,502

J 0,0526 0,4544 J 0,0593 0,3861

12 0,0311 J 0,0526 0,5912

11 0,0307 J 0,0593 0,518

K 0,0654 0,4755 K 0,0764 0,402

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

FABRICANTE BOMBA

KOBE 11 - A

NATIONAL 11 - X

GUIBERSON F – 8

CLAW 12 – K

OILWELL 11 -K

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113

4.7 ANÁLISIS DEL POZO PRH - 08

TABLA 4.12

DATOS PRH – 08:

PT 3.550 psi

Ps 1.608 psi

D 9.366 pies

Dotp 3,5 plg (Tubería)

Ditp 2,992 plg (Tubería)

Gravedad 32,1 ° API

Dotr 7 plg (Csg)

Ditr 6,366 plg (Csg)

GOR 396 PCS/bl

Pwh 55 psi

Gw 0,541 psi/pie

L 9.366 pies

Fw 0,002

Qs 800 BPD

uo 3,3 cp

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

TABLA 4.13

RESUMEN DE RESULTADOS POR CADA ITERACIÓN PRH-08

Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración

PT (psi) 3.550 3.550 3.550

M 1 0,5368 0,5288 Go (psi/pie) 0,3745 0,3745 0,3745 Gs (psi/pie) 0,3748 0,37484 0,37484

BT 1,52 1,52 1,52

QN (BPD) 1.217,1472 2.267,0926 2.301,5022

C 239,7772 239,7772 239,7772

PFN (psi) 19,5765 59,6021 61,2311

PN (psi) 7.038,0649 6.998,0393 6.996,4103

QD (BPD) 2.017,1472 3.067,0926 3.101,5022

GD (psi/pie) 0,3746 0,3746 0,3746

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114

CONTINUACIÓN DE TABLA 4.13

Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración

FWD 0,0008 0,0005 0,0005

GLR 156,7394 103,0834209 101,9397628

mD (cp) 3,2977 3,2985 3,2985

C 2.481,8174 2.481,8174 2.481,8174

PFD (psi) 6,003 12,7089 12,9652

PD (psi) 3.569,8813 3.576,1637 3.576,4111

H 0,5657 0,5752 0,5756 R 0,4 0,4 0,4

C1 0,8 0,8 0,8

C2 0,0889 0,0889 0,0889

C3 0,192 0,192 0,192

C4 1,03 1,03 1,03

KTD 0,2 0,2 0,2

KN 0,03 0,03 0,03

M 0,5368 0,5288 0,5285 %ERROR 46,3163 1,4951 0,0617

ML 0,7159 0,7186 0,7187

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

Como M < ML, no existen problemas de cavitación (Tercera Iteración) se

procede al cálculo de la geometría óptima para el nuevo equipo (paso Nº 24).

N

SN

N

N

G

PP823

QA

-=

2

N plg0

0823

A 0233,

3745,

608.141,996.6

502,301.2=

-=

AT=0,0583 plg2 Cámara de mezclado T

N

A

AR =

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115

HP= 138,9

4.7.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS PRH – 08

La bomba tipo jet que requiere este pozo para producir una tasa de petróleo de

800 BPD con una presión de operación superficial de 3.550 lb/plg2, debe tener

un área de tobera de 0,0233 plg2, e inyectar una tasa de fluido motriz de

2.301,502 BPD, con una bomba de superficie de 138,9 HP. 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 2.5 veces

más grande que el área de la tobera, o sea 0,0583 plg2.

En la Tabla 4.14 se indica la alternativa de geometría más adecuada para la

producción deseada en el pozo Parahuacu 8 de acuerdo a los cálculos

realizados por cada fabricante.

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116

TABLA 4.14

DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO PRH-08

KOBE NATIONAL GUBERSON

TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA

N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R

9 0,0186 8 0,0359 0,5181

10 0,0212 9 0,0441 0,4807

D 0,0177 6 0,0452 0,3916

9 0,0464 0,4000 10 0,0562 0,3772 7 0,0531 0,3333

10 0,0240 9 0,0464 0,5172

11 0,0271 10 0,0562 0,4822

E 0,0241 7 0,0531 0,4539

10 0,0599 0,4000 11 0,0715 0,380 8 0,0661 0,3646

FABRICANTE BOMBA

KOBE 10 – A

NATIONAL 11 – X

GUIBERSON E – 8

CLAW 11 – K

OILWELL 11 – J

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

CLAW OILWELL

TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA

N ÁREA N ÁREA R N ÁREA N ÁREA R

10 0,0175 I 0,0376 0,4654

10 0,0229 H 0,0353 0,06487

J 0,0526 0,3627 I 0,0456 0,5022

11 0,0239 J 0,0526 0,4544

11 0,0307 I 0,0456 0,6732

K 0,0654 0,3654 J 0,0593 0,5177

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117

4.8 ANÁLISIS DE RESULTADOS

En la Tabla 4.15 se presenta los resultados obtenidos de los rediseños para

cada uno de los pozos con bombeo hidráulico tipo jet, considerando las

alternativas propuestas por cada uno de los fabricantes.

TABLA 4.15

PROPUESTA DE REDISEÑO DEL EQUIPO DE FONDO DE LOS POZOS

CON BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU

POZO KOBE NATIONAL GUIBERSON CLAW OIL WELL

PRH-04 8- 8-X D-4 9-G 8-G PRH-05 12-A 13-A G-10 13-M 12-L PRH-07 11-A 11-X F-8 12-K 11-K PRH-08 10-A 11-X E-8 11-K 11-J

ELABORADO POR: Diana Ordóñez

En la Tabla 4.16 se realiza una comparación del equipo de fondo que

actualmente se está utilizando, con el equipo que se obtuvo como propuesta

para realizar el rediseño, previamente indicado en la Tabla 4.15.

TABLA 4.16

COMPARACIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL EN EL CAMPO PARAHUACU

CON LA PROPUESTA DE REDISEÑO PLANTEADA

ESCENARIO ACTUAL ESCENARIO PROPUESTO

POZO Equipo Fondo

Producción BIPD Equipo Fondo

Producción BIPD

(CLAW) (BPPD) (CLAW)

PRH-04 8-H 78 1.077 9-G 200 1.277,0250

PRH-05 9-H 137 1.012 13-M 500 3.664,066

PRH-07 9-H 472 1.488 12-K 600 2.572,694

PRH-08 9-H 155 1.634 11-K 800 2.301,502

5.211

9.815,287

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

Page 138: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/4318/1/CD-3930.pdf · 2019. 4. 7. · 2.6 bombeo hidrÁulico tipo jet ..... 38 2.6.1 descripciÓn general del sistema

118

De los resultados expuestos en la Tabla 4.16, se puede observar que existen

bombas sobredimensionadas, por lo que requieren mayor fluido motriz, en

estos casos la geometría sugerida por los cálculos dan como resultado la

optimización de este, que significa una reducción en costo de inversión,

considerando que el valor de barril de fluido de inyección está en $0,338.

De igual forma existen pozos que con la nueva geometría planteada presentan

una reducción en la producción y un incremento en los requerimientos de fluido

motriz, por lo que no es conveniente realizar el cambio de geometría

actualmente implementada.

En la Tabla 4.17 se muestra los pozos en los cuales es conveniente realizar el

cambio de geometría en la bomba de fondo, con su respectivo incremento de

producción.

TABLA 4.17

POZOS CON INCREMENTO EN LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

Pozo Producción Actual (bl)

Nueva Producción (bl)

Incremento en la Producción (bl)

PRH-04 78 300 222 PRH-05 137 500 363 PRH-07 472 600 128 PRH-08 177 800 623

1.336

ELABORADO POR: Diana Ordóñez

8 Departamento de Levantamiento Artificial, Lago Agrio.

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119

4.9 ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO

El objetivo del proyecto es el incremento de la producción de crudo, mediante

el cambio de geometría al equipo de fondo que se encuentra actualmente

sobredimensionado (PRH – 04, PRH – 05, PRH – 07, PRH - 08), sin considerar

el cambio de tipo de levantamiento artificial.

En lo pozos PRH – 01, no es necesario el cambio de geometría, ya que la

actualmente utilizada es la adecuada, ya que al realizarlo hay una demanda de

energía y fluido motriz

4.9.1 COSTO DE PRODUCCIÓN

Los costos de producción incluyen los costos de los trabajos a realizarse, el

tiempo de duración de cada uno de estos y, la producción de petróleo a ser

recuperada por los mismos.

En la Tabla 4.18 se presentar los costos de un trabajo de

reacondicionamiento típico para el cambio de geometría de una bomba,

valores a se considerados en el estudio económico del presente proyecto.

TABLA 4.18

COSTOS DE UN TRABAJO DE REACONDICIONAMIENTO

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 la bomba) 1680

Lubricador 224

Contingencias (+/- 25%) 6.506

27.030

FUENTE: Costos estimados de las listas de precios de Petroecuador y Sertecpet.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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120

4.9.2 INGRESOS

Los ingresos se obtienen multiplicando la cantidad de barriles de petróleo

producido por el precio de barril actual.

La declinación anual que presenta el campo Parahuacu según los historiales de

producción es del 12%, que mensualmente sería del 1%. Para el proyecto se

considera un período mensual de 30,41 días y un período semanal de 7 días.

4.9.3 EGRESOS

Los egresos mensuales constituyen la suma entre los trabajos de

reacondicionamiento realizados en cada uno de los pozos para el cambio de

geometría y, futuros trabajo de reacondicionamiento, donde el costo operativo

de producción es de $10 por barril.

El monto total de la ejecución del proyecto asciende a $81.090, ya que los

pozos a ser cambiados de geometría son tres y, el precio individual de cada

W.O. es de $27.030, mencionado en la Tabla 4.18. Este monto es considerado

en un período de evaluación económica de doce meses, desde agosto del año

2011 a agosto del año 2.012.

4.9.4 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

considera el precio del barril del petróleo a $66 valor establecido en el

Contrato de Crédito actual entre EP PETROECUADOR y Petrochina. En

el segundo escenario el precio del barril del petróleo propuesto es de

$73,30, valor establecido en el Presupuesto del Estado del año 2.011 y,

como último escenario $100, valor establecido como objetivo para el

2.011.

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121

· Se estima una tasa de actualización anual del 12% mensual del 1%, de

acuerdo al Departamento Financiero de Petroproducción.

· No se considera depreciación contable de los equipos, puesto que no

intervienen los impuestos fiscales.

4.9.4.1 Primer Escenario

Considerando el precio del barril de petróleo de $66 y el período de la

evaluación económica de 12 meses, obtenemos un VAN igual a $

20´568.192,9y un TIR mensual equivalente a 2.054%.

Como se obtiene un VAN positivo y un TIR mayor a la tasa de declinación

mensual bancaria (1% mensual), el proyecto es económicamente rentable.

Para realizar el cálculo de la producción acumulada se debe considerar

únicamente el incremento de producción que se obtiene de la propuesta de

rediseño, no la producción total del Campo, estos valores fueron indicados en

la Tabla 4.22, del presente capítulo.

En la Tabla 4.19 se muestran los resultados del estudio económico y, en la

Tabla 4.20 se indica estos valores en forma resumida.

Page 142: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/4318/1/CD-3930.pdf · 2019. 4. 7. · 2.6 bombeo hidrÁulico tipo jet ..... 38 2.6.1 descripciÓn general del sistema

12

2

TA

BL

A 4

.19

AN

ÁL

ISIS

EC

ON

ÓM

ICO

CO

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RE

CIO

DE

BA

RR

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66 (

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rod

ucc

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A

cum

ula

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($)

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Eg

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-10

0

40.6

27,7

6

10

.812

0

-10

8.1

20

-10

8.1

20

-10

8.1

20

sep-1

0

1 39

.702

,96

620

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5,3

397

.02

9,59

39

7.0

29,

59

2´2

23.3

65,

72

594

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0,8

0

393

.09

8,61

201

.35

2,2

0

2´0

93.2

32,

20

oct-

10

2 38

.799

,21

560

.74

7,8

387

.99

2,10

38

7.9

92,

10

2´1

72.7

55,

74

510

.29

0,9

8

380

.34

7,12

129

.94

3,8

7

4´3

31.2

96,

06

nov-

10

3 37

.916

,03

502

.45

8,1

379

.16

0,32

37

9.1

60,

32

2´1

23.2

97,

78

428

.86

1,1

7

368

.00

9,27

060

.85

1,9

0

4´1

90.7

95,

77

dic-

10

4

37.0

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6

2´4

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95,

2

37

0.5

29,

57

370

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9,57

074

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5,6

2

2´3

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72,

81

35

6.0

71,

64

1´9

94.0

01,

18

054

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8

ene

-11

5

36.2

09,5

3

2´3

89.8

28,

9

36

2.0

95,

29

362

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5,29

027

.73

3,6

4

2´2

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40,

22

34

4.5

21,

25

1´9

29.3

18,

98

923

.32

0,1

5

feb

-11

6

35.3

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0

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8

35

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53,

00

353

853,

00

981

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8

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80,

50

33

3.3

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1´8

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34,

97

796

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3,9

5

mar

-11

7

34.5

79,8

3

2´2

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68,

9

34

5.7

98,

32

345

.79

8,32

936

.47

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9

2´1

28.7

13,

42

32

2.5

32,

34

1´8

06.1

81,

08

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.91

6,0

5

abr-

11

8

33.7

92,7

0

2´2

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1

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99

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926,

99

892

.39

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4

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37

31

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90

1´7

47.5

91,

47

553

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2,5

5

ma

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1

9 33

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,48

179

.54

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.23

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0.2

34,

83

1´8

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06

992

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6

301

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0

3´4

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93,

87

jun-

11

10

32.2

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8

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3

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77

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43

29

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52,

19

1´6

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24

326

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5

jul-1

1

11

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17

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33,

58

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-11

12

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23

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.

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123

TABLA 4.20

RESULTADOS FINALES PARA EL PRIMER ESCENARIO

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

4.9.4.2 Segundo Escenario

Considerando el precio del barril de petróleo de $73,30 y el período de la

evaluación económica de 12 meses, obtenemos un VAN igual a $

23´263.358,44 y un TIR mensual equivalente a 2.322%.

Como se obtiene un VAN positivo y un TIR mayor a la tasa de declinación

mensual bancaria (1% mensual), el proyecto es económicamente rentable.

En la Tabla 4.21 se muestran los resultados del estudio económico y, en la

Tabla 4.22 se indica estos valores en forma resumida.

Las consideraciones tomadas en cuenta para la realización de los cálculos en

este segundo escenario, son las mismas referidas en el primer escenario,

tiempo y tasa de actualización.

Egreso o Inversión Total ($) 4´210.902,67 Tasa Interna De Retorno Mensual (TIR) 2.054% Tasa Interna De Retorno Anual (TIR) 24.648%

Valor Actual Neto ($) (VAN) 20´568.192,9 Beneficio Costo Inversión (BCI) 6,6

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12

4

TA

BL

A 4

.21

AN

ÁL

ISIS

EC

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ÓM

ICO

CO

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sep

-10

1 39

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59

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oct-

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44

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10

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11

356.

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14

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29

362.

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96

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353.

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mar

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32

345.

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1´84

9.32

3,34

760.

646,

95

jul-1

1 11

31

.537

,18

2´31

1.67

5,41

315.

371,

82

315.

371,

82

1´99

6.30

3,59

072.

009,

50

282.

675,

24

1´78

9.33

4,26

638.

657,

60

ago-1

1

12

30.8

19,3

1

2´25

9.05

5,25

308.

193,

08

308.

193,

08

1´95

0.86

2,17

004.

796,

83

273.

505,

71

1´73

1.29

1,13

520.

625,

38

30

´865

.917

210.

902,

67

2.32

2%

29´0

28.8

20,

43

960.

275

,64

23

´263

.35

8,4

4

ELA

BO

RA

DO

PO

R: D

iana

Ord

óñez

.

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125

TABLA 4.22

RESULTADOS FINALES PARA EL SEGUNDO ESCENARIO

Egreso o Inversión Total ($) 4´210.902,67

Tasa Interna De Retorno Mensual (TIR) 2322% Tasa Interna De Retorno Anual (TIR) 27.864%

Valor Actual Neto ($) (VAN) 23´263.358,44 Beneficio Costo Inversión (BCI) 7,33

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

4.9.4.3 Tercer Escenario

Considerando el precio del barril de petróleo de $100 y el período de la

evaluación económica de 12 meses, obtenemos un VAN igual a $

33´121.018,66y un TIR mensual equivalente a 3.303%.

Como se obtiene un VAN positivo y un TIR mayor a la tasa de declinación

mensual bancaria (1% mensual), el proyecto es económicamente rentable.

En la Tabla 4.23 se muestran los resultados del estudio económico y, en la

Tabla 4.24 se indica estos valores en forma resumida.

Las consideraciones tomadas en cuenta para la realización de los cálculos en

este tercer escenario, son las mismas referidas en el primer escenario, tiempo

y tasa de actualización.

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12

6

TA

BL

A 4

.23

AN

ÁL

ISIS

EC

ON

ÓM

ICO

CO

N P

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CIO

DE

BA

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ET

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100

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II) (

$)

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aja

(II)

($)

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Flu

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$)

ago

-10

0

40.6

27,7

6

10

8.1

20,

00

-10

8120

,00

-1

08.

120

,00

-1

081

20,0

0

sep-1

0

1 39

.702

,96

970

.29

5,9

3

39

7.0

29,

59

397

.02

9,59

573

.26

6,3

3

3´9

30.9

86,

07

39

3.0

98,

61

3´5

37.8

87,

46

429

.76

7,4

6

oct-

10

2 38

.799

,21

879

.92

0,9

6

38

7.9

92,

10

387

.99

2,10

491

.92

8,8

6

3´8

03.4

71,

19

38

0.3

47,

12

3´4

23.1

24,

07

961

.01

1,5

3

nov-

10

3 37

.916

,03

791

.60

3,1

8

37

9.1

60,

32

379

.16

0,32

412

.44

2,8

6

3´6

80.0

92,

69

36

8.0

09,

27

3´3

12.0

83,

42

735

.20

7,4

9

dic-

10

4

37.0

52,9

6

3´7

05.2

95,

75

370

.52

9,57

37

0.5

29,

57

3´3

34.7

66,

17

560

.71

6,3

9

356

.07

1,64

204

.64

4,7

5

6´5

16.7

28,

17

ene

-11

5

36.2

09,5

3

3´6

20.9

52,

92

362

.09

5,29

36

2.0

95,

29

3´2

58.8

57,

63

445

.21

2,4

6

344

.52

1,25

100

.69

1,2

2

6´3

05.3

35,

96

feb

-11

6

35.3

85,3

0

3´5

38.5

29,

97

353

.85

3,00

35

3.8

53,

00

3´1

84.6

76,

97

333

.45

5,3

0

333

.34

5,53

000

.10

9,7

7

6´1

00.8

00,

98

mar

-11

7

34.5

79,8

3

3´4

57.9

83,

19

345

.79

8,32

34

5.7

98,

32

3´1

12.1

84,

87

225

.32

3,3

6

322

.53

2,34

902

.79

1,0

2

5´9

02.9

00,

79

abr-

11

8

33.7

92,7

0

3´3

79.2

69,

89

337

.92

6,99

33

7.9

26,

99

3´0

41.3

42,

90

120

.69

9,0

4

312

.06

9,90

808

.62

9,1

4

5´7

11.4

20,

16

ma

y-1

1

9 33

.023

,48

302

.34

8,3

1

33

0.2

34,

83

330

.23

4,83

972

.11

3,4

8

3´0

19.4

68,

58

30

1.9

46,

86

2´7

17.5

21,

72

526

.15

0,8

6

jun-

11

10

32.2

71,7

8

3´2

27.1

77,

69

322

.71

7,77

32

2.7

17,

77

2´9

04.4

59,

92

921

.52

1,8

6

292

.15

2,19

629

.36

9,6

8

5´3

46.8

91,

39

jul-1

1

11

31.5

37,1

8

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53.7

18,

16

315

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31

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71,

82

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46,

34

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2,3

8

282

.67

5,24

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.07

7,1

4

5´1

73.4

46,

82

ago

-11

12

30

.819

,31

081

.´9

30,7

7

30

8.1

93,

08

308

.19

3,08

773

.73

7,6

9

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35.0

57,

07

27

3.5

05,

71

2´4

61.5

51,

36

005

.62

8,5

1

42

´109

´.02

6,71

210.

902,

67

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3%

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02.7

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0.27

5,64

33

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,66

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127

TABLA 4.24

RESULTADOS FINALES PARA EL TERCER ESCENARIO

Egreso o Inversión Total ($) 4´210.902,67

Tasa Interna De Retorno Mensual (TIR) 3303% Tasa Interna De Retorno Anual (TIR) 39.636%

Valor Actual Neto ($) (VAN) 33´121.018,66 Beneficio Costo Inversión (BCI) 10

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

4.10 ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL ESTUDIO ECONÓMICO

De los resultados expuestos para los tres escenarios mencionados, se muestra

que llevar a cabo el proyecto resulta rentable en cada uno de ellos, mas aun en

el tercer escenario cuando se considera el precio del barril del petróleo a $100,

logrando una recuperación de la inversión en los primeros meses.

De igual forma sucede con otros dos escenarios, en los cuales el precio del barril

de petróleo es menor, son económicamente rentables, aunque la tasa interna de

retorno de estos es inferior a la del tercer escenario, sin embargo está sigue

siendo superior al 100%, lo que corrobora la rentabilidad y la viabilidad para

poner en marcha la ejecución del proyecto.

De manera similar la relación costo inversión (BCI), en los tres casos es superior

a uno, lo que indica que los ingresos a percibirse son mucho mayores al valor de

la inversión que exige la ejecución del proyecto, otro parámetro más que indica

el beneficio económico de este.

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128

CAPÍTULO 5

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES:

· El campo Parahuacu aporta con una producción marginal de crudo

promedia de 2.667 BPPD, siendo el aporte de los pozos con bombeo

hidráulico de 1.406 BPPD, que representa un poco más de la mitad de la

producción total del campo.

· Los reservorios del campo Parahuacu presentan areniscas poco

desarrolladas, con bajas porosidades y alto porcentaje de arcilla. El

petróleo producido es liviano, su °API varía entre 28 y 30° API.

· El crudo en el campo Parahuacu se caracteriza por su bajo contenido de

agua y sedimentos, que está en un rango de 0,3 %, siendo el pozo

Parahuacu 05 el que posee mayor porcentaje de BSW, el mismo que

durante su vida productiva ha presentado mayores problemas en el

equipo por presencia de sólidos.

· De los workovers analizados para los pozos con bombeo hidráulico

del campo Parahuacu se encontró que cinco de los seis pozos con

este tipo de levantamiento habían operado con bombas electro-

sumergibles (PRH: 01, 02, 04, 05, 07), mas debido a la baja producción y

problemas operacionales no fue la mejor alternativa, por lo que se

optó por la implementación de Bombeo Hidráulico, más económico,

adecuado y eficiente para este caso.

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129

· Del estudio realizado se concluye que con la implementación de nuevas

geometrías en los pozos PRH 04, PRH 05, PRH 07 y PRH 08, puede

obtenerse un incremento en la producción de 1.336 BPPD, que

mensualmente representa 40.627,76 Bl de petróleo. y una reducción en

el consumo de fluido motriz de 494 BPPD, que en términos económicos

representa $ 4.890,6 mensuales.

· En el pozo Parahuacu - 01 no se consideró rentable el cambio de

geometría, puesto que esta demandaba una reducción en la producción

de 75 BPPD, ya que este pozo actualmente se encuentra produciendo

por encima de la tasa de producción permitida por la Agencia

Reguladora de Control de Hidrocarburos.

· Con el estudio económico realizado se concluye que la inversión del

proyecto es $108.120, valor recuperable en el primer mes de ejecución

del proyecto y un flujo neto de caja actualizado positivo.

· Se concluye que para los tres escenarios propuestos con precios de

barril de petróleo de $66, $73,3 y $100 respectivamente se obtuvo que

es un proyecto totalmente rentable. En el caso de $66 por barril de crudo

se obtuvo un valor actual neto positivo igual a $ 20´568.192,9, con una

tasa interna de retorno mensual igual a 2.054%, mayor a la tasa de

actualización mensual del 1% y, una relación costo inversión igual a 6,6

mayor a uno, parámetro que indica la rentabilidad del proyecto; en el

segundo caso a un precio de barril de $73,3 se obtuvo un VAN de

23´263.358,44 y una TIR mensual de 2.322% con una relación costo

inversión de 7,33 ; y en el tercer caso a $100 el precio del barril se

obtuvo un VAN de $ 33´121.018,66, una TIR mensual de 3.303% y una

relación costo inversión igual a 10.

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130

· En los pozos Parahuacu: 04 y 05 se concluye que con las condiciones

que actualmente se está operando existen problemas de cavitación en la

entrada de la cámara de mezclado, por lo que se procedió a un re-

cálculo de la presión de superficie o presión de descarga de la bomba

triplex en la superficie, menor a la que actualmente se trabaja,

obteniendo una propuesta de rediseño que no presenta problemas de

cavitación.

· El pozo PRH – 04 es el de menor producción de crudo (78 BPPD), con

un consumo de 1077 Bl de fluido motriz. Que es 13,81 veces mayor a

la producción diaria neta de crudo. Por lo que no es rentable mantener

este pozo con bombeo hidráulico, debido a su baja producción y alta

demanda de fluido motriz.

· Bajo las condiciones que actualmente se opera los pozos con bombeo

hidráulico en el campo Parahuacu, se observa que es mucho mayor la

cantidad de fluido motriz que se inyecta en comparación a la cantidad de

crudo producido, teniendo una relación de barriles inyectados a barriles

producidos de 5,3, que indica que por cada barril de petróleo producido

se debe inyectar 5,3 barriles de fluido motriz.

· Existen reservas probadas superiores a 30´000.000 Bl en el campo

Parahuacu, que pueden recuperarse implementando un proyecto de

recuperación secundaria y perforando pozos de desarrollo.

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131

5.2 RECOMENDACIONES:

· Como la producción de algunos de los pozos con bombeo hidráulico es

baja menor a los 100 BPPD, entre estos los pozos PRH – 02, PRH -04,

es recomendable cambiar al sistema de levantamiento a tipo mecánico

cuyo costo de inversión no sería significante ya que se cuenta con un

amplio stock de balancines, y el costo de producción de un barril de

petróleo con este sistema es de $ 0,17 centavos , que representaría un

ahorro económico, ante los $ 0,33 centavos que cuesta cada barril de

fluido motriz utilizado en el bombeo hidráulico.

· Se recomienda cambiar las geometrías de las bombas instaladas en los

pozos PRH 04, PRH 05, PRH 07 y PRH 08, ya que en el análisis

realizado se ve un incremento en la producción de petróleo.

· En los pozos Parahuacu 01, no se recomienda el cambio de geometría

ya que se presenta una reducción en la producción y una mayor

demanda de fluido motriz y energía que la actualmente requerida con

el equipo que al presente está implementado.

· Se recomienda realizar pruebas de presión a los pozos del campo

Parahuacu, para contar con valores reales de presiones, índice de

productividad y declinación, ya que las últimas pruebas realizadas en la

mayoría de los pozos fueron hace más de cinco años.

· Debido a que la producción de petróleo de los pozos PRH: 02 y 04 no

es alta, es menor a los 100 BPPD, se vería factible cambiar a estos

pozos a otro sistema de levantamiento artificial, que sería el bombeo

mecánico que cumple con este rango de producción.

· Realizar el proyecto piloto de recuperación secundaria del campo

Parahuacu.

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132

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. Amaya Francisco 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.

2. Baby P., Rivadeneira M., Barragán R. (2004) “La cuenca oriente: Geología y

Petróleo” Quito.

3. Benavides Andrea y Enríque Vergara, (2011), “Estudio del sistema de bombeo

hidráulico en el campo Shushufindi”. Quito.

4. Departamento de Ingeniería en Petróleos. (2010): Forecast y archivos

técnicos del campo Parahuacu, distrito oriente.

5. Ferreira, G, (2009), “Validación del diagnóstico de las facilidades de

producción del área Lago Agrio campo Parahuacu”. Quito.

6. Melo V. (2007), “Folleto de levantamiento artificial”. Quito.

7. Molina, Freddy, (2004), “Desarrollo de software para el diseño

levantamiento artificial por bombeo hidráulico, tipo pistón y jet”. Quito.

8. Solipet, (2007), “Introducción a las operaciones del sistema de bombeo

hidráulico”. Quito.

Page 153: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/4318/1/CD-3930.pdf · 2019. 4. 7. · 2.6 bombeo hidrÁulico tipo jet ..... 38 2.6.1 descripciÓn general del sistema

128

ANEXOS

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129

ÍNDICE DE ANEXOS

No Descripción Página

1 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS TIPO PISTÓN Y TIPO JET

131

1.1 BOMBAS PISTÓN - GUIBERSON 132 1.2 BOMBAS PISTÓN - NATIONAL OIL MASTER 133 1.3 BOMBAS PISTÓN – KOBE 134

1.4 BOMBAS PISTÓN - OILWELL HYDRADULICS INC.

136

1.5 BOMBAS JET 139

2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN PARA CADA POZO DEL CAMPO PARAHUACO

140

2.1 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-01

141

2.2 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-02 142 2.3 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-04 143 2.4 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-05 144 2.5 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-07 145 2.6 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-08 146 3 HISTORIALES DE PRESIONES B΄ UP 147

3.1 B´UPS REALIZADOS A LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU

148

4 HISTORIALES DE LOS W.O REALIZADOS A LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU

149

4.1 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL PRH – 01 150

4.1.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH - 01

150

4.2 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL PRH – 02 151

4.2.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH – 02

152

4.3 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL POZO PRH – 04

153

4.3.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH – 04

154

4.4 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL POZO PRH – 05

156

4.4.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH – 05

157

4.5 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL POZO PRH – 07

158

4.5.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH – 07

158

4.6 HISTORIALES DE W.O REALIZADOS AL POZO PRH – 08

159

4.6.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA B´UP PRH – 08

159

5 HISTORIAL DE CAMBIO DE BOMBAS DE LOS POZOS CON BOMEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU

160

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130

5.1 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH -01

161

5.2 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH - 02

162

5.3 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH - 04

163

5.4 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH - 05

165

5.5 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH - 07

167

5.6 HISTORIALES DEL CAMBIO DE BOMBA DEL POZO PRH - 08

169

6 FOTOS DE LA ESTACIÓN PARAHUACU 172 6.1 TANQUE DE LAVADO 173 6.2 TANQUE DE SURGENCIA 173

6.3 SEPARADOR BIFÁSICO 174

6.4 BOTA DE GAS 174

6.5 BOMBA BOOSTER – TRANSFERENCIA 175

6.6 BOMBA POWER OIL (TRIPLEX) 175

6.7 VARIADORES DE VELOCIDAD DE LAS BOMBAS POWER OIL

176

6.8 TRANSFORMADOR QUE ALIMENTA EL SISTEMA POWER OIL

176

7 DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU

177

7.1 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU - 01

178

7.2 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU – 02

179

7.3 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU – 04

180

7.4 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU – 05

181

7.5 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU – 07

182

7.6 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZOARAHUACU – 08

183

8 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS GUIBERSON, KOBE Y OILMASTER

184

8.1 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS GUIBERSON (plg2)

185

8.2 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS KOBE (plg2)

186

8.3 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS NATIONAL (plg2)

186

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131

ANEXO N° 1

ESPECIFICACIONES DE BOMBAS TIPO PISTÓN Y TIPO

JET

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132

TABLA A-1.1. BOMBAS PISTÓN - GUIBERSON

Bomba

Desplazamiento

PIE

Máxima velocidad de régimen

(embolada/min) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)

Bomba Motor Bomba Motor Total

Powerlift I TP 2 3/8 in.

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 ¼ 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35

2 x 1 5/8 x 1 ½ 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35

2 x 1 5/8 x 1 ½ 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

TP 2 7/8 in.

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 ¼ 12.02 30.77 264 678 942 0.44 22

2 1/2 x 2 x 1 ½ 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 ¾ 23.56 30.77 636 831 1467 0.93 27

2 1/2 x 2 x 1 ¾ 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

TP 3 1/2 in.

3 x 2 1/2 x 1 ¾ 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 ¼ 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.98 30

3 x 2 1/2 x 2 ½ 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.21 30

Powerlift II

TP 2 3/8 in.

2 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35

2 x 1 ¼ 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

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 1 ¼ 11.96 14.04 478 561 1040 1.16 40

2 1/2 x 2 ½ 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

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133

TABLA A-1.2. BOMBAS PISTÓN - NATIONAL OIL MASTER

Bomba

Desplazamiento

PIE

Máxima velocidad de

régimen (embolada/min)

BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)

Bomba Motor Bomba Motor Total

Tipo F,FE,FEB

TP 2 3/8 in.

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

TP 2 7/8 in.

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

TP 2 7/8 in.

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

TP 2 3/8 in.

330-201612 5.45 8.94 546 894 1440 0.63 100

530-201615 7.86 8.94 786 894 1680 0.89 100

TP 2 7/8 in.

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

TP 3 1/2 in.

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

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134

TABLA A-1.3. BOMBAS PISTÓN – KOBE

Bomba

Desplazamiento

PIE

Máxima velocidad de

régimen (embolada/min)

BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)

Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo A

TP 2 3/8 in. 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

TP 2 7/8 in. 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 ¼ 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 ¼ 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 ½ 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 ¼ 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 ½ 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 ¼ 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 ¼ 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

TP 3 1/2 in. 3 x 1 1/2 - 1 ¼ 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 ½ 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87 3 x 1 1/2 - 1 ¾ 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87 3 x 1 3/4 - 1 ½ 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87 3 x 1 3/4 - 1 ¾ 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87

3 x 2 - 1 ¾ 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87 3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 ¼ 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87 3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 ½ 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ½ 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ¾ 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87

TP 4 1/2 in. 4 x 2 - 1 ¾ 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 ¾ 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 TP 2 3/8 in.

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

TP 2 7/8 in. 2 1/2 x 1 3/4 - 1 ½ 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100 2 1/2 x 1 3/4 - 1 ¾ 10.86 10.96 1086 1096 2182 1.000 100

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135

TABLA A-1.3. CONTINUACIÓN

2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 ½ 14.52 10.96 1452 1096 2548 1.336 100 2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ½ 17.94 10.96 1794 1096 2890 1.652 100 2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ¾ 21.36 10.96 2136 1096 3232 1.957 100

TP 3 1/2 in. 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 TP 2 3/8 in.

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

TP 2 7/8 in. 2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 ½ 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100 2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 ¾ 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 ½

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

TP 3 1/2 in. 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 TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 1 ¾ 40.63 35.45 2400 2092 4491 1.146 59 TP 3 1/2 in.

3 x 2 1/8 71.70 62.77 4007 3515 7522 1.142 56

FUENTE: WEATHERFORD

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136

TABLA A-1.4. BOMBAS PISTÓN - OILWELL HYDRADULICS INC.

Bomba

Desplazamiento

PIE

Máxima velocidad de

régimen (embolada/min)

BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)

Bomba Motor Bomba Motor Total

Tipo AM

TP 2 3/8 in.

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

TP 2 7/8 in.

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 ¼ 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 ¼ 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 ½ 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 ¼ 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 ½ 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 ¼ 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 ¼ 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

TP 3 1/2 in.

3 x 1 1/2 - 1 ¼ 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 ½ 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87

3 x 1 1/2 - 1 ¾ 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87

3 x 1 3/4 - 1 ½ 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87

3 x 1 3/4 - 1 ¾ 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87

3 x 2 - 1 ¾ 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87

3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 ¼ 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87

3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 ½ 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87

3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ½ 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87

3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ¾ 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87

TP 4 1/2 in.

4 x 2 - 1 ¾ 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 ¾ 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

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137

TABLA A-1.4. CONTINUACIÓN

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

TP 2 3/8 in.

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

TP 2 7/8 in.

2 1/2 BM - 1 ½ 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100

2 1/2 BM - 1 ¾ 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

TP 3 1/2 in.

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

TP 2 3/8 in.

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

TP 2 7/8 in.

2 1/2 DM - 1 ½ 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100

2 1/2 DM - 1 ¾ 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

TP 3 1/2 in.

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

Tipo E

TP 2 3/8 in.

2 x 1 3/8 20.27 17.59 1317 1143 2460 1.152 65

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

TP 2 3/8 in.

2 x 1 5/8 - 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.522 35

2 x 1 5/8 - 1 ¼ 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35

2 x 1 5/8 - 1 ½ 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

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 2 - 1 ¼ 12.02 30.77 264 678 942 0.443 22

2 1/2 x 2 - 1 ½ 17.30 30.77 467 831 1298 0.684 27

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138

TABLA A-1.4. CONTINUACIÓN

2 1/2 x 2 - 1 5/8 20.30 30.77 547 831 1378 0.803 27

2 1/2 x 2 - 1 ¾ 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 ¼ 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35

2 1/2 x 1 5/8 - 1 ½ 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 ¼ 12.02 20.32 325 548 873 0.722 27

2 1/2 x 1 5/8 - 1 ½ 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

TP 3 1/2 in.

3 x 2 1/2 - 1 ¾ 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 ¼ 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.988 30

3 x 2 1/2 - 2 ½ 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.22 30

PL II

TP 2 3/8 in.

2 x 1.572 - 1 1/16 5.53 12.1 597 1307 1904 0.525 108

2 x 1.572 - 1 ¼ 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

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 1.885 - 1 ¼ 8.74 17.69 918 1857 1040 0.503 105

2 1/2 x 1.885 - 2 ½ 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

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13

9

TA

BL

A A

-1.5

. BO

MB

AS

JE

T

Bo

qu

illa

Gar

gan

ta

Bo

qu

illa

Gar

gan

ta

Bo

qu

illa

Gar

gan

ta

Bo

qu

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Gar

gan

ta

Bo

qu

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Gar

gan

ta

No

. Á

rea

N

o.

Áre

a

No

. Á

rea

N

o.

Áre

a

No

. Á

rea

N

o.

Áre

a

No

. Á

rea

N

o.

Áre

a

No

. Á

rea

N

o.

Áre

a

1

0.0

024

1

0

.00

60

1

0.0

024

1

0

.00

64

DD

0

.00

16

0

0.0

044

1

0

.00

18

A

0.0

046

1

0

.00

24

A

0.0

060

2

0.0

031

2

0

.00

77

2

0.0

031

2

0

.00

81

CC

0

.00

28

0

0.0

071

2

0

.00

30

B

0.0

072

2

0

.00

31

B

0.0

077

3

0.0

040

3

0

.01

00

3

0.0

039

3

0

.01

04

BB

0

.00

38

0

0.0

104

3

0

.00

38

C

0.0

104

3

0

.00

40

C

0.0

100

4

0.0

052

4

0

.01

29

4

0.0

050

4

0

.01

31

A

0.0

055

1

0

.01

43

4

0.0

054

D

0

.01

42

4

0.0

052

D

0

.01

29

5

0.0

067

5

0

.01

67

5

0.0

064

5

0

.01

67

A+

0

.00

75

2

0.0

189

5

0

.00

74

E

0.0

187

5

0

.00

67

E

0.0

167

6

0.0

086

6

0

.02

15

6

0.0

081

6

0

.02

12

B

0.0

095

3

0

.02

41

6

0.0

094

F

0

.02

39

6

0.0

086

F

0

.02

15

7

0.0

111

7

0

.02

78

7

0.0

103

7

0

.02

71

B+

0

.01

09

4

0.0

314

7

0

.01

08

G

0.0

311

7

0

.00

95

G

0.0

272

8

0.0

144

8

0

.03

59

8

0.0

131

8

0

.03

46

C

0.0

123

5

0

.03

8 8

0

.01

22

H

0.0

376

8

0

.01

36

H

0.0

353

9

0.0

186

9

0

.04

64

9

0.0

167

9

0

.04

41

C+

0

.01

49

6

0.0

452

9

0

.01

48

I 0

.04

47

9

0.0

181

I

0.0

456

10

0.0

240

1

0 0

.05

99

10

0.0

212

1

0 0

.05

62

D

0.0

177

7

0

.05

31

10

0.0

175

J

0.0

526

1

0 0

.02

29

J 0

.05

93

11

0.0

310

1

1 0

.07

74

11

0.0

271

1

1 0

.07

15

E

0.0

241

8

0

.06

61

11

0.0

239

K

0

.06

54

11

0.0

307

K

0

.07

64

12

0.0

400

1

2 0

.10

00

12

0.0

346

1

2 0

.09

10

F

0.0

314

9

0

.08

04

12

0.0

311

L

0

.07

96

12

0.0

387

L

0

.09

89

13

0.0

517

1

3 0

.12

92

13

0.0

441

1

3 0

.11

59

G

0.0

452

1

0 0

.09

62

13

0.0

450

M

0

.09

57

13

0.0

498

M

0

.12

42

14

0.0

668

1

4 0

.16

68

14

0.0

562

1

4 0

.14

76

H

0.0

661

1

1 0

.11

95

14

0.0

658

N

0

.11

19

14

0.0

642

N

0

.16

68

15

0.0

863

1

5 0

.21

54

15

0.0

715

1

5 0

.18

79

I 0

.08

55

12

0.1

452

1

5 0

.08

51

O

0.1

445

1

5 0

.08

63

O

0.2

107

16

0.1

114

1

6 0

.27

83

16

0.0

910

1

6 0

.23

92

J 0

.12

57

13

0.1

772

1

6 0

.12

51

P

0.1

763

1

6 0

.11

4 P

0

.27

83

17

0.1

439

1

7 0

.35

94

17

0.1

159

1

7 0

.30

46

K

0.1

590

1

4 0

.21

65

17

0.1

552

Q

0

.21

54

17

0.1

439

Q

0

.35

94

18

0.1

858

1

8 0

.46

42

18

0.1

476

1

8 0

.38

78

L

0.1

963

1

5 0

.26

06

18

0.1

950

R

0

.25

93

18

0.1

858

R

0

.46

42

19

0.2

400

1

9 0

.59

95

19

0.1

879

1

9 0

.49

38

M

0.2

463

1

6 0

.31

27

19

0.2

464

S

0

.31

27

19

0.2

400

S

0

.59

95

20

0.3

100

2

0 0

.77

43

20

0.2

392

2

0 0

.62

87

N

0.3

117

1

7 0

.37

5 2

0 0

.31

19

T

0.3

760

2

0 0

.31

00

T

0.7

743

2

1 1

0.0

00

P

0.3

848

1

8 0

.45

13

21

0.3

821

U

0

.45

15

21

0.3

821

U

1

22

12

.916

1

9 0

.54

24

V

0.5

426

V

1

,29

1

23

16

.681

2

0 0

.65

18

W

0.6

520

W

0

.65

20

FU

EN

TE

: E

cuap

et.

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140

ANEXO N° 2

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN PARA CADA POZO DEL

CAMPO PARAHUACO

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141

TABLA A-2.1. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-01

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

1978 83 88 93 98 03 08 0

200

400

600

800

Date

PRH001A:TS Oil Rate (Cal. Day) ( bbl/d ) Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d ) Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )

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142

TABLA A-2.2. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-02

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

1979 84 89 94 99 04 09 0

200

400

600

800

1000

Date

PRH002A:UI Oil Rate (Cal. Day) ( bbl/d ) Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d ) Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )

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143

TABLA A-2.3. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-04

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

1978 83 88 93 98 03 080

150

300

450

600

750

Date

PRH004A:BTOil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )

Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d )

Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )

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144

TABLA A-2.4. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-05

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

1980 85 90 95 2000 05 100

200

400

600

800

1000

Date

PRH005D:TIOil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )

Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d )

Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )

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145

TABLA A-2.5. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-07

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

1997 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

200

400

600

800

1000

Date

PRH007A:TIOil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )

Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d )

Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )

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146

TABLA A-2.6. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO PRH-08

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

200

400

600

800

1000

Date

PRH008A:TIOil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )

Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d )

Gas Rate (Cal. Day) ( Mcf/d )

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147

ANEXO N° 3

HISTORIALES DE PRESIONES B΄ UP

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14

8

TA

BL

A A

- 3.

1. B

´UP

S R

EA

LIZ

AD

OS

A L

OS

PO

ZO

S D

EL

CA

MP

O P

AR

AH

UA

CU

Po

zo

FE

CH

A

ZO

NA

B

FP

D

BP

PD

B

SW

(%

) ºA

PI

INT

ER

VA

LO

S

Pr

mp

(p

si)

Pw

f (p

si)

Ko

(m

d)

Svf

S

t D

Ps

(psi

) Ip

i (B

ls/p

si)

Ipa

(Bls

/psi

) P

b

PR

H-0

1

PR

H-0

2 14

-Jan

-98

Ui

1002

10

01

0.2

31.8

94

31-9

441

944

8-

9462

23

00

1269

26

0

0

1.90

1.

9

PR

H-0

3B

07-M

ar-0

6

Ti

455

433

4.9

33.9

97

68-9

773

97

90-

9813

82

0 59

7 19

.88

-0

.10

0.54

5

PR

H-0

4

19-J

an-9

7 B

T

8821

-884

0

La in

terp

reta

ción

no s

e de

sarr

ollo

por

fug

a de

pre

sión

en e

l fon

do m

ient

ras

el p

ozo

esta

ba c

erra

do

para

la r

esta

urac

ión

de p

resi

one

s

25-J

un-1

0 B

T

100

100

0.2

33.0

88

21'-8

840'

62

5 44

8 8.

07

4

0.

56

32

3

PR

H-0

5 23

-Dec

-06

Ti

495

PR

H-0

7 11

-Jan

-05

Ts+

i 69

6 61

2 12

.0

32.5

1387

12

32

PR

H-0

8 16

-Feb-

08

Ti

468

465

0.6

32.0

97

16-9

746

9750

-97

66

1583

10

72

10.5

1.

7

222

1.62

0.

91

PR

H-0

9 14

-Oct

-08

Ts

144

128

11

32.5

97

12-9

722

23

45

1052

14

.5

3

749

0.26

0.

11

PR

H-1

0D

27-J

ul-0

8 U

i 72

0 64

1 11

.0

33.5

94

64-9

474

9482

-94

90

2863

16

12

73

13

69

5 1.

29

0.57

PR

H-1

1 30

-Aug

-08

Ti

408

323

21.0

32

.7

9709

-973

0 97

44-

9754

16

99

1483

17

5

20

172

9.27

1.

88

PR

H-1

2 30

-Sep

-08

Ti

480

317

34.0

31

.8

9700

-973

8

1582

12

65

150

20

22

7 5.

33

1.51

PR

H-1

3 24

-Oct

-08

Ui

696

341

51.0

32

95

12-9

524

95

29-

9534

19

03

1713

25

0

1.8

40

4.66

3.

66

FU

EN

TE

: D

epa

rtam

ent

o de

Ing

eni

erí

a e

n P

etr

óle

o ,

Lag

o –

Cent

ral,

Cam

p P

ara

huac

u.

ELA

BO

RA

DO

PO

R:

Dia

na

Ord

óñez

.

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149

ANEXO N° 4

HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO

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150

TABLA A- 4.1. HISTORIALES DE W.O. REALIZADOS AL PRH - 01

W.O. # FECHA ZONA OBJETIVO 1 11/13/1978 TL + TS PUNZONAN T, ACIDIFICACION 2 09/27/1987 TI + TS BAJAN BES 3 06//24/1988 TI + TS ACIDIFICAN(RMA), REDISEÑAN BES 4 10/10/1991 TI + TS EVALUAN T, REDISEÑAN BES 5 08/06/1992 TI + TS REPARAN BES 6 11/15/1992 TI + TS CAMBIO BES 7 06/02/1993 TI + TS REPARAN BES 8 06/24/1994 TI + TS REPUNZONAN T 9 08/29/1994 TI + TS REPARAN BES 10 11/11/1995 TI + TS REPARAN BES, EVALUAN T 11 04/15/1996 TI + TS BAJAN CSG 5 1/2, CAMBIO A JET 12 04/04/2000 TI + TS CAMBIO COMPL. POR CAVIDAD MAL ESTADO 13 10/18/2000 TI + TS CAMBIO COMPL. POR CAVIDAD MAL ESTADO

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Campo Parahuacu

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

.

TABLA A-4.1.1. RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS REALIZADAS EN

CADA B´UP PRH - 01

# W.O. PRUEBA Método Zona RESULTADOS PRUEBA DE

PRODUCCIÓN

BFPD BPPD BSW 1

BES TI + TS

2 ANTÉS BES TI + TS 932

100%

2 DESPUÉS BES TI + TS 1080

100% 3

BES TI + TS 1200 912 24%

4

BES TI + TS 979

100% 5

BES TI + TS 1008

100%

6

BES TI + TS 1008

100% 7

BES TI + TS 552

100%

8

BES TI + TS 652

100% 9

BES TI + TS 552

100%

10

BES TI + TS 672 457 32% 11

BES TI + TS 168

100%

12

TI + TS 120

100% 13

TI + TS 192

100%

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Campo Parahuacu

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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151

TABLA A- 4.2. HISTORIALES DE W.O. REALIZADOS AL POZO PRH – 02

W.O. # FECHA

ZONA OBJETIVO

1 11/27/197

8 UI FRACTURAN U

2 05/09/197

9 UI SQ T, ACIDIFICACION UI

3 10/18/197

9 UI BAJAN BES

4 01/10/198

0 BT AISLAN T, PUNZONAN Y FRACTURAN BT

5 10/02/198

4 UI EVALUAN T, U, BAJAN BES

6 03/27/198

6 UI ESTIMULAN U, REPARAN BES

7 09/13/198

7 UI ACIDIFICAN(RMA), BAJAN BES

8 12/29/198

7 UI EVALUAN BT Y UI,SQ BT, BAJAN BES

9 01/31/198

8 UI CAMBIO BHA POR FUGA DE FLUIDO,CAMBIO A JET

10 05/12/198

8 UI CAMBIO A BES

11 07/25/198

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14 02/27/199

7 UI CAMBIO A JET

15 03/08/200

7 UI CAMBIO BHA PAKER DEASASENTADO

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Campo Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

Page 177: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/4318/1/CD-3930.pdf · 2019. 4. 7. · 2.6 bombeo hidrÁulico tipo jet ..... 38 2.6.1 descripciÓn general del sistema

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153

TABLA A- 4.3. HISTORIALES DE W.O. REALIZADOS AL POZO PRH– 04

W.O. # FECHA ZONA OBJETIVO 1 07/30/1983 BT INSTALACION BES, PRUEBAN BT 2 07/02/1984 BT REPARAN BES 3 06/17/1985 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 4 09/28/1985 BT ACIDIFICAN(RMA), REPARAN BES 5 01/19/1986 BT TRAT. ANTI-INCRUSTACIONES,ACIDIFICAN(RMA), REPARAN BES 6 02/28/1986 BT EVALUAN BT, ESTIMULAN, BAJAN BES 7 06/23/1986 BT ACIDIFICAN(RMA+N2), BAJAN BES, EVALUAN 8 04/05/1987 BT SACAN BES, CIERRA POZO 9 08/31/1987 BT BAJAN BES 10 01/24/1988 BT ESTIMULAN(RMA), REPARAN BES 11 02/13/1990 BT REPARAN BES 12 07/19/1990 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 13 02/28/1991 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 14 08/29/1992 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 15 05/31/1993 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 16 09/25/1994 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 17 04/13/1995 BT ESTIMULAN CON SOLVENTES, REPARAN BES 18 11/10/1996 BT CAMBIO A JET 19 01/21/1997 BT CAMBIO BHA X EMPACADURA DESASENTADA, EVALUAN

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Campo Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

Page 179: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/4318/1/CD-3930.pdf · 2019. 4. 7. · 2.6 bombeo hidrÁulico tipo jet ..... 38 2.6.1 descripciÓn general del sistema

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156

TABLA A- 4.4. HISTORIALES DE W.O. REALIZADOS AL POZO PRH – 05

W.O. # FECHA ZONA OBJETIVO

1 31/12/1979 TI PERFORAN

2 11/17/1983 TI ACIDIFICACION,BAJAN BES, REPUNZONAN 11106’-11124’

3 10/25/1985 TI CAMBIO DE BOMBA BES

4 09/12/1986 TI ACIDIFICACION, CAMBIO A JET

5 07/03/1988 TI CAMBIO A BES

6 26/12/1991 TI ESTIMULACION (Mud Acid), CAMBIO BES

7 30/09/1997 TI ROTURARA TUBING, CAMBIO BHA

8 01/06/2001 TI CAMBIO DE BOMBA BES

9 01/08/2007 TI REPUNZONAN TI, REDISEÑAN BES

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Campo Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

Page 182: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/4318/1/CD-3930.pdf · 2019. 4. 7. · 2.6 bombeo hidrÁulico tipo jet ..... 38 2.6.1 descripciÓn general del sistema

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15

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15

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160

ANEXO N° 5

HISTORIAL DE CAMBIO DE BOMBAS DE LOS POZOS

CON BOMEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO

PARAHUACU

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16

9

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172

ANEXO N° 6

FOTOS DE LA ESTACIÓN PARAHUACU

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173

FOTO A- 6.1. TANQUE DE LAVADO

FOTO A- 6.2. TANQUE DE SURGENCIA

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174

FOTO A-6.3 SEPARADOR BIFÁSICO

FOTO A- 6.4 BOTA DE GAS

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175

FOTO A-6.4. BOMBA BOOSTER – TRANSFERENCIA

FOTO A- 6.5. BOMBA POWER OIL (TRIPLEX)

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176

FOTO A-6.6. VARIADORES DE VELOCIDAD DE LAS BOMBAS POWER OIL

FOTO A-6.7. TRANSFORMADOR QUE ALIMENTA EL SISTEMA POWER

OIL

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177

ANEXO N° 7

DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS CON

BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO PARAHUACU

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178

FIGURA A-7.1. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU -

01

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

COMP. ORIGINAL: 18/NOV/68

W.O # 11 : 15 / ABR / 96

E.M.R. = 993´ W.O # 12 : 09 / ABR / 00

E.S. = 975´ W.O # 13 : 18 / NOV / 00

M.R. = 18´3 1/2" EUE, N-80, 1 Tubo Corto.

3 1/2" x 2 7/8" Cross Over

9 5/8" Casing.J-55, 36 lbs/pie, LT@C, 31 Jts.

Zapata superficial Cementada con 470 Sxs Clase "A"

7" Casing.N - 80, 26 lbs/pie, 336 Jts.

5 1/2" Casing. 17 lbs/pie, 227 Jts.

9498' - 9500' ( 2' ) S Q. Cementación entre Csg de 7" y 51/2"

Con 250 sacos tipo "G"

2 7/8" EUE, N-80, 307 Jts. 9634'

CAVIDAD GUIBERSON PL - I

2 7/8" EUE, N-80, 1 Tubo Corto9652'

2 7/8" EUE, Junta de seguridad

2 7/8" EUE, N-80, 1 Tubo Corto9685'

2 7/8" x 2 3/8" Cross Over

2 3/8" EUE, N-80, 1 Tubo Corto

9693' 5 1/2" x 2 3/8" Packer Arrow

ARENA NAPO " T " ( 8 DPP ) 2 3/8" EUE, N-80, 1 tubo 9728´ - 9740´ ( 12´ ) 9728'9753´ - 9773´ ( 20´ ) 2 3/8" NO-GO

2 3/8" EUE, N-80, 1 tubo 2 3/8" x 2 7/8" Cross Over

9762' ST. SUB.

9797´ - 9798´ ( 1´ ) SQ.

9868´ 5 1/2" Collar Flotador

9910´ 5 1/2" Zapata Guía Cementada con 100 sxs. Tipo " G "C O T D.

10011´ 7" Collar Flotador

7" Zapata Guía Cementada con 260 sxs tipo " G "

PT. 10173´

PARAHUACU - 01

1008´

9920´

10076´

W.O. # 13

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179

FIGURA A-7.2.DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU –

02

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

COMPLETACION ORIGINAL: 21-MAY-78EMR = 867' W.O. N° 13: 14-MAR-92E S = 852' W.O. N° 14: 27-FEB-97MR = 15' W.O. N° 15: 08-MAR-07

CASING SUPERFICIAL10 3/4", K-55; 40,5 #/P; 66 TUBOS.

2112' ZAPATO GUÍA SUPERFICIALCEMENTADO CON: 850 SXS TIPO "A"

C-95, 26 #/P @ 9738', 3 TUBOSC-95, 23 #/P @ 9647.24', 67 TUBOSK-55, 26 #/P @ 7007.40', 47 TUBOSK-55, 23 #/P @ 5029.05', 96 TUBOSN-80, 26 #/P @ 1071.48', 29 TUBOS

3 1/2", EUE, N-80, 9.3 #/P, 274 TUBOS

8418' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, X OVER2 7/8" CAVIDAD GUIBERSON PL - I

8428'2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

8457'

2 7/8" EUE, TUBO DE SEGURIDAD

8489' 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

8492' 7"x 2 7/8" EUE, PACKER "ARROW"

8497' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER

2 3/8" EUE, N-80, 4 TUBOS

2 3/8"EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 1.87")

ARENA "BT" ( 4 DPP) 2 3/8" EUE, N-80, 17 TUBOS

8708' - 8720' (12') 9162' 2 3/8" x 2 7/8" X OVER

9165' 7"x 2 7/8" EUE, PACKER "ARROW"

9170' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER

ARENA "U" (4 DPP ) 2 3/8" EUE, N-80, 4 TUBOS

9390' - 9392' (2') SQZ CYP 9298'9431' - 9441' (10') 9448' - 9462' (14')

2 3/8" EUE ; N-80, 6 TUBOS

9489' 2 3/8" x 2 7/8" EUE, X OVER

9492' 7"x 2 7/8" EUE, PACKER "ARROW"

9497' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER

2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO

2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=1.87")ARENA "T" (4 DPP) 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO

9508' - 9510' (2') SQZ CYP 9564'9550' - 9552' (2') SQZ 2 3/8" EUE, TAPON CIEGO.

9595' - 9598' (3') SQZ W.O. N°89602' - 9605' (3') SQZ W.O. N°8 9676' C.O.T.D

9612' - 9654' (42')7" COLLAR FLOTADOR

9738' ZAPATO GUIA DE FONDOCEMENTADO CON: 500 SXS TIPO "G"

PARAHUACU-02

PT(L)=9740'PT(D)=9740'

W.O. N° 15

7" CASING DE PRODUCCION

8624'

9529'

9678'

2 3/8"EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 1.87")

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180

FIGURA A-7.3.DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU –

04

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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181

FIGURA A-7.4.DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU –

05

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

3 1/2" x 2 7/8" , X-OVER

2 7/8", CAVIDAD GUIBERSON PL-I

2 7/8" , N-80, SAFETY JOINT2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO7" X 2 7/8" "FH" PACKER

2 7/8 X 2 3/8,X.OVER

2 3/8" EUE, N-80 122 TUBOS

2 3/8" NO-GO2 3/8" EUE, 1 TUBO2 3/8" ,NEPLO CAMPANA

W.0. No. 10

PARAHUACU - 05

ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1255 Sxs, TIPO "A".

16" CASING SUPERFICALJ-55, 40,5 #/P, 85 TUBOS.

COMP. ORIGINAL: 25-OCT-1979W-O. No. 08 : 06-ENE-2001 W-O. No. 09 : 08-ENE-2007W-O. No. 10 : 03-NOV-2008

ZAPATO GUIACEMENTADO CON 600 Sxs

COLLAR FLOTADOR PERFORADO

PT ( D ) = 11162'

3 ½", EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 228 TUBOS

ARENA "U" ( 2 DPP ) SQZ ( C.P.I.)10884' - 10904' ( 20' )10910' - 10923' ( 13' )

ARENA "T Inf." ( 9 DPP )11106' - 11124' ( 18' )

20'

11170'

11200'

E.M.R. 909'E.S. 893'

7" CASING INTERMEDIOC-95, 26 #/P, 67 TUBOSN-80, 23 #/P, 33 TUBOSC-95, 26 #/P, 94 TUBOS

10 3/4" CASING SUPERFICIAL.K-55, 40,5 #/P, 49 TUBOS.

ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1200 Sxs, TIPO "A".

11148'

11143'

11130'

5" RBP ( W.O No 03 )

5" x 2 3/8" RTTS ( W.O. No 03 )

TOPE DE PESCADO ( W.O No 03 )

ARENA "Ts." ( 2 DPP ) SQZ ( W.O No 01 )11074' - 11094' ( 20' )

ARENA "BT." ( 2 DPP ) SQZ ( W.O No 01 )10156' - 10168' ( 12' )

TOPE DE LINER DE 5" CEMENTADO CON 200 Sxs, TIPO "G".

5" LINER. J-55, 15 #/P, 113 TUBOS

7168,51'

7208'

7282'

2205'

PT ( L ) = 11155'

7169'

7174'

11046'

11083'

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182

FIGURA A-7.5.DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU –

07

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

PARAHUACU-07

COMPLETACIÓN ORIGINAL: 19-SEP-97

REACONDICIONAMIENTO Nº 1: 16-ABR-04

EMR = 969' REACONDICIONAMIENTO Nº 2: 13-ENE-05

GL = 947' REACONDICIONAMIENTO Nº 3: 11-ABR-05

10 3/4" CASING SUPERFICIAL

K-55, 40.5 #/P, 71 TUBOS

3097' ZAPATA GUÍA SUPERFICIAL

CEMENTADA CON 1300 Sxs TIPO "A"

7" CASING DE PRODUCCION

C-95, 26 #/P, 227 TUBOS

3 1/2" EUE N-80, 272 TUBOS

8615' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, X-OVER

2 7/8" CAVIDAD GUIBERSON PL II

8632'2 7/8" EUE N-80, 1 TUBO

8665'

2 7/8" EUE N-80, TUBO DE SEGURIDAD

8697' 2 7/8" EUE N-80, 1 TUBO

8701' 7" x 2 7/8" EUE, PACKER ARROW

8706'

ARENA "Basal Tena"(5 DPP)

8776' - 8784' ( 8´ ) 2 7/8" EUE N-80, 28 TUBOS

ARENA "U inferior"(5 DPP)9484' - 9496' (12´)

9579'9583' 7" x 2 7/8" EUE, PACKER ARROW

9588' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, N-80, X-OVER

2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO

2 3/8" EUE, NO-GO

9620' 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO

9655' 2 3/8" EUE, NEPLO CAMPANA

ARENA "T superior" (5 DPP)9652'-9666' (14´)

ARENA "T inferior" ( 10 DPP)9674' - 9704' (30' ) 9709' - 9720' (11' )

9750' 7" CIBP (P.I)ARENA "Hollin Superior" (5 DPP)

9824' - 9838' ( 14' ) COLLAR FLOTADOR

9871' 9918' ZAPATO GUÍA DE FONDO CEMENTADO

PT(D) = 9930' CON 680 Sxs TIPO "G"

PT(L) = 9942'

W.O. Nº 3

1

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183

FIGURA A-7.6.DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PARAHUACU –

08

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

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184

ANEXO N° 8

RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA

BOMBAS GUIBERSON, KOBE Y OILMASTER

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185

TABLA A-8.1. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA

BOMBAS GUIBERSON

DD Gargantas 0 0 R 0.36 0.22 AS 0.0028 0.0056 CC Gargantas 0 0 0 1

R 0.64 0.40 0.27 0.20 AS 0.0016 0.0043 0.0076 0.0115 BB Gargantas 0 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

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez

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186

TABLA A-8.2. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA

BOMBAS KOBE

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

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.

TABLA A-8.3. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA

BOMBAS NATIONAL (2)

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 12.438 0.1951 0.2605

14 0.0597 0.0914 0.1317 0.1830 0.2484 0.3316

15 0.0761 0.1164 0.1677 0.2331 0.3163 0.4223

16 0.0969 0.1482 0.2136 0.2968 0.4028 0.5377

17 0.1234 0.1888 0.2720 0.3779 0.5128

18 0.1571 0.2403 0.3463 0.4812

19 0.2000 0.3060 0.4409

20 0.2546 0.3896

FUENTE: Departamento de Ingeniería en Petróleo, Lago Central, Parahuacu.

ELABORADO POR: Diana Ordóñez.