ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL...Ingeniería en Petróleos, que día a día se esfuerzan por...

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y

PETRÓLEOS

FACTIBILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA

DESGASIFICACIÓN DE ANULARES EN POZOS

PRODUCTORES DE PETRÓLEO DEL CAMPO AUCA.

TRABAJO DE TITULACIÓN PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL

TÍTULO DE INGENIERA EN PETRÓLEOS.

OPCIÓN: ESTUDIO DE CASO

VALERIA BELÉN ARMIJOS MEDINA

[email protected]

DIRECTOR: MSc. JAIME GONZÁLEZ MAYA

[email protected]

Quito, Julio 2018

II

DECLARACIÓN

Yo, Valeria Belén Armijos Medina, declaro bajo juramento que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido presentado para ningún grado o

calificación profesional alguna; y, que he consultado todas las referencias

bibliográficas incluidas 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, su reglamento y normativa

institucional vigente.

Valeria Belén Armijos Medina

III

CERTIFICACIÓN

Yo, Jaime González Maya, certifico que el presente trabajo de titulación fue

desarrollado por Valeria Belén Armijos Medina bajo mi supervisión.

MSc. Jaime González Maya

DIRECTOR DEL TRABAJO

IV

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a Dios, por sus infinitas bendiciones día a día, por guiar siempre mis

pasos para lograr cada meta propuesta, especialmente en la culminación de

esta etapa que considero es una de las más importantes.

A mi familia, en especial a mi madre Liz, mi hermano Sebas y mi tía Cheli, por

enseñarme que la vida no es nada fácil y que los sueños, para volverse

realidad, requieren de mucho esfuerzo y dedicación; por apoyarme

constantemente y no dejarme sola ni un sólo día desde que decidí salir de mi

casa, abandonar mi ciudad y cumplir mi sueño.

A Jordy, gracias por no soltarme la mano, por ser mi soporte en mis últimos

años de estudio, brindarme paz y felicidad, y, especialmente, por enseñarme a

luchar por lo que vale la pena tener, muchísimas gracias.

Agradezco a mi director de tesis, Msc. Jaime González, por la asistencia y

colaboración en el desarrollo de este proyecto, a los ingenieros Carlos Reyes,

Byron Fun Sang y todo el equipo de ingeniería Shaya, gracias por compartir

sus conocimientos técnicos, experiencias y consejos de vida que sin duda

alguna los llevaré siempre presente a lo largo de mi vida profesional.

A la Escuela Politécnica Nacional, sobre todo a los docentes de la Carrera de

Ingeniería en Petróleos, que día a día se esfuerzan por contribuir en la

formación de profesionales en excelencia.

A todos mis compañeros y amigos que me acompañaron en este ciclo, sólo por

nombrar algunos: Malú, Karla, Melissa, Ronny, Cristian, Mayra, Gabriel,

Alfonsina, Angy; gracias a todos por haber formado parte de este logro, por

haber hecho de la universidad una etapa de vida muy grata.

Valeria Armijos Medina

V

DEDICATORIA

Dedico este trabajo de titulación principalmente a Dios, por llenarme de

bendiciones para poder culminar con éxito esta etapa de vida.

A mis padres, en especial a mi Liz, porque más que madre, supo ser siempre

mi mejor amiga, mi confidente. Éste también es tu logro, es el reflejo de todo tu

sacrificio, cariño y amor a tu hija.

A mi hermano Sebastian, espero ser un ejemplo de constancia y esfuerzo y

poder verte así mismo triunfar en un futuro.

Valeria Armijos Medina

VI

RESUMEN

Durante la vida productiva de un pozo petrolero, se presentan problemas

debido a diferentes factores que afectan directamente el sistema de bombeo de

fondo, y con ello la producción. Uno de esos factores es la presencia de gas libre

en la sección anular de los pozos. En el presente estudio se realizó el análisis

técnico-económico de factibilidad para la instalación de sistemas unificados de

desgasificación de anulares en los pozos de las plataformas Auca-89 y Chonta

Sur-01, para lo cual se tomó información recopilada a través del sistema de

monitoreo remoto “Zedi” y de las actividades de operación diarias durante un

año.

Cinco pozos fueron seleccionados para este estudio de caso. Los datos

de entrada en el análisis técnico fueron las pruebas de producción en las fechas

donde se evidenció presencia de gas en la sección anular a través del monitoreo.

Para la evaluación económica, se analizaron los indicadores financieros (VAN,

TIR, B/C, PRI), considerando las inversiones realizadas para las instalaciones

de las facilidades y los flujos de caja por mantenimiento, operación y producción.

Como resultado se pudo cuantificar las pérdidas de producción que

ocasiona la presurización del anular en los pozos de estudio y a su vez, pudo

determinarse que el sistema de desgasificación es una solución para recuperar

cerca del total de las pérdidas originadas, siendo su inversión una alternativa

viable para la optimización de producción de petróleo en el campo Auca.

Concluyendo que, para los casos de estudio analizados, la inversión en sistemas

de desgasificación es factible técnica y económicamente.

Palabras clave: factibilidad, desgasificación de anulares, producción, gas libre,

sección anular, monitoreo remoto, análisis técnico-económico, sistema de

desgasificación.

VII

PRESENTACIÓN

Dentro de las operaciones de producción mediante bombeo electro-sumergible,

es común manejar cierta cantidad de gas libre hacia la sección anular de los

pozos, más aún cuando la presión de fondo fluyente (Pwf) está cercana a la

presión de burbujeo (Pb). Sin embargo, la acumulación de este gas puede

generar problemas dentro del funcionamiento normal de la bomba debido a la

variación de los parámetros de operación, como un falso incremento del nivel

dinámico por carga hidrostática. Una de las soluciones planteadas es la

instalación de un sistema unificado de desgasificación de anulares.

Para ello, en el primer capítulo se plantea el problema a resolver y la solución

propuesta en las operaciones de campo, los objetivos, alcance y justificación del

estudio, con la finalidad de introducir al lector a cerca de las circunstancias, los

escenarios y la importancia de abordar el siguiente estudio.

El segundo capítulo aborda por una parte las generalidades del campo Auca:

breve reseña histórica, ubicación, columna estratigráfica, características

litológicas de los reservorios y principales características del crudo; se describen

también las propiedades de los fluidos, el análisis del reservorio mediante el

índice de productividad, el gradiente de presión, así como el bombeo electro-

sumergible, problemas asociados, y los diferentes equipos de fondo y superficie

que componen este sistema.

En el tercer capítulo se detalla la metodología utilizada para la recolección de

información, selección de pozos válidos para el análisis, identificación del

problema mediante el monitoreo remoto y la sistemática a seguir para la

cuantificación de las pérdidas y recuperación de la producción.

El cuarto capítulo involucra los resultados obtenidos a través del análisis técnico

y económico, considerando el historial de producción de los pozos, la recurrencia

de eventos de gasificación y la inversión inicial realizada para la instalación de

estas facilidades.

Por último, en el quinto capítulo se presentan las conclusiones y

recomendaciones obtenidas del estudio realizado.

VIII

CONTENIDO

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

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

AGRADECIMIENTOS ....................................................................................... IV

DEDICATORIA .................................................................................................. V

RESUMEN ........................................................................................................ VI

PRESENTACIÓN ............................................................................................. VII

ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................... XI

ÍNDICE DE FIGURAS ...................................................................................... XII

SIMBOLOGÍA ................................................................................................. XIII

GLOSARIO ..................................................................................................... XV

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

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................... 1

1.1. Planteamiento y Formulación del Problema ............................................. 1

1.2. Alcance ..................................................................................................... 3

1.3. Objetivos .................................................................................................. 3

1.3.1. Objetivo General ................................................................................ 3

1.3.2. Objetivos Específicos ......................................................................... 3

1.4. Justificación .............................................................................................. 4

CAPÍTULO II ...................................................................................................... 6

MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 6

2.1. Descripción del Campo Auca ................................................................... 6

2.1.1. Breve Reseña Histórica ..................................................................... 6

2.1.2. Ubicación del Campo ......................................................................... 6

2.1.3. Geología del Campo .......................................................................... 7

2.1.3.1. Columna Estratigráfica ................................................................ 7

2.1.3.2. Características Litológicas de los Reservorios ............................ 8

2.1.3.3. Características del Crudo .......................................................... 10

2.2. Propiedades Físicas de los Fluidos ........................................................ 11

2.2.1. Relación Gas Petróleo ..................................................................... 11

2.2.2. Presión de Burbuja .......................................................................... 12

2.3. Análisis del Reservorio ........................................................................... 12

2.3.1. Índice de Productividad .................................................................... 12

2.4. Gradiente de Presión .............................................................................. 13

IX

2.4.1. Nivel de Fluido ................................................................................. 14

2.4.2. Nivel Estático de Fluido.................................................................... 14

2.4.3. Nivel Dinámico de Fluido ................................................................. 14

2.5. Bombeo Electro-Sumergible ................................................................... 14

2.5.1. Descripción ...................................................................................... 14

2.5.2. Historia de los Sistemas BES .......................................................... 16

2.5.3. Anatomía de un Sistema BES .......................................................... 17

2.5.3.1. Componentes de Superficie ...................................................... 17

2.5.3.2. Componentes de Fondo ............................................................ 19

2.5.4. Problemas en un Sistema BES ........................................................ 22

2.5.5. Solución a Problemas de Instalaciones BES ................................... 23

CAPÍTULO III ................................................................................................... 26

METODOLOGÍA .............................................................................................. 26

3.1. Metodología Cualitativa y Cuantitativa ................................................... 26

3.1.1. Modelado del Proceso ..................................................................... 27

3.2. Recolección de Información ................................................................... 29

3.2.1. Bitácora de Operaciones.................................................................. 29

3.2.2. Plataforma Zedi ................................................................................ 29

3.2.3. Registro de Pruebas de Producción ................................................ 30

3.2.4. Registros de Bacheo ........................................................................ 30

3.2.5. Diagramas Mecánicos de Pozos ...................................................... 31

3.3. Selección de Pozos Válidos Para el Análisis .......................................... 31

3.3.1. Consideraciones .............................................................................. 31

3.3.2. Plataforma Auca - 89 ....................................................................... 32

3.3.3. Plataforma Chonta Sur - 01 ............................................................. 34

3.4. Identificación del Problema .................................................................... 36

3.4.1. Parámetros Operativos Monitoreados Remotamente ...................... 36

3.4.1.1. Presión de Intake (PIP) ............................................................. 37

3.4.1.2. Amperaje ................................................................................... 37

3.4.1.3. Presión de Descarga ................................................................. 37

3.4.1.4. Temperatura del Motor .............................................................. 38

3.4.1.5. Temperatura de Intake .............................................................. 38

3.4.1.6. Frecuencia ................................................................................. 38

3.4.1.7. Vibraciones ................................................................................ 39

3.4.2. Ejemplo de Detección de Presencia de Gas en Anular ................... 39

X

3.5. Pérdidas de Producción y Viabilidad de Desgasificación de Anulares ... 41

CAPÍTULO IV ................................................................................................... 44

ANÁLISIS DE RESULTADOS ......................................................................... 44

4.1. Análisis Técnico ...................................................................................... 44

4.1.1. Plataforma Auca – 89 ...................................................................... 44

4.1.1.1. Historial de Producción.............................................................. 44

4.1.1.2. Sistema de Desgasificación ...................................................... 45

4.1.1.3. Factibilidad de la Desgasificación de Anulares ......................... 46

4.1.1.4. Discusión ................................................................................... 48

4.1.2. Plataforma Chonta Sur – 01 ............................................................. 48

4.1.2.1. Historial de Producción.............................................................. 48

4.1.2.2. Factibilidad de la Desgasificación de Anulares ......................... 52

4.1.2.3. Discusión ................................................................................... 56

4.2. Análisis Económico ................................................................................ 57

4.2.1. Indicadores Financieros ................................................................... 57

4.2.1.1. Valor Actual Neto (VAN) ............................................................ 57

4.2.1.2. Tasa Interna de Retorno (TIR) .................................................. 58

4.2.1.3. Relación Beneficio Costo (B/C) ................................................. 59

4.2.1.4. Período de Recuperación de la Inversión (PRI) ........................ 59

4.2.2. Resultados del Análisis Económico ................................................. 60

4.2.2.1. Plataforma Auca – 89 ................................................................ 60

4.2.2.2. Plataforma Chonta Sur – 01 ...................................................... 62

CAPÍTULO V .................................................................................................... 64

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................... 64

5.1. Conclusiones .......................................................................................... 64

5.2. Recomendaciones .................................................................................. 65

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................ 67

ANEXOS .......................................................................................................... 69

ANEXO A.- Identificación de Presencia de Gas en Sección Anular Mediante

Plataforma Zedi ............................................................................................. 70

ANEXO B.- Diagramas Mecánicos de Pozos de Estudio .............................. 86

ANEXO C.- P&ID Sistema de Desgasificación Plataforma Auca-89 ............. 92

ANEXO D.- Análisis Económico Detallado .................................................... 94

XI

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2. 1. Características del Crudo ....................................................................... 10

Tabla 2. 2. Escala de Valores del Índice de Productividad .................................. 13

Tabla 3. 1. Pozos PAD Auca-89 ............................................................................... 32

Tabla 3. 2. Pozos PAD Chonta Sur-01 .................................................................... 35

Tabla 4. 1. Pruebas de Producción Pozo ACAJ-090 ............................................. 44

Tabla 4. 2. Datos Pozo ACAJ-090 ............................................................................ 45

Tabla 4. 3. Pruebas de Producción Pozo CHSA-002S1 ....................................... 49

Tabla 4. 4. Datos Pozo CHSA-002S1 ...................................................................... 49

Tabla 4. 5. Pruebas de Producción Pozo CHSA-004 ............................................ 50

Tabla 4. 6. Datos Pozo CHSA-004 ........................................................................... 50


Tabla 4. 8. Datos Pozo CHSA-005 ........................................................................... 51


Tabla 4. 10. Datos Pozo CHSA-006 ......................................................................... 51

Tabla 4. 11. Datos Evaluación Económica PAD Auca-89 .................................... 61

Tabla 4. 12. Resultados Indicadores Financieros PAD Auca-89......................... 61

Tabla 4. 13. Datos Evaluación Económica PAD Chonta Sur-01 ......................... 62

Tabla 4. 14. Resultados Indicadores Financieros PAD Chonta Sur-01 ............. 63

XII

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2. 1. Bloque 61 en mapa catastral petrolero ................................................ 6

Figura 2. 2. Campos Petroleros del Activo Auca ..................................................... 7

Figura 2. 3. Columna Estratigráfica ........................................................................... 8

Figura 2. 4. Relación de solubilidad vs. Presión .................................................... 11

Figura 2. 5. Sistema de Bombeo Electro-Sumergible ........................................... 16

Figura 2. 6. Carta Amperimétrica con Bloqueo de Gas ........................................ 24

Figura 3. 1. Modelado del Proceso .................................................................. 28

Figura 3. 2. Sistemas de Levantamiento Artificial PAD Auca-89 ..................... 33

Figura 3. 3. Pozos Activos PAD Auca-89 ........................................................ 33

Figura 3. 4. Pozos Válidos para Análisis PAD Auca-89 ................................... 34

Figura 3. 5. Sistemas de Levantamiento Artificial PAD Chonta Sur-01 ........... 35

Figura 3. 6. Pozos Válidos para Análisis PAD Chonta Sur-01 ......................... 36

Figura 3. 7. Frecuencia de Onda ..................................................................... 39

Figura 3. 8. Variación de Parámetros en Presencia de Gas en Anular ........... 40

Figura 3. 9. Curvas de Parámetros Operativos en Presencia de Gas en Anular

......................................................................................................................... 40

Figura 4. 1. Diagrama Ejemplo Sistema de Desgasificación ........................... 45

Figura 4. 2. Número de Eventos de Gasificación Pozo ACAJ-090 .................. 46

Figura 4. 3. Pérdidas de Producción PAD Auca-89 ......................................... 47

Figura 4. 4. Recuperación de Producción PAD Auca-89 ................................. 47

Figura 4. 5. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-002S1 ............. 52

Figura 4. 6. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-004 ................. 53



Figura 4. 9. Análisis Arenas Productoras PAD Chonta Sur-01 ........................ 54

Figura 4. 10. GOR / Eventos de Gasificación PAD Chonta Sur-01 ................. 55

Figura 4. 11. Pérdidas de Producción PAD Chonta Sur-01 ............................. 55

Figura 4. 12. Recuperación de Producción PAD Chonta Sur-01 ..................... 56

Figura 4. 13. Período de Recuperación de la Inversión PAD Auca-89 ............ 62

Figura 4. 14. Período de Recuperación de la Inversión PAD Auca-89 ............ 63

XIII

SIMBOLOGÍA

SÍMBOLO SIGNIFICADO

Amp Amperaje

B/C Relación Beneficio Costo

BAPD Barriles de agua por día

BBL Barriles

BFPD Barriles de fluido por día

BN Barriles normales

BPPD Barriles de petróleo por día

Db Profundidad de la bomba

Dp Profundidad media de los perforados

FNC Flujo Neto de Caja

Fr Frecuencia

gs Aceleración

Hz Hertzios

Io Inversión inicial

J Índice de productividad

MSCF Miles de pies cúbicos estándar

Pb Presión de burbuja

PCN Pies cúbicos normales

Pd Presión de descarga

PIP Presión de intake

Pr Presión de reservorio

PRI Período de Recuperación de la Inversión

Pwf Presión de fondo fluyente

Q Caudal de petróleo

q Caudal de petróleo

r Tasa de actualización mensual

rpm Revoluciones por Minuto

re Tasa de período equivalente

Rs Relación de solubilidad del gas

Rsb

Relación de solubilidad del gas al punto de

burbuja

XIV

T Temperatura

TIR Tasa Interna de Retorno

Tm Temperatura del motor

USD Dólares

VAN Valor actual neto

ϒg Gravedad del gas

ϒm Gravedad específica de la mezcla

XV

GLOSARIO

American Petroleum Institute (°API): Es una medida de la gravedad específica

del crudo que, a comparación con el agua a iguales temperaturas, precisa cuán

liviano o pesado es el petróleo.

Basic Sediment and Water (BSW): Corresponde a la cantidad de agua libre (no

disuelta) y sedimentos (arena, limo) que contiene el crudo.

Bloqueo por Gas: Existe interferencia de gas cuando hay presencia de gas libre

en el impulsor de la primera etapa restringiendo la eficiencia volumétrica de la

bomba. Se tiene bloqueo por gas (gas locked) cuando el impulsor se llena

completamente de gas, lo que provoca que la bomba deje de generar altura.

Pounds-Force Per Square Inch (PSI): Unidad de presión perteneciente al

sistema anglosajón de unidades.

Reacondicionamiento de Pozos: Proceso mediante el cual se restituye o se

crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento

con la finalidad de facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo, o viceversa.

Relación Gas Petróleo (GOR): Es la relación del gas producido con respecto al

petróleo producido.

Sección Anular del Pozo: Espacio existente entre la tubería de revestimiento

(casing) y la tubería de producción (tubing), donde puede fluir el fluido.

Sistema de Bombeo Electro-Sumergible (BES): Método de levantamiento

artificial considerado uno de lo más efectivos y económicos para levantar

volúmenes considerables de crudos livianos y medianos desde grandes

profundidades; sin embargo, requiere mayor supervisión, análisis y control, a fin

de garantizar un adecuado comportamiento del sistema.

Venteo de Gas: Conocido como quema de gas residual, se realizan

ocasionalmente como medida de liberación de presión cuando hay demasiado

gas en las tuberías. Produce grandes llamas y ruido extremadamente fuerte, lo

que la califica como una operación peligrosa, malgastadora y contaminante.

1

CAPÍTULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Planteamiento y Formulación del Problema

Los equipos de bombeo electro-sumergible son diseñados de acuerdo a una

determinada tasa de líquido y a un nivel dinámico de líquido correspondiente.

Para su correcto funcionamiento, a su vez, se requiere una adecuada

sumergencia de la bomba por debajo de este nivel dinámico. Sin embargo, la

existencia de gas libre presente en las condiciones de succión afecta el

funcionamiento de la bomba electro-sumergible de varias maneras e incluso

puede evitar totalmente la producción de líquido. (Takacs, 2009)

En los pozos caracterizados por relaciones gas-petróleo relativamente altas y

bajas presiones de fondo de pozo, los fluidos producidos pueden contener

algunas cantidades de gas libre si la presión de burbujeo se encuentra por

encima de la presión de fondo fluyente. Las bombas electro-sumergibles son

propensas a problemas operacionales, incluido el fenómeno de cavitación u

obturación por gas en los ambientes de gas libre de gran volumen, lo que acorta

su vida útil. (Von Flatern, Bombas eléctricas sumergibles, 2015)

La cavitación, definida como el proceso de formación de una fase gaseosa en

líquido cuando se reduce la presión a una temperatura constante, no ocurrirá si

la bomba está diseñada adecuadamente y opera con suficiente presión de

entrada. Sin embargo, de darse el caso, puede dar origen al desgaste de los

componentes de la bomba, afectando significativamente su rendimiento,

capacidad y eficiencia. (Saavedra, 2013)

Por otro lado, cuando existe una cantidad excesiva de gas libre en el fluido

bombeado a la entrada de la bomba, puede presentarse bloqueo por gas debido

a la presencia de gas libre en la bomba electro-sumergible. Para corregir este

problema es necesario descender la bomba en el pozo, o a su vez, extender el

tiempo de inactividad y que la bomba opere por ciclos. En un pozo que tenga

una cantidad excesiva de gas libre, es recomendable mantener una cierta

2

presión de succión para controlar la cantidad que ingresa a la bomba y evitar el

bloqueo por gas; así como también, considerar una unidad con un tamaño más

apropiado. (Espinoza, Garcés, Panta, & Malavé, 2013)

Partiendo del principio operativo de las bombas centrífugas, que cuando el gas

libre ingresa a la succión de la bomba éste deteriora su rendimiento, el equipo

de bombeo electro-sumergible cuenta con un separador de gas que funciona

según el principio de separación gravitacional al forzar el flujo de fluido a cambiar

de dirección y permitir que el gas libre escape al anular del pozo. A medida que

el gas es dirigido hacia el anular, éste se va presurizando, y debido a que no

existen las facilidades para poder transportarlo a superficie, se requiere un

tratamiento especial por parte de los operadores en campo, como programas de

venteo y quema rutinarios. (Takacs, 2009)

Para ello, es importante el continuo monitoreo y evaluación de los parámetros

operativos de la bomba electro-sumergible que permitirá identificar

explícitamente los incrementos de su presión de entrada PIP, lo que indica la

presurización del anular del pozo, haciendo que el gas entre a la bomba, y

provocando así, la interferencia de gas y posterior daño de esta. (Madrid, 2012)

Sin dejar a un lado la integridad del yacimiento, en reservorios subsaturados y

para crudos medianos-pesados, durante todas las etapas de producción, las

continuas variaciones de presión y temperatura que conlleva la presurización de

la sección anular del pozo pueden generar la precipitación de asfaltenos en la

cara de la formación, condición indeseable y altamente costosa. A medida que

se va explotando el reservorio y la presión de fondo va disminuyendo, la

floculación de asfaltenos va incrementando, sin embargo, para mantener la

integridad de la formación, existen métodos de limpieza, como los tratamientos

por bacheo, donde se inyectan solventes, aditivos y químicos comerciales que

previenen la depositación de estos compuestos. (Fuerte, González, Escobar, &

Arango, 2011)

Con la finalidad de evitar problemas posteriores asociados a la presencia de gas

en la sección anular de pozos productores de petróleo del campo Auca, se

realizó la instalación de sistemas unificados de desgasificación de anulares en

las plataformas Auca-89 y Chonta Sur-01 durante los años 2016 y 2017,

3

conformados por un colector donde se interconectan las líneas de gas de todos

los pozos, donde posteriormente el gas es quemado en el mechero.

Estas facilidades no disponen de instrumentación asociada para monitoreo y

control del proceso. Y a su vez, aún no se ha corroborado su beneficio

considerando los parámetros de producción. Es por esto, que existe la necesidad

de evaluar técnica y económicamente las instalaciones realizadas para

desgasificar la sección anular de los pozos, con el fin de cuantificar los resultados

y el impacto generado en la producción; y de ser el caso, generar una

metodología adecuada que pueda ser aplicada en pozos con similares

características.

1.2. Alcance

El presente estudio se limita al uso de la información ya registrada por sensores

del equipo electro-sumergible, de parámetros operativos de la bomba, que

permiten evaluar el problema mencionado. Para este análisis, de una muestra

de veinticinco pozos productores de petróleo, se evaluará los que debido a

problemas por presencia de gas en el anular previamente, fueron seleccionados

para realizar la instalación de un sistema de desgasificación en sus plataformas.

No es parte del alcance el dimensionamiento de la bomba electro-sumergible ni

el diseño de las facilidades en superficie.

1.3. Objetivos

1.3.1. Objetivo General

Analizar la factibilidad técnica y económica de la instalación de un sistema de

desgasificación de anulares en pozos productores de petróleo del campo Auca.

1.3.2. Objetivos Específicos

Generar una base de datos de los pozos productores de petróleo del campo

Auca, clasificados según su arena productora, PAD y fecha en la cual se

identificaron los problemas de bloqueo por gas.

4

Identificar las variaciones recurrentes presentadas en los parámetros del equipo

de bombeo electro-sumergible.

Definir las consecuencias de la presurización que genera el gas en el anular.

Evaluar técnicamente los resultados en producción del sistema de

desgasificación de anulares en dieciséis pozos productores de petróleo del

campo Auca.

Realizar una evaluación económica del sistema de desgasificación instalado.

Generar un procedimiento para poder extrapolar la estrategia utilizada en pozos

que lo requieran.

1.4. Justificación

El presente trabajo de titulación pretende utilizar una metodología analítica al

estudiar técnica y económicamente datos reales de pozos seleccionados del

campo Auca, los cuales presentaron bloqueo de gas previo a la instalación del

sistema de desgasificación.

El análisis técnico de los parámetros operativos registrados por el sensor de

fondo del equipo electro-sumergible mediante la plataforma Zedi, permitirá

identificar el problema presente. A su vez, la documentación de actualización

diaria de actividades en campo permitirá diferenciar el problema principal de

otras actividades con similar consecuencia en los parámetros operativos de la

bomba, ahorrando tiempo y recursos.

Mediante una metodología cuantitativa, se realizará una evaluación estadística

de los datos registrados antes y después de la instalación del sistema de

desgasificación, lo que permitirá identificar los posibles problemas o soluciones

en la producción de los pozos. Posteriormente, el análisis económico

comparativo, una vez instalado el sistema de desgasificación, verificará su

desempeño y determinará si fue o no beneficioso confirmando su viabilidad, con

la finalidad de identificar otros pozos con similar problema que puedan ser

candidatos para realizar la adecuación, tomando así acciones preventivas.

5

El presente estudio generará un valioso aporte al área de optimización de la

producción y desarrollo del campo Auca, mediante la evaluación técnica y

económica de los pozos seleccionados, ya que se verificará el beneficio de la

instalación de un sistema de desgasificación en PAD’s donde sus pozos

presenten problemas por presencia de gas en la sección anular.

Así, se buscará tanto evitar pérdidas de producción, como prolongar la vida útil

del equipo de bombeo electro-sumergible, minimizando costos asociados a

trabajos de reacondicionamiento futuros.

De esta manera se garantizará la solución de los problemas por bloqueo de gas

en el campo Auca, en donde se podría asegurar una larga vida útil del equipo

electro-sumergible y una producción estable.

6

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. Descripción del Campo Auca

2.1.1. Breve Reseña Histórica

El campo petrolero estatal Auca fue descubierto por la compañía Texaco-Gulf a

partir de la perforación del pozo Auca 1, iniciado el 16 de marzo de 1970 y

completado el 30 de marzo del mismo año. Con 10578 pies de profundidad, el

pozo Auca 1 tuvo una producción de 3072 BPPD de las arenas “Hollín” y “T”, de

31° y 27° API, respectivamente.

La producción inicial del campo en abril de 1975 fue de 6752 BPD. Éste mantuvo

un incremento de producción hasta alcanzar un promedio de 24367 BPD en julio

de 1994, mientras que en los primeros meses del año 2003 produjo alrededor de

16500 BPD. (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004)

2.1.2. Ubicación del Campo

El activo Auca, también denominado Bloque 61, se encuentra ubicado en la

cuenca oriente a 260 kilómetros al este de la ciudad de Quito, en la Parroquia de

Dayuma, Provincia de Orellana, Ecuador. Ver Figura 2.1.

Figura 2. 1. Bloque 61 en mapa catastral petrolero

Elaborado por: Valeria Armijos

Fuente: Secretaría de Hidrocarburos Ecuador, 2018

7

Aunque se lo conoce como campo Auca, el área petrolera está compuesta por

17 campos que en el 2011 fueron agrupados en el Bloque 61 y pasó a formar

parte de Petroamazonas. Entre estos se encuentran Anaconda, Armadillo, Auca

Central, Boa, Chonta Este, entre otros. Ver Figura 2.2.

Figura 2. 2. Campos Petroleros del Activo Auca


Fuente: Petroamazonas EP, 2018

2.1.3. Geología del Campo

2.1.3.1. Columna Estratigráfica

La Cuenca Oriente ecuatoriana forma parte de la gran Cuenca Amazónica, y

representa un extraordinario sistema natural desde lo más profundo de su

subsuelo. Como se observa en la Figura 2.3, la columna litoestratigráfica resume

la estratigrafía y los eventos geodinámicos más importantes que se registraron

en el desarrollo de la Cuenca Oriente y sus sistemas petrolíferos. (Baby,

Rivadeneira, & Barragán, 2004)

2%

25%

23%9%

0%3%

12%

6%

1% 6%

1%7% 5%

ANACONDA A CENTRAL AUCA SUR AUCA SUR 1 BOA

CHONTA ESTE CONONACO CULEBRA PITALALA CHONTA SUR/RUMIYACU

ANURA YUCA YULEBRA

8

Figura 2. 3. Columna Estratigráfica


2.1.3.2. Características Litológicas de los Reservorios

Los principales reservorios productivos del Campo Auca presentan las

características dadas a continuación:

9

Hollín Inferior

Arenisca masiva de cuarzo de color blanco que presenta granulometría gruesa-

media.

Posee un espesor neto promedio de 26 pies y permeabilidad promedia de 551

mD.

Hollín Superior

Arenisca cuarzosa de grano fino con presencia de material carbonáceo y

contenido alto-medio de glauconita.

Posee una porosidad promedio de 14% con un espesor neto promedio de 17

pies. Su permeabilidad promedio varía entre 150 a 200 mD aproximadamente.

Arenisca “T”

Arenisca cuarzosa de grano fino que posee esporádicas capas de arcilla. En

algunas muestras los poros se encuentran rellenos de illita y caolinita.

Posee una porosidad promedio del 12% y se divide en Arenisca “T Inferior” y

Arenisca “T Superior”, donde ésta última es una arenisca cuarzosa-glauconítica

de grano fino con partes donde presenta fuerte bioturbación.

Las permeabilidades promedio varían de 10 a 450 mD en la Arenisca “T Inferior”

y de 5 a 100 mD en la Arenisca “T Superior”. Así mismo, presentan espesores

netos de 45 y 5 pies respectivamente.

Arenisca “U”

Arenisca limpia masiva de cuarzo que reposa en discordancia sobre las Lutitas

U. Se divide en Arenisca “U Inferior” y Arenisca “U Superior”.

La Arenisca “U Inferior” es una arenisca limpia masiva de cuarzo, de grano fino-

medio, que se encuentra distribuida en estratos delgados. Presenta porosidad

promedio entre 15 y 20% y permeabilidades que varían de 50 a 1500 mD.

10

La Arenisca “U Superior” es una arenisca glauconítica masiva de cuarzo, de

grano fino y con importante bioturbación, se encuentra distribuida en capas

delgadas. Presenta porosidad promedio entre 10 y 18% y permeabilidades que

varían de 30 a 850 mD.

Arenisca Basal Tena

Arenisca de cuarzo redondeada, de grano medio-grueso. Su base se define por

el tope del último banco de areniscas masivas de la arenisca “T”.

Posee una permeabilidad promedio entre 2 a 200 mD y una porosidad promedio

del 19%.

2.1.3.3. Características del Crudo

De acuerdo con la arena productora, el crudo del campo Auca, Bloque 61,

presenta la calidad del crudo en grados API y contenido de azufre indicados a

continuación en la Tabla 2.1.

Tabla 2. 1. Características del Crudo



RESERVORIO

Hollín Inferior 27-30

Hollín Superior 27-32

Arenisca "T" 24-29

Arenisca "U" 24-29

Basal Tena 20-22

Pesado < 20 API < 0.50

Mediano 20 - 30 API 0.5 - 1.0

Liviano > 30 API 1.0 - 2.0

> 2.0

1.87

1.07

CALIDAD DEL CRUDO CONTENIDO DE AZUFRE

CALIDAD DEL CRUDO

°API

CONTENIDO DE AZUFRE

(% EN PESO)

1.13

1.13

1.28

11

2.2. Propiedades Físicas de los Fluidos

2.2.1. Relación Gas Petróleo

La solubilidad del gas es definida como la cantidad de gas disuelto que se

encuentra en solución en petróleo crudo, a cualquier condición de presión y

temperatura del reservorio, cuando ambos volúmenes se miden en superficie.

Esta relación depende fundamentalmente del tipo de fluido en el reservorio y del

método de laboratorio para su obtención y medición. Se expresa de la siguiente

forma:

𝑅𝑠 =𝑉𝑜𝑙. 𝑑𝑒 𝐺𝑎𝑠 𝐷𝑖𝑠𝑢𝑒𝑙𝑡𝑜 𝑇𝑟, 𝑃𝑟

𝑉𝑜𝑙. 𝑑𝑒 𝑃𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜; [

𝑃𝐶𝑁

𝐵𝑁]

Para un mismo gas y petróleo dados a una temperatura constante, la cantidad

de gas en solución aumentará proporcionalmente con la presión; así mismo, a

una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuirá a medida que

aumenta la temperatura. (Rivero, 2007)

La Figura 2.4 muestra el comportamiento de una muestra dada a la temperatura

del reservorio.

Figura 2. 4. Relación de solubilidad vs. Presión

Fuente: Rivero, 2007

12

Si se analiza el comportamiento gráfico, se puede concluir que la cantidad de

gas en solución aumenta a medida que aumenta la presión de saturación, hasta

incorporarse completamente a la fase líquida.

Por sobre la presión de saturación, la cantidad de gas en solución se mantendrá

constante. La cantidad de gas existente en el petróleo será siempre la misma a

menos que se inyecte gas.

2.2.2. Presión de Burbuja

Se define como la mayor presión a la cual se libera la primera burbuja de gas del

petróleo. Puede medirse experimentalmente mediante una prueba de expansión

a composición constante.

Dada la ausencia de mediciones experimentales de la presión de burbuja, es

necesario realizar una estimación de ésta a partir de la medición de algunos

parámetros. (Rivero, 2007)

Las correlaciones propuestas para la determinación de la presión de burbuja se

basan esencialmente en la solubilidad del gas, la gravedad del petróleo y la

temperatura. Se tiene:

𝑃𝑏 = 𝑓(𝑅𝑠, ϒ𝑔, °𝐴𝑃𝐼, 𝑇)

2.3. Análisis del Reservorio

2.3.1. Índice de Productividad

El índice de productividad J se define como la medida del potencial del pozo o

su capacidad de producir, y es una propiedad comúnmente medida en los pozos

petroleros. Por definición se tiene:

𝐽 =𝑞

(𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓) (2.1)

Donde:

13

J: Índice de Productividad. [BFPD / psi]

q: Tasa de Producción. [BFPD]

Pr: Presión de Reservorio. [psi]

Pwf: Presión de Fondo Fluyente en el Pozo. [psi]

La presión de fondo estática Pe de un pozo es medida después de un período

de tiempo suficientemente largo en el que el pozo se encuentre cerrado y se

pueda obtener un equilibrio en la presión del yacimiento. Luego de que por un

tiempo determinado el pozo haya producido a una rata estabilizada, se mide la

presión de fondo fluyente Pwf. La rata de flujo es determinada en los tanques de

almacenamiento o a través de mediciones de los separadores o, a su vez, con

medidores de desplazamiento positivo.

En algunos casos, el índice de productividad permanece constante para una

amplia variación de la rata de flujo, por lo que es directamente proporcional a la

presión de fondo diferencial. (Craft & Hawkins, 1968)

En la Tabla 2.2 se puede observar las diferentes escalas de acuerdo a los valores

del índice de productividad.

Tabla 2. 2. Escala de Valores del Índice de Productividad



2.4. Gradiente de Presión

Se conoce como gradiente de presión al cambio de presión como una función de

la distancia. Éste puede referirse a tres situaciones: al cambio de presión del

fluido del pozo con respecto a la profundidad, que puede medirse con registros

de producción y permite determinar la densidad del fluido del pozo; al cambio de

ESCALA ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

Baja Productividad J ≤ 0.5

Productividad Media 0.5 < J < 1.0

Alta Productividad 1.0 < J < 2.0

Excelente Productividad J ≥ 2.0

14

presión de poro con la distancia desde el pozo, calculado a partir de resultados

de análisis de pruebas de pozo; y finalmente, al cambio de presión de poro con

la profundidad, medido mediante pruebas de formación. (Schlumberger Oilfield

Glossary, 2018)

2.4.1. Nivel de Fluido

Distancia o profundidad respecto a superficie, que, en condiciones estáticas,

alcanzará el fluido en un pozo que requiere alguna forma de levantamiento

artificial debido a su incapacidad de producir de forma natural. (Schlumberger

Oilfield Glossary, 2018)

2.4.2. Nivel Estático de Fluido

Se define como el nivel al cual se eleva el fluido en un pozo cuando éste se

encuentra cerrado. La carga hidrostática del fluido será igual a la presión de

fondo del pozo. (Schlumberger Oilfield Glossary, 2018)

2.4.3. Nivel Dinámico de Fluido

También denominado como nivel de fluido de bombeo, se define como el nivel

al cual el nivel de fluido estático desciende en la tubería de producción (tubing)

o en la de revestimiento (casing), cuando el pozo se encuentra en condiciones

de producción. (Schlumberger Oilfield Glossary, 2018)

2.5. Bombeo Electro-Sumergible

2.5.1. Descripción

Alrededor del 90% de los pozos productores de petróleo demandan un sistema

de levantamiento artificial para incrementar la producción cuando el yacimiento

carece de energía suficiente para permitir el flujo de fluidos de forma natural. Uno

15

de los métodos más flexibles y adaptables es el sistema de levantamiento

artificial mediante bombeo electro-sumergible.

El Bombeo Electro-Sumergible es considerado uno de los sistemas de

levantamiento artificial más efectivo y económico para levantar volúmenes

considerables de hidrocarburo desde grandes profundidades.

Comúnmente se aplica en yacimientos con alto corte de agua y baja relación de

solubilidad de gas, incluso se puede aplicar también para crudos altamente

viscosos, pozos gasíferos, pozos con altas temperaturas y de diámetro reducido,

y en pozos con fluidos abrasivos. (Von Flatern, Artificial Lift, 2015)

Dependiendo de las condiciones de cada pozo, el sistema electro-sumergible

posee una amplia gama de variadores y unidades de salida de potencia que

permiten la elevación o disminución de volúmenes producidos.

El motor electro-sumergible ubicado en el fondo, que impulsa la bomba, es

conectado a controles en superficie mediante cables reforzados, sujetos al

exterior de la tubería de producción, que permiten la transmisión de la energía

eléctrica necesaria, así como el manejo de las operaciones del sistema. Ver

Figura 2.5.

Las bombas electro-sumergibles están compuestas por múltiples etapas

centrífugas montadas en serie dentro del motor eléctrico sumergible,

determinadas por características operativas del pozo y su completación. Cada

una de estas etapas posee un impulsor rotativo y difusores estacionarios con la

finalidad de minimizar el daño por corrosión o abrasión. A medida que el fluido

entra en el sistema, específicamente a la primera etapa de la bomba, éste pasa

a través de un impulsor y mediante energía cinética se centrifuga hacia afuera

radialmente. La bomba centrífuga es operada por un motor de inducción que

alcanza velocidades operativas de más de 5000 rpm utilizando un variador de

frecuencia.

Una vez que el fluido sale del impulsor, es forzado a realizar un giro brusco para

ingresar en el difusor, por lo que se va difundiendo mientras pasa por esta

sección; haciendo que la energía cinética antes adquirida se convierta en

presión. Esta presión se eleva constantemente permitiendo que el fluido ingrese

16

a una nueva etapa y se repita el proceso hasta alcanzar la energía necesaria

para llegar a superficie.

El rango de operación de las bombas electro-sumergibles varía entre 100 y

30000 BPD, superando así el rendimiento de otros sistemas de levantamiento

artificial con bomba, como los de bombeo mecánico e hidráulico. (Von Flatern,

Bombas eléctricas sumergibles, 2015)

Figura 2. 5. Sistema de Bombeo Electro-Sumergible

Fuente: Von Flatern, 2015

2.5.2. Historia de los Sistemas BES

La historia de los sistemas de levantamiento artificial está marcada por la

innovación, la continua evolución de herramientas y drásticos rediseños. Es así

17

como en el año 1911, Armais Arutunoff, un ingeniero ruso, a sus cortos 18 años

de edad inventó el primer motor eléctrico que operaba en agua; y a través de

una barrena y una bomba centrífuga instaladas en el motor, inventó la que hoy

conocemos como bomba electro-sumergible. Tiempo después, Arutunoff inmigró

a Estados Unidos de América, lugar donde fundó la Dínamo Eléctrica Rusa de

Arutunoff, futura REDA. (Von Flatern, Bombas eléctricas sumergibles, 2015)

Al transcurso del tiempo se van realizando mejoras en los sistemas de

levantamiento artificial y, particularmente, en las bombas electro-sumergibles,

por lo que, en la actualidad, operan en campos marítimos y terrestres en todo el

mundo con nuevos y mejorados resultados de desempeño y manufactura.

2.5.3. Anatomía de un Sistema BES

Los componentes de un sistema de bombeo electro-sumergible son clasificados

en dos grupos, componentes de fondo y componentes de superficie.

2.5.3.1. Componentes de Superficie

Permiten el manejo de las operaciones del sistema mediante la transmisión de

la energía eléctrica necesaria al motor. Entre estos constan principalmente:

banco de transformadores eléctricos, tablero de control, variador de frecuencia,

caja de venteo y cabezal del pozo; los cuales se describen a continuación.

Banco de Transformadores Eléctricos (SDT)

El equipo de bombeo electro-sumergible opera con voltajes que varían entre 250

y 4000 voltios, por lo que la transformación del voltaje de distribución en la

entrada de los variadores es requerida para un buen desempeño del equipo.

Los transformadores son dispositivos electromagnéticos transmisores de

potencia eléctrica en la modalidad de corriente alterna y son seleccionados

dependiendo del rango de voltaje. Pueden ser monofásicos, bifásicos o

trifásicos. Éstos últimos están llenos de aceite auto-refrigerable, que funciona

como aislante y permite enfriar el transformador. A su vez, son poco comunes,

18

ya que contienen un número considerable de derivaciones en el transformador

secundario. (Escalante, 2015)

Tablero de Control

El tablero de control constituye el comando de instalación del sistema electro-

sumergible. Como función principal tiene la de monitorear y proteger las

operaciones del pozo de problemas que puedan presentarse tanto en fondo

como en superficie, tales como sobrecorriente del motor, desbalanceo de

corriente o excesivo número de arranques del equipo. (Escalante, 2015)

Variador de Frecuencia

Es un controlador del motor que permite que el sistema de bombeo electro-

sumergible trabaje en un amplio rango de frecuencia. Permite generar el cambio

de frecuencia de entrada de 60 Hz a una entre 30 y 90 Hz, lo que produce

cambios en la altura dinámica de fluido y en el caudal sin modificar el equipo de

fondo, todo esto dependiendo de lo que se requiera. La flexibilidad en el bombeo

fue el primordial propósito para la implementación de los variadores de

frecuencia; sin embargo, el arranque suave del equipo, la velocidad controlada

automáticamente, la extensión de su vida útil, entre otros, se han vuelto también

muchos de sus beneficios que permiten una mejora considerable de la eficiencia

total del sistema. (Escalante, 2015)

Caja de Venteo

Llamada caja de conexiones es instalada entre el cabezal del pozo y el tablero

de control previniendo que el gas, que puede viajar a lo largo del cable

superficial, alcance la instalación eléctrica en el tablero y genere problemas. Sus

funciones principales consisten en proporcionar un punto de conexión entre el

cable proveniente del controlador con el del pozo, facilitar un desfogue para el

gas desde el fondo del pozo a través del cable de potencia, y, finalmente, proveer

puntos de prueba accesibles para el control y protección de los equipos de fondo.

19

Cabezal del Pozo

Como parte de las instalaciones de sistemas de bombeo electro-sumergible, los

cabezales de pozo juegan un papel muy importante al mantener control de la

sección anular y soportar el peso del equipo de subsuelo, incluyendo el cable de

potencia, las herramientas de fondo, la tubería de producción, los accesorios,

entre otros.

A su vez, proporcionan un sello fuerte no solo alrededor de la tubería de

producción, sino también alrededor del cable de potencia.

2.5.3.2. Componentes de Fondo

El equipo de fondo se acopla directamente a la tubería de producción. Entre

estos constan: el centralizador, el sensor de fondo, el motor, los protectores, el

separador de gas, el intake, la bomba electro-sumergible y el cable de potencia;

los cuales son descritos a continuación.

Centralizador

El centralizador es comúnmente usado para centrar tanto el motor como la

bomba en pozos ligeramente desviados; a su vez, evita el desgaste del cable por

roces con la tubería de revestimiento o casing.

Esta es una herramienta opcional, donde su uso depende principalmente de la

desviación del pozo, con la finalidad de evitar una excesiva separación respecto

a las paredes del pozo. (Schlumberger Oilfield Glossary, 2018)

Sensor de Fondo

Los sensores de fondo del pozo son dispositivos electrónicos o mecánicos de

aproximadamente 1.5 metros de longitud. Internamente posee un anillo sensor

de presión y se conecta al motor de fondo mediante un cable de alimentación y

otro de señal.

Esta herramienta es capaz de medir diferentes propiedades en el fondo del pozo,

tales como altas presiones, tasa de flujo de fluidos, vibraciones, temperatura,

20

composición, régimen de flujo de fluidos y retención de líquido. Envía las señales

a superficie mediante el cable de potencia del equipo de bombeo electro-

sumergible. (Schlumberger Oilfield Glossary, 2018)

Motor

El motor eléctrico de inducción, también considerado como transformador

giratorio ya que induce corrientes y voltajes en el rotor, es un dispositivo que

transforma la energía eléctrica en mecánica. Los motores utilizados para la

operación de bombas electro-sumergibles son bipolar trifásicos, tipo jaula de

ardilla. Internamente usa aceite mineral refinado con alta rigidez dieléctrica.

Sus rangos de voltaje varían entre 230 y 400 voltios, y su amperaje entre 22 y

19 Amperios, y su potencia es proporcional a su largo y diámetro. Sus

componentes internos están diseñados para resistir temperaturas de hasta 260

°C. Las piezas que componen al motor de inducción son las siguientes:

• Rotor: Engloba el grupo de partes giratorias.

• Estator: Engloba el grupo de partes inmóviles.

Protectores

Los protectores se encuentran ubicados entre la parte superior del motor y la

parte inferior de la bomba, con el objetivo de proteger al motor. Entre sus

funciones se encuentran:

• Permitir la conexión del eje del motor al eje de la bomba.

• Igualar las presiones del pozo y del fluido dieléctrico del motor, evitando así

que los fluidos del pozo puedan infiltrarse en las uniones selladas del motor.

• Compensar la contracción o la expansión del motor debido a efectos de

incremento de temperatura o enfriamiento.

• Salvaguardar al motor de la contaminación por entrada de fluidos del pozo,

lo que puede provocar fallas tempranas del equipo.

• Absorber la carga axial descendente de la bomba, impidiendo que se reflejen

en el motor.

21

Intake

El Intake o sección de admisión de fluidos no es más que la entrada del fluido

que posee la bomba, una sección ranurada convencional que opera como filtro

a un separador de gas.

Separador de Gas

La bomba centrífuga, siendo un dispositivo dinámico, imparte altas velocidades

de rotación al fluido entrante, sin embargo, la cantidad de energía cinética

transmitida al fluido depende principalmente de su densidad. Al ser más denso

que el gas, el líquido recibe una gran cantidad de energía cinética que provoca

el aumento de presión. Por otro lado, el gas sometido a la misma velocidad

rotatoria no puede tener el mismo aumento de presión. Esa es la razón primordial

por el que el fluido ingresado en las bombas centrífugas debe ser libre de gas

para garantizar un funcionamiento confiable y eficiente. (Takacs, 2009)

La existencia de gas libre afecta directamente las operaciones de la bomba

electro-sumergible en diferentes formas. La cavitación puede darse a

velocidades de flujo mayores que causan daños mecánicos en las etapas de la

bomba. Así también, en casos con tasas de producción de gas extremadamente

altas, puede ocurrir bloqueo de gas cuando la bomba, al encontrarse llena de

gas, no realiza ninguna acción de bombeo.

El separador de gas trabaja con el mismo principio operacional de las bombas

centrífugas, donde, si gas libre ingresa a la bomba, éste deteriora su

funcionamiento. Por lo que se hace indispensable en pozos con altos volúmenes

de gas. Se encuentra conectado entre la bomba y los protectores, y direcciona

al gas hacia la sección anular entre la tubería de producción y la tubería de

revestimiento. (Takacs, 2009)

Bomba Electro-Sumergible

Las bombas electro-sumergibles son bombas centrífugas multietapas de

diferentes tamaños y materiales dependiendo del diámetro disponible en la

tubería de producción y los requerimientos del pozo. Los diámetros comunes de

22

estos equipos se distinguen por números de serie, como son 400, 540, 675, entre

otros; indicando el diámetro con el primer dígito. (Escalante, 2015)

El número de etapas de la bomba determina la carga total y la potencia que

requiera. Cada una de sus etapas consiste en un impulsor dinámico y un difusor

estático, y provee, a su vez, una altura diferente de levantamiento del fluido. Las

tasas de flujo de las bombas electro-sumergibles varían en rangos entre 200 y

80000 BPD, sin embargo, cada bomba tiene su rango óptimo de operación.

Cable de Potencia

La energía eléctrica necesaria para el funcionamiento del equipo de bombeo

electro-sumergible es transmitida al motor mediante un cable de potencia que se

extiende desde superficie hasta la conexión del motor. Este cable trabaja a

condiciones extremas y su diámetro depende de la aplicación requerida. Sus

configuraciones varían de planas a redondas, las cuales principalmente ayuda a

eliminar el desbalance de fases. (Escalante, 2015)

2.5.4. Problemas en un Sistema BES

Durante el funcionamiento del equipo electro-sumergible en un pozo, pueden

presentarse algunos problemas debido a diferentes factores.

Las partes más vulnerables a fallas son el motor, los protectores, la bomba y el

cable eléctrico. A continuación, se mencionan algunos de estos problemas, entre

los cuales están los asociados a la presurización de la sección anular del pozo.

(Escalante, 2015)

Motor

El motor es la parte más expuesta a sufrir daños debido a ser el eje principal del

equipo. Puede presentar:

• Excesiva carga de voltaje al motor debido a un desgaste de la bomba.

• Desgaste de la carcasa del motor originado por corrosión.

23

• Corto circuito debido a la filtración de los sellos del protector.

Protectores

Pueden presentar fallas debido a:

• Vibraciones de la bomba.

• Cambios respectivos del ciclaje.

• Excesivos arranques y paros del equipo.

Bomba

Sus razones de falla pueden ser:

• Desgaste del impulsor debido a la presencia de gas libre.

• Taponamiento y desgaste de las etapas por presencia de sedimentos.

• Corrosión.

Cable de Potencia

Puede sufrir daños debido a:

• Mal manejo en la instalación y corrida dentro del pozo.

• Excesiva carga de amperaje generado por la unidad.

• Errores en la centralización.

2.5.5. Solución a Problemas de Instalaciones BES

Como se mencionó anteriormente, el monitoreo de las operaciones de un equipo

de bombeo electro-sumergible ha experimentado continuas evoluciones a lo

largo de los años. Así mismo, los procedimientos de solución de problemas

operativos siguieron la misma tendencia y los primeros métodos simples se han

ido adaptando a los altamente sofisticados existentes actualmente.

Los problemas operativos en un sistema BES suelen generar como resultado

una falla eléctrica. Esta es la principal razón por la cual, un continuo monitoreo

24

de estos parámetros, tales como la corriente eléctrica del motor, es una

herramienta valiosa para preservar la vida útil del equipo de bombeo.

Uno de los métodos para poder controlar la gasificación de la sección anular y

los posibles bloqueos de la bomba por gas, es el monitoreo de la corriente

mediante un amperímetro ubicado en el tablero de control. Éste lee el amperaje

de entrada del motor mediante el uso de un transformador de corriente acoplado

a uno de los conductores del cable eléctrico. La corriente se registra en función

del tiempo en gráficas circulares con una escala adecuada, llamadas también

cartas amperimétricas. (Takacs, 2009)

Se observan tendencias similares a las mostradas en la Figura 2.6 cuando,

debido a la presencia de gas en la sección anular del pozo, el equipo de bombeo

produce considerables volúmenes de gas libre.

Figura 2. 6. Carta Amperimétrica con Bloqueo de Gas

Fuente: Takacs, 2009

Una vez dado el arranque del equipo de bombeo (Sección A de la Figura 2.6), el

nivel de fluido en la sección anular es alto, lo que genera una corriente alta.

Cuando el nivel de fluido disminuye, la corriente del motor se reduce como se

25

muestra en la Sección B. En comparación a las bajas tasas de fluido en la

entrada de la bomba, su diseño se va considerando demasiado grande, por lo

que el nivel del fluido disminuye aún más, haciendo que la corriente del motor

siga decreciendo (Sección C). Debido a la disminución de la presión en el anular,

el gas en solución se libera produciendo fluctuaciones en la rata de bombeo y en

la corriente del motor (Sección D). A medida que el nivel dinámico de fluido se

acerca al intake del equipo de bombeo, la producción cíclica de líquido y gas libre

da como resultado, corrientes de motor erráticamente bajas. Finalmente, como

medida de protección contra daños, cuando la corriente llega a un valor mínimo

determinado, el equipo es apagado automáticamente desde el tablero de control.

(Takacs, 2009)

Se produce una situación de bloqueo de gas si las corrientes de motor en la

Sección D no caen al valor mínimo previamente configurado. Así, el equipo de

bombeo electro-sumergible continúa funcionando con un amperaje reducido

pero constante, y sin que se tenga ninguna producción de fase líquida. Cuando

esto sucede, la bomba se encuentra totalmente bloqueada por gas y el gas libre

ocupa la entrada de la bomba, lo que impide la succión de líquido.

Cuando se observa presencia de gas libre en la bomba mediante los parámetros

leídos por el sensor de fondo, el bloqueo por gas comúnmente es manejado por

los operadores de campo monitoreando la frecuencia del motor. En otros casos

más técnicos, pero a su vez costosos, el bloqueo por gas se puede corregir

descendiendo la bomba en el pozo o extendiendo el tiempo de inactividad y que

la bomba opere por ciclos. A su vez, se recomienda que, para

reacondicionamientos o intervenciones futuras en el pozo, se considere una

unidad con un tamaño más apropiado. En ocasiones también puede ser útil el

uso de un estrangulador de superficie adecuado. (Espinoza, Garcés, Panta, &

Malavé, 2013)

26

CAPÍTULO III

METODOLOGÍA

3.1. Metodología Cualitativa y Cuantitativa

Existen diversas formas de realizar una investigación científica que permiten una

explicación más comprensiva y explicativa de los fenómenos que son objeto de

estudio. Sin embargo, se desconoce los factores que determinan la inclinación

por utilizar alguna metodología en específico. No obstante, la flexibilidad y la

adaptabilidad de los métodos podría ser la opción más conveniente para dar

solución a los problemas de investigación, utilizar las dos perspectivas

conjuntamente. (Medina, 2001)

Algunos autores entienden como métodos cuantitativos a técnicas

experimentales aleatorias, análisis estadísticos, cuasiexperimentales,

multivariados, estudios de muestra, etc. Se puede decir que estos métodos han

sido desarrollados más directamente a la tarea de verificar teorías. Por otro lado,

entre los métodos cualitativos consideran la etnografía, estudios de caso,

entrevistas a profundidad y observación participativa e investigación-acción; los

cuales fueron deliberadamente desarrollados para la tarea de descubrir o

generar teorías. (Medina, 2001)

Así pues, para la elección de un método se debe tener en cuenta las exigencias

de la situación de la investigación a desarrollar. Es decir, en algunas situaciones

el procedimiento más eficaz será cuantitativo, mientras que, en otras, el mejor

será el método cualitativo. Sin embargo, los métodos y medidas, tanto

cualitativos como cuantitativos, son subjetivos, y el uso combinado de estos

métodos posee tanto ventajas como desventajas.

Entre las ventajas se encuentra que la investigación evaluativa tiene por lo

común propósitos múltiples que deben ser atendidos bajo condiciones más

exigentes, ambos pueden fortalecerse mutuamente. Por otro lado, la

combinación de éstos podría resultar costosa e implicaría más tiempo. Cabe

recalcar que el uso conjunto de dichos métodos es importante cuando se tiene

27

como fin principal, comprobar el proceso, describir el contexto o la explicación

causal. (Medina, 2001)

El método de estudio de caso es una metodología rigurosa que tiene un papel

importante que desempeñar en la investigación y que permite estudiar los

procesos de toma de decisiones y causalidad. Puede incluir, e incluso limitarse

a evidencia cuantitativa. En sí, el contraste que se tiene entre evidencia

cuantitativa y cualitativa no diferencia las diversas estrategias de investigación.

(Yin, 1994)

La estrategia de estudio de caso como forma de investigación no debe

confundirse con la investigación cualitativa, que busca satisfacer tanto el uso de

una observación minuciosa y detallada del tema a investigar, como el intento de

evitar un compromiso previo con cualquier modelo teórico. Los estudios de casos

pueden basarse en cualquier combinación de evidencia cuantitativa y cualitativa.

Además, los estudios de caso no siempre deben incluir observaciones directas

y detalladas como fuente de evidencia. (Yin, 1994)

Para el desarrollo del presente trabajo de investigación, que tiene como

modalidad un estudio de caso, se utiliza un procedimiento combinado; una

metodología cualitativa al estudiar técnicamente datos reales de pozos

seleccionados del campo Auca, y una metodología cuantitativa al realizarse una

evaluación estadística de los datos registrados por el sensor de fondo del equipo

de bombeo electro-sumergible al momento de presentarse los problemas por

presencia de gas en la sección anular de los pozos, y a su vez, en el desarrollo

del análisis económico comparativo una vez instalado el sistema de

desgasificación.

3.1.1. Modelado del Proceso

En la Figura 3.1 se muestra el flujo de procesos a seguir como parte de la

metodología del proyecto.

28

Figura 3. 1. Modelado del Proceso


29

3.2. Recolección de Información

La información necesaria para llevar a cabo el proyecto fue tomada de las

siguientes fuentes:

• Bitácora de Operaciones

• Plataforma Zedi

• Registro de Pruebas Diarias

• Registros de Bacheo

• Diagramas Mecánicos de Pozos

3.2.1. Bitácora de Operaciones

La Bitácora de Operaciones es un registro foliado y actualizado diariamente de

acuerdo con las operaciones realizadas en cada uno de los pozos del campo

Auca. En él se detalla fecha de registro, nombre del pozo, campo, fecha de

prueba de producción, producción de fluido, producción de petróleo, producción

de agua, %BSW, equipo de bombeo, frecuencia, gravedad API, conexión con

equipo de bombeo, observaciones y notas importantes.

La Bitácora de Operaciones juega un papel muy importante en la recolección de

datos, pues se puede identificar las fechas exactas en donde los pozos

presentaron problemas por presencia de gas en la sección anular, y de ser el

caso, se evidencia también si hubo alguna acción tomada para su monitoreo y

control, ya que toda operación realizada en el pozo queda asentada en este

registro.

3.2.2. Plataforma Zedi

Es un sistema de monitoreo remoto que vincula su hardware y software con una

plataforma de computación en la nube. Permite acceder a la visualización en

tiempo real de todos los activos del campo mediante datos de alta resolución

tomados por el sensor de fondo del equipo de bombeo electro-sumergible.

30

A su vez, ofrece a sus usuarios herramientas críticas de seguridad y

cumplimiento al alcance de la mano con acceso instantáneo. A través de esta

plataforma, se puede acceder de forma segura e ingresar datos directamente

desde cualquier lugar, en cualquier momento; lo que permite una respuesta

rápida a los posibles problemas que se puedan presentar en el pozo.

Para la recolección de datos a analizar en este proyecto, la Plataforma Zedi

permite visualizar y cuantificar la variación de los parámetros operativos de la

bomba electro-sumergible cuando los pozos seleccionados presentaron el

problema en cuestión.

3.2.3. Registro de Pruebas de Producción

Este documento es una recopilación de todas las pruebas de producción

realizadas en los pozos activos del campo Auca. En este registro se detallan

algunos parámetros tales como: nombre del pozo, fecha de prueba, campo,

plataforma a la cual pertenece el pozo, arena productora, flujo de fluido, flujo de

petróleo, flujo de agua, flujo de gas, %BSW, GOR, tipo de bomba, gravedad API,

frecuencia de operación, presión de inyección, presión de cabeza, PIP operativa,

salinidad y tasa.

La información que proporciona el registro de pruebas diarias de producción es

fundamental para la realización del análisis de pérdidas y recuperación de la

producción al realizarse la desgasificación de la sección anular de los pozos.

3.2.4. Registros de Bacheo

Uno de los parámetros operativos de la bomba electro-sumergible que permite

identificar la presencia de gas en el anular, es el incremento de la presión de

entrada de la bomba (PIP). Sin embargo, un incremento de PIP no sólo indica

este problema; esta variación de presión puede deberse también a los continuos

métodos de limpieza e inyección de químicos, también llamados tratamientos por

bacheo, que se realizan para mantener la integridad de la formación, evitando la

precipitación de compuestos que puedan afectar el yacimiento.

31

Los Registros de Bacheo permiten diversificar el motivo de variación de la

presión de entrada de la bomba, localizando las situaciones de incremento de

PIP debidas específicamente por presencia de gas en la sección anular.

3.2.5. Diagramas Mecánicos de Pozos

Un diagrama mecánico esquematiza los componentes principales instalados en

un pozo e incluye información de las dimensiones y profundidad en la que éstos

se localizan. Para cualquier operación de intervención en el pozo debe existir un

diagrama mecánico actualizado que permita que los ingenieros y operadores

seleccionen el equipamiento más conveniente y preparen los procedimientos

operativos que sean compatibles con cualquier restricción de fondo de pozo.

(Schlumberger Oilfield Glossary, 2018)

La información válida para el análisis, que proporcionan los diagramas

mecánicos de los pozos seleccionados, son las profundidades verdaderas del

sensor de fondo y de los perforados.

3.3. Selección de Pozos Válidos Para el Análisis

La muestra para desarrollar el análisis de factibilidad de la desgasificación de

anulares está integrada por todos los pozos pertenecientes a las plataformas o

PAD’s Auca-89 y Chonta Sur-01. Para la plataforma Auca-89 la muestra se

compone de once (11) pozos, mientras que para el PAD Chonta Sur-01 la

muestra es de catorce (14) pozos.

3.3.1. Consideraciones

Las consideraciones que fueron tomadas para la selección de los pozos que

fueron objeto de análisis son las siguientes:

• Curvas de parámetros operacionales del equipo de bombeo electro-

sumergible (PIP, Amp, Fr, Tm), que permitan evidenciar de forma clara la

acumulación de gas en la sección anular o bloqueo de etapas de la bomba

32

y su evidente reflejo cuando se drena el mismo. Se limita el análisis a un

rango de cuatro meses una vez instalado el sistema de desgasificación

de anulares.

• No se considera pozos con sistemas de levantamiento artificial diferente

a Bombeo Electro-Sumergible.

• Se consideran únicamente pozos que tienen señal de sensor de fondo.

• No se considera pozos que por su naturaleza generan gas, pero que la

bomba maneja el mismo; reflejándose en las variaciones de amperaje y

en una cierta estabilidad de PIP. (Esta condición no garantiza que se esté

explotando en su totalidad el potencial del pozo).

• No se considera pozos sin registro de pruebas de producción.

3.3.2. Plataforma Auca - 89

El PAD activo Auca-89, también llamado PAD J, se encuentra ubicado en Auca

Central y está conformado por los siguientes pozos que se mencionan en la

Tabla 3.1.

NOMBRE POZO NOMENCLATURA

AUCA-J89 ACAJ-89

AUCA-J90 ACAJ-90

AUCA-J94 ACAJ-94

AUCA-110 ACAJ-110

AUCA-J153 ACAJ-153

AUCA-J154 ACAJ-154

AUCA-196 ACAJ-196

AUCA-200 ACAJ-200

AUCA-201 ACAJ-201

AUCA-202 ACAJ-202

AUCA-209 ACAJ-209

Tabla 3. 1. Pozos PAD Auca-89



Identificando los pozos que poseen únicamente bombeo electro-sumergible, la

Figura 3.2 ilustra los resultados de la muestra estudiada.

33

Figura 3. 2. Sistemas de Levantamiento Artificial PAD Auca-89

Elaborador por: Valeria Armijos


Una vez reconocidos los ocho (8) pozos con sistema de levantamiento artificial

tipo BES, se procedió a elegir los pozos activos después de la fecha de

instalación del sistema de desgasificación de anulares en dicha plataforma, que

fue aproximadamente en el mes de diciembre de 2017. La Figura 3.3 ilustra los

resultados encontrados.

Figura 3. 3. Pozos Activos PAD Auca-89



Bombeo Hidráulico: 3;

27%

BES: 8; 73%

Bombeo Hidráulico BES

ACTIVOS: 7; 87%

CERRADOS: 1; 13%

ACTIVOS CERRADOS

34

De los siete (7) pozos activos en dicha fecha de instalación, se aisló los pozos

que no poseían datos del sensor de fondo y, a su vez, los que no presentaban

sucesos de presencia de gas en el anular. Así mismo, se separó los pozos que

no poseían registros de pruebas de producción diarias, quedando únicamente

un (1) pozo como objeto válido para el análisis, tal y como se ilustra en la Figura

3.4.

Figura 3. 4. Pozos Válidos para Análisis PAD Auca-89



El único pozo encontrado como objeto de análisis fue el pozo ACAJ-090,

presentando 7 eventos en donde se identificó acumulación de gas en la sección

anular o bloqueo de etapas de la bomba electro-sumergible, y su evidente reflejo

cuando se drena el mismo. Los resultados del análisis se detallan en el siguiente

capítulo.

3.3.3. Plataforma Chonta Sur - 01

El PAD activo Chonta Sur-01, se encuentra ubicado en Chonta Sur y está

conformado por los siguientes pozos que se mencionan en la Tabla 3.2.

VÁLIDO: 1; 14%

SIN DATOS DEL SENSOR DE

FONDO: 1; 14%

SIN REGISTRO DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN: 2;

29%

SIN EVENTOS DE PRESENCIA DE

GAS EN ANULAR: 3; 43%

VÁLIDO

SIN DATOS DEL SENSOR DE FONDO

SIN REGISTRO DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN

SIN EVENTOS DE PRESENCIA DE GAS EN ANULAR

35

NOMBRE POZO NOMENCLATURA

CHONTA SUR-A001 CHSA-001

CHONTA SUR-A002 CHSA-002S1











CHONTA SUR-A013H CHSA-013

CHONTA SUR-A014S1 CHSA-014

Tabla 3. 2. Pozos PAD Chonta Sur-01



Identificando los pozos del PAD Chonta Sur-01 que poseen únicamente bombeo

electro-sumergible, la Figura 3.5 ilustra los resultados de la muestra estudiada.

Figura 3. 5. Sistemas de Levantamiento Artificial PAD Chonta Sur-01



BES: 13; 93%

Bombeo Hidráulico: 1;

7%

BES Bombeo Hidráulico

36

Una vez reconocidos los trece (13) pozos con sistema de levantamiento artificial

tipo BES, se evidenció que todos estaban activos después de la fecha de

instalación, en el mes de diciembre del año 2016, por lo que se procedió a aislar

los pozos que no poseían datos del sensor de fondo y, a su vez, los que no

presentaban sucesos de acumulación de gas en el anular. La Figura 3.6 ilustra

los resultados encontrados.

Figura 3. 6. Pozos Válidos para Análisis PAD Chonta Sur-01



Los cuatro (4) pozos encontrados como objeto de análisis fueron los pozos

CHSA-002S1, CHSA-004, CHSA-005 y CHSA-006, presentando 8, 2, 1 y 2

eventos, respectivamente, de acumulación de gas en la sección anular o bloqueo

de etapas de la bomba. El análisis se detalla en el siguiente capítulo.

3.4. Identificación del Problema

3.4.1. Parámetros Operativos Monitoreados Remotamente

Los parámetros operativos de la bomba electro-sumergible registrados por el

sensor de fondo permiten identificar posibles problemas que puedan ocurrir en

VÁLIDO: 4; 31%

SIN DATOS DEL SENSOR

DE FONDO: 1; 8%

SIN EVENTOS DE PRESENCIA

DE GAS EN ANULAR: 8;

61%

VÁLIDO

SIN DATOS DEL SENSOR DE FONDO

SIN EVENTOS DE PRESENCIA DE GAS ENANULAR

37

el pozo y, a su vez, tomar decisiones de control y monitoreo. A continuación, se

detallan los más importantes, que fueron de utilidad para el proyecto.

3.4.1.1. Presión de Intake (PIP)

Para el correcto funcionamiento del equipo de bombeo electro-sumergible es

necesario operar bajo un nivel de fluido o una presión de entrada a la bomba

adecuados. Para definir correctamente la presión de intake o PIP es importante

conocer la gravedad específica o gradiente de fluido en el espacio anular del

pozo. Así, la presión de intake para el diseño de la bomba es igual a:

𝑃𝐼𝑃 = 𝑃𝑤𝑓 − (𝐷𝑝 − 𝐷𝑏) ∗ 𝛾𝑚 ∗ 0.433 (3.1)

Donde:

PIP: Presión de Intake. [psi]


Dp: Profundidad Media de los Perforados. [ft]

Db: Profundidad de la Bomba. [ft]

γm: Gravedad Específica de la Mezcla.

3.4.1.2. Amperaje

El concepto de amperaje o corriente corresponde al movimiento de electrones a

lo largo de un conductor. Este conductor debe estar conectado a un circuito y

presentar elementos característicos de circuitos para que, de esta forma, exista

una diferencia de potencial. En caso de no existir un diferencial de potencial, la

corriente no pudiese fluir. El Ampere [A] es la unidad de medida de la intensidad

de corriente. (Ramírez, 2004)

3.4.1.3. Presión de Descarga

La presión de descarga actúa sobre el final y la parte superior de la bomba una

vez que el fluido ha atravesado todas las etapas. Así, la presión que adquiere el

38

fluido hasta llegar a la descarga de la bomba es denominada presión de

descarga.

3.4.1.4. Temperatura del Motor

El equipo de bombeo electro-sumergible es diseñado y fabricado para diferentes

condiciones de temperatura. Sin embargo, a medida que el fluido producido

atraviesa el motor, éste se refrigera continuamente; lo que, de acuerdo a su

diseño, evita fallas y apagados de la unidad de bombeo por sobrecalentamiento

o esfuerzos mayores.

3.4.1.5. Temperatura de Intake

La temperatura de intake es definida como la temperatura de entrada del fluido

a la bomba, y es considerada usualmente como la temperatura del reservorio.

3.4.1.6. Frecuencia

El comportamiento de la corriente a través del tiempo es una de las definiciones

claves para entender la definición de frecuencia. Se parte de la definición de un

''ciclo completo'', el cual menciona, que la corriente varía desde cero hasta un

valor máximo positivo, así después, regresa a cero para continuar hasta un valor

máximo negativo, y finalmente, concluir en cero.

La variación desde cero hasta un valor máximo positivo y su regreso a cero,

indica el semiciclo positivo; mientras que la variación desde cero hasta un valor

máximo negativo, indica el semiciclo negativo. La unión de estos semiciclos

constituye un ciclo completo.

El número de ciclos generados dentro de un segundo es conocido como

frecuencia de corriente y se expresa en ciclos por segundo, cuya unidad de

medida es el Hercio [Hz], por lo tanto, a mayor cantidad de ciclos por segundo,

mayor frecuencia y viceversa. Ver Figura 3.7.

39

Figura 3. 7. Frecuencia de Onda

Fuente: TV411, 2004

3.4.1.7. Vibraciones

Las vibraciones registradas por el sensor de fondo indican los esfuerzos a los

cuales está siendo sometido el motor. Se mide en gravedades [gs], teniendo

como rango aceptable de operación, valores entre 0.1 y 0.3 gs.

El estudio de las vibraciones es de gran importancia al momento de identificar

problemas operativos del motor.

3.4.2. Ejemplo de Detección de Presencia de Gas en Anular

Al usar las relaciones físicas entre los parámetros de superficie y de fondo, se

pueden dar combinaciones específicas que sirven como método de detección de

cualquier cambio en el rendimiento del yacimiento, pozo o equipo de bombeo

electro-sumergible.

Generalmente, la presencia de gas en la sección anular del pozo, a futuro genera

bloqueos en la bomba, por lo que la combinación de variación de parámetros a

detectar será la indicada en la Figura 3.8.

40

Figura 3. 8. Variación de Parámetros en Presencia de Gas en Anular


Fuente: Awaid, Al-Muqbali, & Al-Bimani, 2014

De esta manera, a través de la plataforma de monitoreo remoto Zedi, se puede

identificar los sucesos de presencia de gas en la sección anular de los pozos. La

Figura 3.9 indica un caso real de acumulación y posterior drenado de gas en un

pozo.

Figura 3. 9. Curvas de Parámetros Operativos en Presencia de Gas en Anular

Modificado por: Valeria Armijos


La simbología y código de colores para cada curva es la siguiente:

Amperaje [Amp]

Frecuencia [Hz]

Presión de Intake [psi]

Temperatura de intake [°F]

Temperatura del motor [°F]

Vibraciones [gs]

Acumulación de

gas en anular

Drenado de gas

41

3.5. Pérdidas de Producción y Viabilidad de Desgasificación de Anulares

Los eventos de presencia de gas en la sección anular que se presentan en los

pozos válidos para el estudio se analizan de acuerdo con una comparación entre

las pérdidas de producción al momento de presentarse el problema y la

producción obtenida luego de haberse realizado la desgasificación a través de

las facilidades instaladas. Para esto, se requiere seguir un procedimiento

adecuado en base a las pruebas de producción reales realizadas previamente

en el pozo y los datos monitoreados por el sensor de fondo a través de la

plataforma Zedi.

Para realizar los cálculos de hidrostática, es necesario tener los datos de presión

del reservorio, presión de burbuja, profundidad del sensor y profundidad de los

perforados. De éstos últimos dos es preciso sus valores en TVD. A continuación,

se detallan las ecuaciones utilizadas para el análisis.

i.

𝛥𝐻 = 𝐷𝑝 − 𝐷𝑠 (3.2)

Donde:

ΔH: Altura Dinámica Neta. [ft]

Dp: Profundidad Media de los Perforados. [ft]

Ds: Profundidad del Sensor. [ft]

ii. De acuerdo con la definición de la presión de intake del pozo se tiene:

𝛥𝑃 = 𝛥𝐻 ∗ 0.433 ∗ [𝐵𝑆𝑊 + (141.5

131.5+𝐴𝑃𝐼∗ (1 − 𝐵𝑆𝑊))] (3.3)

Donde:

ΔP: Variación de Presión. [psi]

ΔH: Altura Dinámica Neta. [ft]

BSW: Porcentaje de Agua. [fracción]

API: Gravedad Específica del Petróleo. [°API]

iii.

𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝐼𝑃 + 𝛥𝑃 (3.4)

Donde:

42


PIP: Presión de Intake. [psi]


iv.

𝐽 =𝑞

𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓 (3.5)

Donde:

J: Índice de Productividad. [BFPD / psi]

q: Tasa de Producción. [BFPD]



v.

𝑃𝑤𝑓∗ = 𝑃𝐼𝑃∗ + 𝛥𝑃 (3.6)

Donde:

Pwf*: Presión de Fondo Fluyente en el Pozo. [psi]

PIP*: Presión de Intake. [psi]


Los datos marcados con (*) corresponden a los eventos de presencia de

gas en la sección anular del pozo o, a su vez, eventos de desgasificación.

vi. Para el cálculo de las tasas de producción de crudo obtenidas al momento

de presentarse gas en el anular, o ya sea después de realizada la

desgasificación, se tiene la siguiente fórmula:

𝑞𝑜 = 𝐽𝑜 ∗ (𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓∗) (3.7)

Donde:

qo: Tasa de Producción de Petróleo. [BFPD]

Jo: Índice de Productividad del Petróleo. [BPPD / psi]


Pwf*: Presión de Fondo Fluyente en el Pozo. [psi]

Los datos marcados con (*) corresponden a los eventos de presencia de

gas en la sección anular del pozo o, a su vez, eventos de desgasificación.

43

vii. Con la finalidad de evidenciar la pérdida o recuperación de producción, se

tiene:

𝑃𝑁 = 𝑞𝑜∗ − 𝑞𝑜 (3.8)

Donde:

PN: Producción Neta

qo*: Tasa de Producción de Petróleo en Eventos de Presencia de Gas o

Desgasificación. [BFPD]

qo: Tasa de Producción de Petróleo Antes de Problemática. [BFPD]

44

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1. Análisis Técnico

4.1.1. Plataforma Auca – 89

El pozo ACAJ-090, perteneciente al PAD Auca-89, fue el único seleccionado

como objeto de estudio cumpliendo todas las consideraciones planteadas.

4.1.1.1. Historial de Producción

El pozo ACAJ-090 inicia su producción en mayo del 2013 de la arena “H

Superior” con un potencial de 1613 BFPD y un BSW del 40%. Al momento se

han efectuado tres intervenciones de reacondicionamiento en donde se ha

cambiado la zona productora a la arena “U Inferior”. La última intervención en el

pozo se realizó en agosto del 2017, quedando con una producción de 192 BFPD.

En la Tabla 4.1 se detallan las pruebas de producción reales tomadas en el pozo

en las fechas en las cuales se evidenció presencia de gas en la sección anular.

POZO FECHA BFPD BPPD BAPD MSCF %BSW GOR API HZ PIP

ACAJ-090UI 22-Dec-17 230 225.4 4.60 18.93 2 84 19 58 511.9

ACAJ-090UI 6-Jan-18 148 145.04 2.96 12.18 2 84 19 56 562.1

ACAJ-090UI 14-Jan-18 148 145.04 2.96 12.18 2 84 19 56 360.2

ACAJ-090UI 28-Jan-18 148 145.04 2.96 12.18 2 85 19 56 406.3

ACAJ-090UI 14-Feb-18 150 147 3.00 12.35 2 84 19 55 395.1

ACAJ-090UI 26-Feb-18 150 147 3.00 12.35 2 84 19 55 320

ACAJ-090UI 5-Mar-18 150 147 3.00 12.35 2 84 19 55 458.2

Tabla 4. 1. Pruebas de Producción Pozo ACAJ-090



45

La presión de reservorio, presión de burbuja y demás datos específicos del pozo

analizado son presentados en la Tabla 4.2.

POZO ACAJ-090

PR 900 psia

Pb 444.7 psia

Prof. Sensor TVD 9699 ft

Prof. Perforados TVD 9766 ft

Tabla 4. 2. Datos Pozo ACAJ-090



4.1.1.2. Sistema de Desgasificación

El sistema de desgasificación de anulares de pozos en la plataforma Auca-89,

instalado en diciembre del 2017, está conformado por un colector enterrado

donde se interconectan las líneas de gas provenientes de todos los pozos

pertenecientes al PAD, posteriormente el gas es quemado en el mechero. El

colector de gas tiene asociado un arresta llamas. La Figura 4.1 muestra un

diagrama ejemplo de la instalación.

Figura 4. 1. Diagrama Ejemplo Sistema de Desgasificación


46

Adicionalmente, la Plataforma Auca-89 cuenta con otro sistema de

desgasificación, el cual tiene asociado un tanque bota, un scrubber de gas y una

tea (flare). Estas facilidades no disponen de instrumentación asociada para

monitoreo y control del proceso.

En el Anexo C se detalla el P&ID del Sistema de Desgasificación instalado en la

plataforma.

4.1.1.3. Factibilidad de la Desgasificación de Anulares

En la Figura 4.2 se presenta la variación de eventos de presencia de gas en la

sección anular del pozo ACAJ-090 de acuerdo con el rango de tiempo

considerado para el análisis.

Figura 4. 2. Número de Eventos de Gasificación Pozo ACAJ-090


Las pérdidas de producción de crudo en el PAD debido a la presencia de gas en

comparación con su producción estable son representadas en la Figura 4.3.

0

1

2

3

4

dic-17 ene-18 feb-18 mar-18

N°

EVEN

TOS

DE

GA

SIFI

CA

CIÓ

N D

E A

NU

LAR

FECHA

47

Figura 4. 3. Pérdidas de Producción PAD Auca-89


La recuperación de producción generada por la desgasificación de anulares se

presenta en la Figura 4.4.

Figura 4. 4. Recuperación de Producción PAD Auca-89


1101.52952.73

148.79

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

PRODUCCIÓN SIN GAS EN ANULAR PRODUCCIÓN CON GAS ENANULAR

BP

PD

Producción Pérdidas

952.73 952.73

171.98

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

PRODUCCIÓN CON GAS ENANULAR

PRODUCCIÓN SIN GAS EN ANULAR

BP

PD

Producción Recuperación de Producción

48

4.1.1.4. Discusión

En base a lo presentado en las gráficas de análisis de la sección anterior, se

observa una línea de tendencia decreciente con respecto a las eventualidades

de presencia de gas en el anular del pozo que fueron controladas mediante el

sistema de desgasificación unificado.

De los siete eventos de presencia de gas que fueron analizados en el pozo

ACAJ-090, productor de la arena “U Inferior”, se tiene una pérdida de producción

neta del 13.51% que representa un promedio de 21.3 BPPD.

Por otro lado, la recuperación de la producción de petróleo alcanza un 15.61%

con un promedio de 24.6 BPPD. Por lo que existe un diferencial de producción

del 2.1% a favor, lo que demuestra la factibilidad y viabilidad de la

desgasificación del anular y la estabilización de parámetros operativos.

4.1.2. Plataforma Chonta Sur – 01

Los pozos pertenecientes al PAD Chonta Sur-01 que fueron seleccionados como

objeto de estudio cumpliendo todas las consideraciones planteadas son los

siguientes: CHSA-002S1, CHSA-004, CHSA-005 y CHSA-006.

4.1.2.1. Historial de Producción

Las operaciones de completación y pruebas iniciales en el pozo CHSA-002S1

terminan en noviembre del 2014. El pozo inicia su producción de la arena “H

Superior” con un potencial de 203 BFPD y un 75% de BSW. Se han efectuado

dos intervenciones de reacondicionamiento de cambio de zona productora a las

arenas “T Inferior” y “U Superior”. En la última intervención realizada en febrero

del 2017, el pozo queda produciendo de la arena “U Superior” con un flujo de

fluido de 294 BFPD y un BSW del 2%.

La Tabla 4.3 detalla las pruebas de producción reales tomadas en el pozo CHSA-

002S1 en las fechas donde se evidenció presencia de gas en la sección anular.

49


CHSA-002S1US 24-Jan-17 115 40.25 74.75 5.07 65 126 18.8 59 514

CHSA-002S1US 3-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 252.3

CHSA-002S1US 4-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 254.3

CHSA-002S1US 7-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 251.1

CHSA-002S1US 9-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 319.3

CHSA-002S1US 10-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 315.7

CHSA-002S1US 15-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 294

CHSA-002S1US 17-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 274

Tabla 4. 3. Pruebas de Producción Pozo CHSA-002S1




CHSA-002S1 son presentados en la Tabla 4.4.

POZO CHSA-002S1

PR 2000 psia

Pb 847.7 psia



Tabla 4. 4. Datos Pozo CHSA-002S1



El pozo CHSA-004 fue completado originalmente en las arenas “H Superior” y

“H Inferior” en abril del 2015. Inicia su producción con 2049 BFPD y un BSW del

88%. Se efectuó una intervención en marzo del 2017 de cambio de arena

productora a “U Inferior”, quedando con una producción de 278 BFPD y 6.3% de

BSW. Las pruebas de producción reales tomadas en las fechas en las cuales se

evidenció presencia de gas en la sección anular se detallan en la Tabla 4.5.

50


CHSA-004UI 4-Apr-17 284 281.16 2.84 15.75 1 56 17 48 371.5

CHSA-004UI 6-Apr-17 284 281.16 2.84 15.75 1 56 17 48 370.7

Tabla 4. 5. Pruebas de Producción Pozo CHSA-004



Los datos adicionales del pozo CHSA-004 son presentados en la Tabla 4.6.

POZO CHSA-004

PR 2535 psia

Pb 847.7 psia



Tabla 4. 6. Datos Pozo CHSA-004



Las operaciones de completación y pruebas iniciales en el pozo CHSA-005

finalizan en mayo del 2015. El pozo queda produciendo de la arena “U Inferior”

638 BFPD con un 13% de BSW. En la única intervención realizada en abril del

2016, el pozo queda produciendo de la arena “U Inferior” un flujo de fluido de 275

BFPD con un BSW del 2%.

La Tabla 4.7 detalla la prueba de producción real tomada en el pozo CHSA-005

en la única fecha en donde se evidenció presencia de gas en la sección anular.


CHSA-005UI 5-Apr-17 283 277.34 5.66 15.53 2 56 16.6 60 370.2





CHSA-005 son presentados en la Tabla 4.8.

51

POZO CHSA-005

PR 3600 psia

Pb 847.7 psia






El pozo CHSA-006 inicia su vida productiva en el mes de julio del 2016 de la

arena productora “H Superior” con un potencial de 2416 BFPD y un BSW del 2%.

Al momento no se han efectuado intervenciones de reacondicionamiento en el

pozo.

La Tabla 4.9 detalla las pruebas de producción reales del pozo en las fechas

específicas en las cuales se evidenció presencia de gas en la sección anular.


CHSA-006HS 3-Apr-17 411 382.23 28.77 6.88 7 18 33.4 54 201.9

CHSA-006HS 16-Apr-17 411 382.23 28.77 6.88 7 18 33.4 54 209




Los datos adicionales del pozo CHSA-006 son presentados en la Tabla 4.10.

POZO CHSA-006

PR 4590 psia

Pb 847.7 psia






52

4.1.2.2. Factibilidad de la Desgasificación de Anulares

El sistema de desgasificación de anulares de pozos en la plataforma Chonta Sur-

01 fue instalado y puesto en marcha en diciembre del año 2016. Para la

realización del análisis técnico en este PAD, es necesario que, en algunos

aspectos a estudiar, se individualice el comportamiento de cada pozo; mientras

que, en otros, el análisis se lo ejecutará en conjunto.

Es preciso que se efectúe una estadística de eventos de gasificación de anulares

para cada uno de los pozos que fueron objeto de estudio. Por lo que en las

Figuras 4.5, 4.6, 4.7 y 4.8 se representa la variación de eventos de presencia de

gas en la sección anular de los pozos seleccionados de acuerdo con el rango de

tiempo considerado para el análisis.

Las Figuras son presentadas a continuación:

Figura 4. 5. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-002S1


0

1

2

3

4

5

6

7

ene-17 feb-17 mar-17 abr-17

N°

EVEN

TOS

DE

GA

SIFI

CA

CIÓ

N D

E A

NU

LAR

FECHA

53

Figura 4. 6. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-004




0

1

2

3

4


N°

EVEN

TOS

DE

GA

SIFI

CA

CIÓ

N D

E A

NU

LAR

FECHA

0

1

2

3


N°

EVEN

TOS

DE

GA

SIFI

CA

CIÓ

N D

E A

NU

LAR

FECHA

54



La concurrencia de las arenas productoras de los pozos seleccionados para el

análisis es ilustrada en la Figura 4.9.

Figura 4. 9. Análisis Arenas Productoras PAD Chonta Sur-01


La Figura 4.10 revela la trascendencia de la Relación Gas-Petróleo en los pozos

analizados del PAD.

0

1

2

3

4


N°

EVEN

TOS

DE

GA

SIFI

CA

CIÓ

N D

E A

NU

LAR

FECHA

U Inferior: 2; CHSA-

004, CHSA-005

H Superior: 1; CHSA-

006

U Superior: 1; CHSA-

002S1

U Inferior H SuperiorU Superior

55

Figura 4. 10. GOR / Eventos de Gasificación PAD Chonta Sur-01


Debido a que el sistema de desgasificación instalado es unificado, las pérdidas

de producción de crudo debido a la presencia de gas en los pozos seleccionados,

en comparación con su producción estable, serán analizadas en conjunto, tal

como se observa en la Figura 4.11.

Figura 4. 11. Pérdidas de Producción PAD Chonta Sur-01


8 2 1

2

0

10

20

30

40

50

60

CHSA-002S1 CHSA-004 CHSA-005 CHSA-006

GO

R

GOR EVENTOS DE GASIFICACIÓN

3325.07 3245.82

79.25

0.00

500.00

1,000.00

1,500.00

2,000.00

2,500.00

3,000.00

3,500.00

PRODUCCIÓN SIN GAS EN ANULAR PRODUCCIÓN CON GAS EN ANULAR

BP

PD

Producción Pérdidas

56

Así mismo, la recuperación de producción de todos los pozos generada por la

desgasificación de anulares se presenta en la Figura 4.12.

Figura 4. 12. Recuperación de Producción PAD Chonta Sur-01


4.1.2.3. Discusión

En base a lo presentado en las gráficas de análisis de la sección anterior, se

observan líneas de tendencia crecientes con respecto a las eventualidades de

presencia de gas en el anular de los pozos, encontrándose el mayor número de

eventos de presencia de gas en el transcurso del último mes.

Así mismo se observa que la mayor cantidad de eventos de gasificación en los

pozos del PAD Chonta Sur-01 ocurren en la arena productora “U” tanto Inferior

como Superior. A su vez, se comprueba que el GOR no tiene influencia en la

cantidad de eventos por presencia de gas presentados en los pozos durante el

tiempo de análisis.

De los trece eventos en total de presencia de gas que fueron analizados en el

PAD Chonta Sur-01, se tiene una pérdida de producción neta del 2.38% que

representa un promedio de 6.1 BPPD.

3245.82 3245.82

78.00

0.00

500.00

1,000.00

1,500.00

2,000.00

2,500.00

3,000.00

3,500.00

PRODUCCIÓN CON GAS EN ANULAR PRODUCCIÓN SIN GAS EN ANULAR

BP

PD

Producción Recuperación de Producción

57

Por otro lado, la recuperación de la producción de petróleo alcanza un 2.34%

con un promedio de 6 BPPD. Estos resultados demuestran que

aproximadamente se recupera en su totalidad las pérdidas originadas por

presencia de gas, lo que asegura la factibilidad y viabilidad de la desgasificación

del anular y la estabilización de parámetros operativos.

4.2. Análisis Económico

Para el análisis económico del proyecto se consideró las inversiones realizadas

para la instalación de cada uno de los sistemas de desgasificación en los

respectivos PAD´s mencionados anteriormente, así como también, para la

realización del flujo de caja, la producción mensual de los pozos analizados y las

pérdidas u optimizaciones dados en los eventos de gasificación del anular.

Se toma en cuenta los ingresos que recibe la empresa prestadora de servicios

por barril de petróleo producido (25 USD/BBL), todos los gastos operacionales y

de mantenimiento (1.25 USD/BBL) e impuestos y pagos al estado.

4.2.1. Indicadores Financieros

Con la finalidad de determinar la factibilidad del proyecto se hizo uso de los

siguientes indicadores financieros:

• Valor Actual Neto (VAN)

• Tasa Interna de Retorno (TIR)

• Relación Beneficio Costo (B/C)

• Período de Recuperación de la Inversión (PRI)

4.2.1.1. Valor Actual Neto (VAN)

Se define como el valor actual/presente de los flujos netos de caja de una

propuesta, entendiéndose por flujos netos de caja a la diferencia entre los valores

actualizados de los ingresos y de los egresos periódicos generados por una

inversión. Su cálculo se obtiene mediante la siguiente ecuación. (Mete, 2014)

58

𝑉𝐴𝑁 = −𝐼𝑜 + ∑𝐹𝑁𝐶𝑘

(1+𝑟)𝑘𝑛𝑘=1 (4.1)

Donde:

VAN: Valor Actual Neto [USD]

Io: Inversión Inicial [USD]

n: Número de Períodos Considerados. [meses]

FNCk: Flujo Neto de Caja en Cada Período [USD]

r: Tasa de Actualización Mensual. [fracción]

Es importante destacar que el Valor Actual Neto traduce valores de ingresos y

egresos en el período 0, es decir, al momento de iniciar el proyecto.

Como criterio de aceptación del proyecto se tiene que, si el VAN es mayor o igual

a 0, el proyecto es aceptable, caso contrario se rechaza. Por lo tanto, si un VAN

es igual a 0 no significa que no se tenga beneficios, sino que estos alcanzan

apenas a cubrir las expectativas del proyecto. Por lo que un VAN mayor a 0

indica que el proyecto arroja un beneficio adicional incluso después de cubrir las

expectativas. (Mete, 2014)

4.2.1.2. Tasa Interna de Retorno (TIR)

La Tasa Interna de Retorno se define como la tasa de descuento con la que se

iguala el valor presente de los ingresos del proyecto con el valor presente de los

egresos, es decir, es la tasa de interés que permite que el cálculo del Valor Actual

Neto sea igual a 0. Su valor se obtiene mediante la siguiente expresión. (Mete,

2014)

𝑉𝐴𝑁 = 0 = −𝐼𝑜 + ∑𝐹𝑁𝐶𝑘

(1+𝑇𝐼𝑅)𝑘𝑛𝑘=1 (4.2)

Donde:

TIR: Tasa Interna de Retorno. [fracción]

VAN: Valor Actual Neto [USD]

Io: Inversión Inicial [USD]

n: Número de Períodos Considerados. [meses]

FNCk: Flujo Neto de Caja en Cada Período [USD]

59

Como criterio de aceptación surge la comparación entre la TIR y la tasa de

actualización. Si la TIR es mayor que la tasa de actualización, el proyecto es

financieramente viable, ya que sus ingresos cubren los egresos y a su vez

generan beneficios adicionales. Por el contrario, si la TIR es menor que la tasa

de actualización, el proyecto no es financieramente atractivo debido a que no se

genera ningún beneficio adicional, o incluso, si la TIR es menor a 0, el proyecto

generará pérdidas. (Mete, 2014)

4.2.1.3. Relación Beneficio Costo (B/C)

También llamado Índice de Rendimiento, es un método de evaluación de

proyectos que consiste en dividir el valor presente de los ingresos para el valor

presente de los egresos. Este indicador mide el grado de desarrollo y bienestar

que un proyecto puede generar a futuro. (Mochón & Beker, 2008)

La viabilidad del proyecto se analiza considerando lo siguiente:

• B/C > 1 El proyecto es viable.

• B/C = 1 El proyecto es indiferente.

• B/C < 1 El proyecto no es viable.

4.2.1.4. Período de Recuperación de la Inversión (PRI)

El Período de Recuperación de la Inversión, llamado también Tiempo de

Recuperación de la Inversión (TRI), es uno de los métodos de evaluación que

fácilmente puede obtener el favoritismo por un proyecto debido a su factibilidad

de cálculo y aplicación. Este indicador mide tanto la liquidez del proyecto como

el riesgo relativo, pues permite que se anticipen los eventos a corto plazo.

(Mochón & Beker, 2008)

El PRI es el cálculo del tiempo requerido para que la empresa recupere la

inversión inicial de un proyecto, a partir de los flujos netos de caja de cada

período.

60

𝑃𝑅𝐼 = 𝑎 + [(𝑏 − 𝑎) ∗ (𝑆𝐹𝑁𝐶𝑎

𝑆𝐹𝑁𝐶𝑎+𝑆𝐹𝑁𝐶𝑏)] (4.3)

Donde:

PRI: Período de Recuperación de la Inversión. [meses]

a: Mes anterior inmediato al que se recupera la inversión.

b: Mes en el que se satisface la inversión.

SFNC: Suma de Flujos Netos de Caja. [USD]

4.2.2. Resultados del Análisis Económico

Comúnmente la evaluación de proyectos es desarrollada considerando períodos

anuales, sin embargo, en el presente caso de estudio los períodos analizados

son meses, por lo que se debe considerar tasas de interés equivalentes. Para

determinar estos valores es necesario aplicar la siguiente fórmula. (Calahorrano,

2015)

𝑟𝑒 = (1 + 𝑟)1/𝑛 − 1 (4.4)

Donde:

re: Tasa de Período Equivalente. [fracción]

r: Tasa Efectiva Anual. [fracción]

n: Número de Períodos en el Año.

Para la realización del análisis económico se consideró un impuesto a las

utilidades de 22% anual, que mensualmente representa el 1.671%; un impuesto

a la renta anual de 15%, siendo 1.171% el interés mensual correspondiente; y,

por último, una tasa de actualización de 9.76% anual, con una tasa equivalente

para períodos mensuales de 0.779%.

4.2.2.1. Plataforma Auca – 89

Los principales datos utilizados para la realización de la evaluación económica

de este PAD se indican en la Tabla 4.11.

61

INPUT DATA

Costo Instalación Sistema de Desgasificación USD 91018.00

Ingresos por Barril Producido USD/BBL 25.00

Costos Operacionales y Mantenimiento USD/BBL 1.25

Total Pérdidas de Producción de Petróleo BPPD 148.79

Total Recuperación de Producción de Petróleo BPPD 171.98

Tiempo análisis Meses 4

Impuesto a las Utilidades % 1.671

Impuesto a la Renta % 1.171

Tasa de Actualización % 0.779

Tabla 4. 11. Datos Evaluación Económica PAD Auca-89



El análisis económico realizado para el proyecto de instalación del sistema de

desgasificación unificado en la plataforma Auca-89, que se detalla en el Anexo

D, arrojó los resultados expuestos en la Tabla 4.12.

Resultados Indicadores Financieros

VAN [USD] 277176.49

TIR [%] 117%

B/C 3.43

PRI [Mes] 0.64

Tabla 4. 12. Resultados Indicadores Financieros PAD Auca-89


Los cálculos indican resultados de un Valor Actual Neto de 277 mil dólares

aproximadamente y una Tasa Interna de Retorno mayor al 100%, lo que, de

acuerdo con los criterios de aceptación indican que el proyecto es viable ya que

se solventa la inversión inicial. Con respecto a la Relación Beneficio Costo se

obtuvo un valor de 3.43, que siendo mayor a 1, verifica también la viabilidad del

proyecto.

62

Por otro lado, el Período de Recuperación de la Inversión, apreciado en la Figura

4.13, se estima en un período muy corto de tiempo, alrededor de 19 días.

.

Figura 4. 13. Período de Recuperación de la Inversión PAD Auca-89


4.2.2.2. Plataforma Chonta Sur – 01

Los principales datos utilizados para la evaluación económica del PAD Chonta

Sur-01 se indican en la Tabla 4.13.

INPUT DATA

Costo Instalación Sistema de Desgasificación USD 145427.32

Ingresos por Barril Producido USD/BBL 25.00

Costos Operacionales y Mantenimiento USD/BBL 1.25

Total Pérdidas de Producción de Petróleo BPPD 79.25

Total Recuperación de Producción de Petróleo BPPD 78.00

Tiempo análisis Meses 4

Impuesto a las Utilidades % 1.671

Impuesto a la Renta % 1.171

Tasa de Actualización % 0.779

Tabla 4. 13. Datos Evaluación Económica PAD Chonta Sur-01



-150000

-100000

-50000

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

0 1 2 3 4 5

SFN

CK

Mes

63

El análisis económico realizado para el proyecto de instalación del sistema de

desgasificación en esta plataforma, detallado en el Anexo D, arrojó los resultados

expuestos en la Tabla 4.14.

Resultados Indicadores Financieros

VAN [USD] 553692.08

TIR [%] 52%

B/C 3.78

PRI [Mes] 3.17

Tabla 4. 14. Resultados Indicadores Financieros PAD Chonta Sur-01


Los cálculos indican resultados de un Valor Actual Neto de 553 mil dólares

aproximadamente y una Tasa Interna de Retorno de 52%, mayor a la tasa de

actualización, lo que, de acuerdo con los criterios de aceptación indican que el

proyecto es viable ya que se solventa la inversión inicial. Con respecto a la

Relación Beneficio Costo se obtuvo un valor de 3.78, que siendo mayor a 1,

verifica también la viabilidad del proyecto.

Por otro lado, el Período de Recuperación de la Inversión, apreciado en la Figura

4.14, se estima en un período de tiempo de 3 meses y 5 días.

Figura 4. 14. Período de Recuperación de la Inversión PAD Auca-89


-200000

-100000

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

0 1 2 3 4 5

SFN

CK

Mes

64

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones

El monitoreo remoto continuo de los parámetros del equipo de bombeo electro-

sumergible permite detectar los problemas en el equipo y tomar acciones

correctivas con antelación. El respectivo control de estos parámetros, junto con

las bitácoras de operaciones del campo Auca, permitió elaborar una base de

datos identificando los pozos con variaciones recurrentes de sus parámetros

operativos, presentadas por efectos de presencia de gas en la sección anular de

los pozos.

Uno de los problemas primordiales que amerita suma cautela en pozos con

sistema de bombeo electro-sumergible, es la presencia de gas en la sección

anular, debido a que, con el transcurso del tiempo, la cantidad de gas seguirá

incrementando, pudiendo afectar directamente a la producción y al equipo de

bombeo a través de problemas de bloqueo por gas.

Las continuas variaciones de los parámetros operativos en un sistema de

bombeo electro sumergible, como es el caso de la presencia de gas en el pozo,

suelen generar como resultado fallas eléctricas en el equipo. Esta es la principal

razón por la cual, un continuo monitoreo de estos parámetros es una herramienta

valiosa para preservar la vida útil del equipo de bombeo.

De los veinticinco pozos pertenecientes a las dos plataformas, que fue la muestra

inicial, el estudio se llevó a cabo únicamente en cinco de ellos; sin embargo, a

pesar de tener una muestra de estudio limitada, pudo evidenciarse la factibilidad

en la instalación de estas facilidades.

De los pozos analizados que presentaron problemas por presencia de gas en la

sección anular se evidenció que la mayoría producen de la arena “U”, por lo que

se considera como estrategia para identificar otras plataformas donde pueda

instalarse un sistema de desgasificación unificado.

65

La recuperación de las pérdidas de producción de petróleo al desgasificar la

sección anular en los pozos de las plataformas Auca-89 y Chonta Sur-01,

alcanzó un 102.1% y un 99% respectivamente, demostrando en cifras reales su

efectividad.

Con los resultados de los Indicadores Financieros con Valor Actual Neto

positivos, Tasa Interna de Retorno mayores a la tasa de actualización, Relación

Beneficio Costo mayores a 1 y Período de Recuperación de la Inversión de 19

días en Auca-89 y de 3 meses con 5 días para Chonta Sur-01, se concluye que

la inversión en la instalación de un sistema de desgasificación es una alternativa

confiable y especialmente rentable para la optimización de producción de

petróleo en el Bloque 61.

5.2. Recomendaciones

Considerar un estudio a profundidad del origen de las pérdidas de señal y

problemas de los sensores del equipo de fondo, ya que dicho suceso reduce la

capacidad de monitoreo remoto de las condiciones operativas de los pozos.

Se recomienda obtener la data de los pozos no monitoreados remotamente con

la finalidad de ampliar el universo de estudio y obtener resultados más

específicos.

Mantener un seguimiento de los pozos que presentan en su historial problemas

por presencia de gas en la sección anular, analizando la implementación de un

sistema de desgasificación unificado, bajo un completo estudio a detalle de las

condiciones operativas de todos los pozos pertenecientes a la plataforma.

Considerar la posibilidad de automatizar los sistemas de desgasificación

instalados en las plataformas con la finalidad de tener un control inmediato de

los problemas que se presenten a lo largo de la producción del pozo, y a la vez,

minimizar las actividades de los operadores en campo.

Investigar métodos viables y de bajo costo para la industrialización del gas

residual con la finalidad de evitar su quema rutinaria en la tea y, por ende, la

grave contaminación atmosférica que esto provoca.

66

Analizar y evaluar nuevos procedimientos o alternativas de tecnologías, tanto en

facilidades como a nivel de completación, que permitan un mejor desempeño de

la bomba electro-sumergible, reduciendo las pérdidas generadas por liberación

de gas en el pozo.

67

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Publications.

69

ANEXOS

70

ANEXO A.- Identificación de Presencia de Gas en Sección

Anular Mediante Plataforma Zedi

71

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

AC

AJ

-09

0 /

FE

CH

A:

22

-DIC

-20

17

.

72

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

AC

AJ

-09

0 /

FE

CH

A:

06

-EN

E-2

01

8.

73

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

AC

AJ

-09

0 /

FE

CH

A:

14

-EN

E-2

01

8.

74

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

AC

AJ

-09

0 /

FE

CH

A:

28

-EN

E-2

01

8.

75

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

AC

AJ

-09

0 /

FE

CH

A:

14

-FE

B-2

01

8.

76

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

AC

AJ

-09

0 /

FE

CH

A:

26

-FE

B-2

01

8.

77

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

AC

AJ

-09

0 /

FE

CH

A:

05

-MA

R-2

01

8.

78

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

CH

SA

-00

2S

1 / F

EC

HA

: 2

4-E

NE

-20

17.

79

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

CH

SA

-00

2S

1 / F

EC

HA

S:

03

-AB

R-2

01

7 Y

04

-AB

R-2

01

7

80

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

CH

SA

-00

2S

1 / F

EC

HA

S:

07

-AB

R-2

01

7, 0

9-A

BR

-20

17

Y

10

-AB

R-2

01

7

81

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

CH

SA

-00

2S

1 / F

EC

HA

S:

15

-AB

R-2

01

7 Y

17

-AB

R-2

01

7

82

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

CH

SA

-00

4 /

FE

CH

AS

: 0

4-A

BR

-20

17

Y 0

6-A

BR

-20

17

83

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

CH

SA

-00

5 /

FE

CH

A:

05

-AB

R-2

01

7

84

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

CH

SA

-00

6 /

FE

CH

A:

03

-AB

R-2

01

7

85

IDE

NT

IFIC

AC

IÓN

DE

PR

ES

EN

CIA

DE

GA

S E

N E

L A

NU

LA

R D

EL

PO

ZO

CH

SA

-00

6 /

FE

CH

A:

16

-AB

R-2

01

7

86

ANEXO B.- Diagramas Mecánicos de Pozos de Estudio

87

DIAGRAMA MECÁNICO POZO ACAJ-090

KOP 1 @ 500' (MD)

KOP 2 @ 3680' (MD)

QUICK CONECTOR P3002

TBG 3 1/2" EUE 9.3 LPP N-80 NUEVA/REUTILIZADA 216/99

DIAGRAMAPOZO AUCA-090 (ACAJ-090)

WO # 03

EQUIPO

SAXON 34 BES AUCA

GL(ft) 918.5

KB(ft) 955.2

KB - GL(ft) 36.7

3 1/8" 5000 PSI VALVEWORKS USA

ELABORADO POR: JAVIER CHAVEZ

REVISADO POR: CARLOS ORTIZ / FABIAN ALVAREZ

APROBADO POR: DARIO MORALES / KAREN CHILA

ACAJ-090 15 DE AGOSTO DE 2017

05-jul-2013

SISTEMA CAMPO POZO FECHA

C&P.I.

WO#01 20-jul-2014

WO#02 05-sep-2014

Profundidad 0' - 9689'

INFORMACIÓN DEL CABEZAL WO#03 15-ago-2017

TIPO MULTIBOWL

TBG HANGER 11" x 3 1/2" EUE TOP AND BOTTOM

VALVULAS

9 5/8" CASING

SECCION "C" 11" x 5000 PSI

SECCION "B" 11" x 5000 PSI

28 JTS, 26 LPP, C-95

ID 8,681"

Drift 8.525"

Colapso 5090 psi

Volumen 0,0732 bls/ft

7" CASING

Número bandas en sarta 32

Profundidad 9508' - 10626'

ID 6,276"

Drift 6,151"

230 JTS, 47 LPP, C-95, BTCTXP

Peso Sarta Bajando (Klbs) 146

Peso Sarta Subiendo (Klbs) 123

Número de bandas en equipo 20

Número de bandas totales: 52

Protectores Cannon 3-1/2" 312

Colapso 5890 psi

Volumen 0,0383 bls/ft

INFORMACIÓN DEL EQUIPO BES

Capilar Externo 9974

Mid Joints Cannon 3 1/2" 313

Longitud Cable # 1/1 Sin Capilar 9822

Longitud MLE 120

CSG CONDUCTOR, 20", 94#/PIE, H-40 API-5CT, BTC, 0-268' (4 JTS) CEMENTADO CON 268 SXS TIPO A

20" ZAPATA GUIA SUPERFICIAL

10575' MD

10625' MD

TD = 10,626 ft MD / 10,352 ft TVD

7" ZAPATO GUIA

13 3/8" ZAPATA GUIA SUPERFICIAL

CABEZAL ELECTRICO

11" 5000 PSI x 3 1/2" 5000 PSI EUE BRIDA

MARCA: VALVEWORKS USA

198'

5707'

214 JUNTAS DE 3 1/2" EUE, 9.3 LPP, N-80 "CLASE A"99 JUNTAS DE 3 1/2" EUE 9.3 LPP, N-80 INSPECCIONADAEN TOTAL 313 JUNTAS SOBRE CAMISA.

9508'

10007'

CGS SUPERFICIAL, 13 3/8", 72 #/PIE, C-95, BTC, API 5CT' (141 JTS)

9 5/8 " ZAPATA GUIA

7" TOPE DE LINER (TORX EXPANDIBLE LINER PACKER)

LINER 7", 26 LB /PIE, C-95, BTC (SD), 9,508' - 10,625' MD (28 JTS)

7" COLLAR FLOTADOR10583' MD

9942'

9912'

9900'

9888'

9956'

9934'

9950'

9973' SENSOR XT-150 TIPO 1; SERIE= 450 S/N: S113XD16N08604

PROTECTOR LSBPB-LT MAX.; SERIE= 400/456 S/N: 3TN6C01044

VGSA D20- 60; SERIE= 400 S/N: 4BS7B7948900

AGH D5-21; 32 ETAPAS, SERIE= 400 S/N: 8DS7C7833682

BOMBA INF. D460N; 108 ETAPAS, SERIE= 400 S/N: S/N: 2FN0C00876

BOMBA MED. D460N; 108 ETAPAS, SERIE= 400 S/N: 2FN6A00422

BOMBA SUP. D460N; 108 ETAPAS, SERIE= 400 S/N: 2FN6A00391

ANGULO MAXIMO: 27.57 O@ 3585'

Permanent Datum - Sea Level

Elevation K.B.: 882.04 ft.

Elevation G.L.: 845.64 ft.

Original KB: 36.4 Hilong 15

CSG CONDUCTOR, 20", 94#/PIE, K-55, BTC, 0-227'

20" ZAPATA REVEST @ 227 ft

I.D. 19.124"

Drift 18.936"

Burst 2110 psi

Collapse 520 psi Volume 0.35527 bbls/ft.

CGS SUPERFICIAL, 13-3/8", 68#/PIE, K-55, BTC, 0' - 5710'

I.D. 12.415"

Drift 12.259"

Burst 3450 psi

Collapse 1950 psi INCL: 0.17 DEG Volume 0.14972 bbls/ft. AZ: 19.85 DEG 13 3/8" ZAPATA DE REVEST. @ 5710 ft MD

CSG INTERMEDIO, 9-5/8", 47#/PIE, N-80, BTC, 0 - 7476'

CSG INTERMEDIO, 9-5/8", 53.5#/PIE, P-110, BTC, 7476' - 9107'

I.D. 8.681" X-O 3 1/2" EUE Pin x 3 1/2" TSH B Pin

Drift 8.525" TUBERÍA 3 1/2" TSH BLUE 9.2# L80 1%Cr HASTA SUPERFICIE

Burst 6870 psi X-O 3 1/2" TSH Blue Box x 3 1/2" EUE Pin

Collapse 4750 psi 3 1/2" EUE x 2.81" CAMISA DESLIZABLE Volume 0.0732 bbls/ft. X-O 3 1/2" EUE Box x 3 1/2" TSH Pin

3 1/2" 9.2# TSH Blue TUBING

X-O 3 1/2" TSH Blue Box x 3 1/2" EUE Pin

3 1/2" EUE FLOW COUPLING

3 1 /2" EUE x 2.75" NIPPLE NOGO R CON STD VALVE

I.D. 8.535" X-O 3 1/2" EUE Box x 3 1/2" TSH Pin

Special Drift 8.5" 3 1/2" 9.2# TSH Blue TUBING

Burst 5320 psi X-O 3 1/2" TSH B Box x 3 1/2" EUE Pin

Collapse 6620 psi BODH serie 538 - 3 1/2" EUE - Redalloy Volume 0.07076 bbls/ft. Phoenix Discharge Pressure Sub, Serie 538, RLOY

Bomba, Manejador de Gas G

Separador VGSA

Protector Maximus,

I.D. 6.184" Protector Maximus,

Drift (Special) 6.125" Maximus serie / HP / V / A, RA-RLOY-AS-AFL

Burst 8160 psi Phoenix XT150 - Tipo 1 @ Collapse 7030 psi

Volume 0.03714 bbls/ft

7" TOPE DE LINER @ 8928 ft MD INCL: 1.63 DEG

AZ: 112 DEG 9 5/8" ZAPATA DE REVEST. @ 9107 ft MD

LINER DE PRODUCCIÓN, 7", 29#/PIE, L-80, TSH BLUE

8928 - 9753 ft MD

T inferior

9,525’ - 9,536’ (11’)

Elaborado Por:

Olivier Humbert

7" LANDING COLLAR @ 9,666 ft MD

INCL: 1.95 DEG 7" FLOAT COLLAR @ 9,707.6 ft MD

AZ: 101 DEG 7" ZAPATO DEL REVEST. @ 9,753 ft MD

TD = 9,760 ft MD / TVD = 9,625.3 ft

0´ - 227´

EPP Petroamazonas

Pozo SSF 204D

DIAGRAMA PROPUESTO

20" CASING DESIGN

BTC / K-55 / 94#

13 3/8" CASING DESIGN

8-Jul-15

0' - 5710'

BTC / K-55 / 68#


0´ - 7476´

BTC / N-80 / 47#


BTC / P-110 / 53.5#

7" CASING DESIGN

8928.6' - 9753'

29# / L-80 / TENARIS BLUE

7476´ - 9107´

Cabezal : 13-5/8’’x 11” x 3 ½” 3M

ARENISCA "HOLLIN"

10,484' - 10492' (8') C&PI

TOPE TEORICO MAX-R @ +/- 10,370.92'

CSG INTERMEDIO, 9-5/8", 47#/PIE, C-95, BTC, API 5CT' (230 JTS)

9924'

MOTOR MAX.; 1343 V. / 95.0 AMP. / 193 HP. SERIE= 456 S/N: 1CN3C01058

PROTECTOR LSBPB-UT MAX.; SERIE= 400 S/N 3CN6F00114-SN10

9930.5'

7" LANDING COLLAR PERFORADO EN C&PI

ARENISCA " U INFERIOR"

10,016' - 10,040' (24') @ 15DPP PJN WO#03 Redisparo10,040' - 10,050' (10') @ 10DPP PJN WO#03 Disparo

10260' 7" CIBP WO # 01

3 1/2" EUE TBG, 9,3 #/FT, N-80 CLASE "A"

3-1/2" EUE, NO-GO 3-1/2" EUE (S/N= 042-OP-6609) CON STD. VALVE 2.75" (SV5-17038),

DESCARGA 3-1/2" EUE; SERIE= 400

DESCARGA PHOENIX; SERIE= 400

CAMISA 3-1/2" EUE x 2.81" (2812 GL 0676-GLA)

FLOW COUPLING 3-1/2" EUE (0600-1),

3 1/2" EUE TBG, 9,3 #/FT, N-80 CLASE "A"

9817'

9850'

9857'

9887'

88

DIAGRAMA MECÁNICO POZO CHSA-002S1

ELABORADO POR: JOSE ROMERO / CARLOS PINEDA

REVISADO POR: DARIO MORALES/ EFRAIN NORIEGA

APROBADO POR: CARLOS ORTIZ/ FABIAN ALVAREZ

POZO FECHA:

CHSA-002S1 26-Feb-17

CO&PI : 26-nov-14

RTE: 1038.7 ft. WO # 1 : 26-abr-16

GLE: 1002.8 ft. WO # 2 : 26-feb-17

MR: 35.9 ft.

POZO TIPO: SIDETRACK

NUMERO DE SERIE LONG.

01 PUP JOINTS 3 1/2", 9,3 LB/FT, N-80 EUE, PSL2 05 6.09

01 PUP JOINTS 3 1/2", 9,3 LB/FT, N-80 EUE, PSL2 01 14.90

212'

20" CSG CONDUCTOR, 94 LB/PIE, K-55, BTC, 0-212' (6 JTS)

6593' 13-3/8" CSG SUPERFICIAL, 54.5 LB/PIE, K-55, BTC, 0-6593' (40 JTS)

EQUIPO 25

BHA 15

TUBERIA 19

CANNON 3 1/2" 346

MID JOINT 3 1/2" 347

06 JTS, TBG 3 1/2", 9,3 LB / FT, N-80, EUE, (BISELADOS), REPARADAS E INSPECCIONADAS

Peso Subiendo: (Klb) 112 9-5/8" CASING INTERMEDIO, 47 LB/PIE, N-80, BTC, (149 JUNTAS)

Peso Bajando: (Klb) 98 9-5/8" CASING INTERMEDIO, 53.5 LB/PIE, P-110, BTC (89 JUNTAS)


4790015680-024 2.95

N/A31.54

0018-4 6.36

N/A 31.00

N/A 0.58

N/A 0.75

2FS6J7766404 17.60

2FS6J7766408 17.60

10796'

8DN6C01235 6.35

4BS0H107175 3.33

3TN4A00335 8.03

3CN4A00336 8.03

10971' 9-5/8" ZAPATO DEL REVESTIMIENTO

MOTOR: 456, MAXIMUS 150 HP / 1886 V / 52,1 A 1CS5E6413058 18.70

S113XK16N09242 1.87

PUNTA DE BHA TOTAL BES + BHA 155.74

LINER PROD. 7", 29 LB /PIE, N-80, BTC, (35 JTS)

11694' TOPE TEORICO DEL MAXR

3 FT DE CEMENTO

11740' TAPON COPPERHEAD

12042' TAPON COPPERHEAD

12420' 7" LANDING COLLAR

12472' 7" ZAPATO DEL LINER

DIAGRAMA

POZO CHONTA SUR 002 S1 (CHSA-002S1)

WO # 02

COMPLETACIÓN TIPO BES SENCILLA CABEZAL ELECTRICO API 6A

MARCA: PACIFVALVS S.A ECUADOR

CABLE DE POTENCIA

MATERIAL USADO

EQUIPO SISTEMA CAMPO

SLR-056 BES CHONTA

10874 FT CABLE 4/1 ELB G5F

MLE

120 FT

BANDAS 3 1/2"

PROTECTORES DE CABLE

10861,99'(01) TUBO DE 3-1/2" EUE N-80, 9,3 LB/FT (BISELADO) - REPARADAS E INSPECCIONADAS

289 JTS, TBG 3 1/2", 9,3 LB / FT, L-80, EUE, REPARADAS E INSPECCIONADAS

CONECTOR DE SUPERFICIE

10859,04' 2,81 GL SLIDING SLEEVE W / 3-1/2 EUE BOX X PIN (CERRADA)

52 JTS, TBG 3 1/2", 9,3 LB / FT, N-80, EUE, REPARADAS E INSPECCIONADAS

QCI SN: 4101

10893,53' FLOW COUPLING OD 4,5 IN X ID 2,99 IN 6 FT LONG 4140 L80 1 CR EUE

10899,89'HYDRAULIC LANDING NIPLE R-2.75, 3-1/2 EUE 9.3 PPF BOX X PIN. L 0.3 MATERIAL L80 4140 + 2,75 GRB-

2 STANDING VALVE

47900141786-005 / 4580008009-

0261.05

10900,94'(01) TUBO DE 3-1/2" EUE N-80, 9,3 LB/FT (BISELADO) - REPARADAS E INSPECCIONADAS

10931,94' HEAD BOLT ON DISCHARGE, 3-1/2" EUE

10932,52' PRESSURE DISCHARGE PHOENIX

10933,27' PUMP: D460N CR-CT 164 STG 400/400, 68

10950,87' PUMP: D460N CR-CT 164 STG 400/400, 68

10968,47' AGH: D5-21 CR-CT 32 STG 400/400

10974,82' INTAKE: VGSA D20/60, 400/400 RLOY

11012,91' SENSOR PHOENIX XT 150 TIPO 1.

11014,78'

10978,15' PROTECTOR: MAXIMUS, LSBPB-UT, 400/400, 87 INC, RLOY

10986,18' PROTECTOR: MAXIMUS, BSBSL-LT, 400/400, 87 INC, RLOY

10994,21'

TOPE DE LA VENTANA @ 11060'

MAXIMO ANGULO DE DESVIACIÓN 61,78° @ 12427´

PT (D)= 12,860 ft MD

Configuración: 13-5/8’’ 5M x 3 1/8” 5M x 3-1/2” EUE (TREE

CAP)

Tubing Hanger 11” x 3 1/2" EUE

ARENISCA "T INFERIOR"11,891' - 11,900' (9') @ 5 DPP

11,905' - 11,9049 (44') @ 5 DPP

COLGADOR VERSAFLEX @ 10796 ft MD

ARENISCA "HOLLIN SUPERIOR"

12,220' - 12,280' (40') @ 5DPP

ARENISCA "U SUPERIOR"11,323' - 11,340' (17') @ 5 DPP

89

DIAGRAMA MECÁNICO POZO CHSA-004

ELABORADO POR: ROBERTO TEJADA/ ALBA MENESES

REVISADO POR: DARIO MORALES / KAREN CHILA

APROBADO POR: CARLOS ORTIZ/ FABIAN ALVAREZ

POZO FECHA:

CHSA-004 9-Mar-17

CO&PI : 18-abr-15

RTE: 1052.13 ft. WO # 1 : 9-mar-17

GLE: 1016.23 ft.

MR: 35.9 ft.

POZO TIPO: DIRECCIONAL "S"

350'

20" CSG CONDUCTOR, 94 LB/PIE, K-55, BTC, 0-350' (8 JTS)

6431' 13-3/8" CSG SUPERFICIAL, 68 LB/PIE, K-55, BTC, 0-6431' (145 JTS)

9-5/8" CASING INTERMEDIO, 47 LB/PIE, N-80, BTC, 0-7,276 (166 JUNTAS)

9-5/8" CASING INTERMEDIO, 53.5 LB/PIE, P-110, BTC 7,276-10,125(65 JUNTAS)


4790015680-004 2.94

EQUIPO 28

BHA 10 N/A31.02

TUBERIA 6

0090-2 6.34

CANNON 3 1/2" 322

MID JOINT 3 1/2" 325

N/A 31.00

9-5/8" ZAPATO DEL REVESTIMIENTON/A 0.58

N/A 0.75

2FS6L7833352 16.29

Peso Subiendo: (Klb) 120 2FS6L7833351 16.29

Peso Bajando: (Klb) 100

AGH: D5-21 32 STG ES-SS AFLAS 400/400. 8DS6H7746747 6.35

4BS6C1501206 3.33

3TS6L7873977 8.03

3CS6L7873938 8.03

1CS6L7831462 31.53

S113XA17N09494 1.87

2.10

TOTAL BES + BHA 167.50

LINER PROD. 7", 26 LB /PIE, P-110, BTC, (21 JTS)

3 FT DE CEMENTO NUMERO DE SERIE LONG.

10,700' 7" TAPON COPPERHEAD 54222 2.55

10,917' 7" LANDING COLLAR

10,968' 7" ZAPATO DEL LINER

10,093 FT CABLE 2 SOLID C/C 3/8

MLE

COMPLETACIÓN TIPO BES SENCILLA CABEZAL MULTIBOWL API 6A

MARCA: MISSION PETROLEUM

10194

EQUIPO SISTEMA CAMPO

SLR-056 BES CHONTA

MATERIAL USADO

323 JTS, TBG 3 1/2", 9,3 LB / FT, N-80, EUE, NUEVA PSL2

CABLE DE POTENCIA (REPARADO)

9960.00

DIAGRAMA

POZO CHONTA SUR 004 (CHSA-004)

WO # 01

MAXIMO ANGULO DE DESVIACIÓN 21,72° @ 4,052´ MD

100 ft 456 MAXLOK-400 KELB M, 5KB

10062

10065(01) TUBO DE 3-1/2" EUE N-80, 9,3 LB/FT - NUEVA PSL2

2,81 GL SLIDING SLEEVE W / 3-1/2 EUE BOX X PIN. 4140 L-80 OD MAX 4,5IN ID MIN 2,81 ST 2,81 D-2

(CERRADA)

10103(01) TUBO DE 3-1/2" EUE N-80, 9,3 LB/FT - NUEVA PSL2

10125

10096FLOW COUPLING OD 4,5 IN X ID 2,99 IN 6 FT LONG 4140 L80 1 CR EUE PIN X BOX.

10102

HYDRAULIC LANDING NIPLE R-2.75, 3-1/2 EUE 9.3 PPF BOX X PIN. L 0.3 MATERIAL L80 4140 + 2,75 GRB-

2 STANDING SLEEVE 4140 L-80 LANDS INTO 2,75 GR BOTTOM NO-GO LANDING NIPPLE

10168

10175 INTAKE: VGSA D20/60, 400/400 RLOY.

4790014186-029 / 4580008009-

0371.05

PRESSURE DISCHARGE PHOENIX

10136 D1150N 181 STG 400/400, ES-TT AFLAS

10152 D1150N 181 STG 400/400, ES-TT AFLAS

10225 SENSOR PHOENIX XT 150 TIPO 1. RLOY S 450

BANDAS 3 1/2"

PROTECTORES DE CABLE

CONECTOR DE SUPERFICIE

QCI SN: 5091

10186 PROTECTOR: MAXIMUS, BSBSL-LT, 400/400, RLOY

MOTOR: 456, MAXIMUS, RA-S, AS, KTB, GRB, RLOY 270 HP / 2626 V / 67,1 A

10178 PROTECTOR: MAXIMUS, BPBSL-UT, 400/400, RLOY

10134 HEAD BOLT ON DISCHARGE, 3-1/2" EUE

10135

10227 CENTRALIZADOR MOTOR

PT (D)= 10,970 ft MD

Configuración: 13-5/8’’ 5M x 3 1/8” 5M x 3-1/2” EUE (TREE

CAP)

Tubing Hanger 11” x 3 1/2" EUE

COLGADOR @ 9960.30 ft MD

ARENISCA "HOLLIN SUPERIOR"

10,752' - 10,759' (7') @ 5DPP10,768' - 10,776' (8') @ 5DPP10,780' - 10,785' (5') @ 5DPP

ARENISCA "U INFERIOR"10,311' - 10,345' (34') @ 10 DPP + P3

90


ANGULO MAXIMO DE DESVIACION

15.49° @ 3900' (MD)

MAX DOG LEG: 1.54° @ 4377' (MD)

PT (D)= 10880' MD

PESO BAJANDO 156

PROTECTOLIZERS 2

PROTECTORES HIDROHEAD 10

PESO SUBIENDO 165

BANDAS EQUIPO BES 18

BANDAS EN TUBERÍA 13

BANDAS BHA 15

MATERIAL INSTALADO

QUICK CONNECTOR

PROTECTORES CANNON 307

MID JOINTS 305

CAMPO POZO FECHA 7-Apr-16

SAXON 55 BES CHONTA SUR CHSA-005 FIRMA

Diagrama del pozo CHSA 005

ELABORADO CARLOS PINEDA L.

REVISADO MANUEL PICO M.

APROBADO ARMIN FUENMAYOR

EQUIPO SISTEMA

4½

" T

TG

M L-8

0, 12.6

# (308

JTS)

LANDING COLLAR

10878'

MOTOR 456 MAXIMUS 180HP / 2262 V / 52 A

SELLO, SERIE 513

SEPARADOR DE GAS DRS-RLOY S/N 4BN6C01366

308 TUBOS DE 4½" TTGM, 12.6 LB/FT, L-80

SENSOR XT150 TIPO 1, S/N C113XH13N01612

COLGADOR 7" (XPAK-TIW)

10752.87'

PROTECTOR BPBSL-LT-RLOY-AFL-MAX, S/N 3CN2G02734

PROTECTOR BPBSL-UT-RLOY-AFL-MAX, S/N 3TN2G02733

BOMBA D460N 122 ETAPAS, S/N 2FN6D01397

CABEZAL MSP 11 x 3½ x 5M

CHSA 005RC-01

Completación: 06-MAY-2015RC-01: 06-ABR-2016

20" CSG CONDUCTOR, K-55, 94#/FT, BTC, 8 JTAS.

13 3/8" CSG SUPERFICIAL , K-55, 68#/FT, BTC, 146 JTAS.

9 5/8" CSG INTERMEDIO P110 (62 TUBOS) / N80 (200 TUBOS), 53.5 #/FT - 47 #/FT

7" LINER , P-110, 26 #/FT, BTC, 27 JTAS.

ARENA ''U INFERIOR''10238' - 10254' @ 5DPP

10008'

9866.84'

6465'

303'

RTE: 1052.16 FTGLE: 1016.26 FTMR: 35.9 FT

BOMBA D460N 122 ETAPAS, S/N 2FN6D01396

HEAD BOLT ON DISCHARGE PMP 400 RLOY 8RD 3-1/2" EUE

(01 EA) Tubo de 3-1/2" EUE, 9.3 LB/FT, L-80

NoGo Nipple de 2.75" Tipo "R" con Standing Valve Instalado

(01 EA) Tubo de 3-1/2" EUE, 9.3 LB/FT, L-809918'

9956'

9957'

9989'

9990'

10034'

10003'

10017'

10023'

10026'

10042'

10064'

AGH D5-21 32 ETAPAS, S/N 8DN6D01410

9988'DISCHARGE PRESSURE PMP 400 RLOY

Camisa Deslizable TIPO "L" DE 2.81" (CERRADA)9915'

Flow Coupling de 3-1/2" EUE9950'

10080' PUNTA DEL BHA

10 TUBOS DE 3½" EUE, 9.3 LB/FT, L-80

91


REALIZADO POR:

REVISADO POR:

APROBADO POR :

FECHA :

RIG:

Permanent Datum - Sea Level

Elevation K.B.: 1057.95 ft.

Elevation G.L.: 1021.35 ft.

Original KB: 36.6 Sinopec 156

CSG CONDUCTOR, 20", 94#/PIE, K-55, BTC, 0-291'

20" ZAPATA REVEST @ 291 ft

I.D. 19.124"

Drift 18.936"

Burst 2110 psi CGS SUPERFICIAL, 13-3/8", 54.5#/PIE, K-55, BTC, 0-1139'

Collapse 520 psi CGS SUPERFICIAL, 13-3/8", 68#/PIE, K-55, BTC, 1139'-2746'

Volume 0.35527 bbls/ft. CGS SUPERFICIAL, 13-3/8", 72#/PIE, K-55, BTC, 2746'-6619'

325 TUBOS 3 ¹⁄₂" EUE, 9.3 #, L-80, R II, CLASE "A"

I.D. 12.615"

Drift 12.459"

Burst 3230 psi

Collapse 1140 psi

Volume 0.1546 bbls/ft.

INCL: 26.4 DEG

I.D. 12.415" AZ: 59 DEG Drift 12.259" 13 3/8" ZAPATA DE REVEST.@ 6619 ft MD Burst 3450 psi

Collapse 1950 psi CSG INTERMEDIO, 9-5/8", 47#/PIE, N-80, BTC, 0-7069'

Volume 0.1497 bbls/ft. CSG INTERMEDIO, 9-5/8", 53.5#/PIE, N-80, BTC, 7069' - 10472'

10103' -CAMISA DESLIZABLE TIPO "L" DE 2.81"

3 1/2" EUE L-80 (1) TUBO CLASE "A"

3-1/2" EUE FLOW COUPLING

I.D. 12.347" 10144' -

Drift 12.191" NO-GO NIPPLE DE 2.75" CON STD. VALVE

Burst 3700 psi 10176' - 3 1/2" EUE L-80 (1) TUBO CLASE "A"

Collapse 2230 psi DESCARGA 3-1/2" EUE S-540

Volume 0.1481 bbls/ft. 10177' - DESCARGA PHOENIX, RLOY S-540

BOMBA SUPERIOR SN2600 (101 ETAPAS), S/N 29S5E6413514

BOMBA INFERIOR SN2600 (101 ETAPAS), S/N 29S5E6413515

10202' - SEPARADOR DE GAS (INTAKE) S-540 ARZ, S/N RDN6G00413

I.D. 8.681" 10203' -

Drift 8.525" PROTECTOR SUPERIOR S-540 LSBPB-UT-MAXIMUS, S/N 3FN6F00421-SN17

Burst 6870 psi PROTECTOR INFERIOR S-540 LSBPB-LT-MAXIMUS, S/N 3FN6F00422-SN18

Collapse 4750 psi 10221' -

Volume 0.0732 bbls/ft. MOTOR MAXIMUS 562 RA-S-RLOY-AS-AFL-GRB 2009 V / 124 A / 413 HP, S/N 1HN6G00482

10247' - SENSOR PHOENIX XT-150 TIPO-1, S/N S113XB16N08313

CENTRALIZADOR PARA CSG 7"

10251' -

I.D. 8.535" INCL: 0.07 DEG Special Drift 8.5" AZ: 254 DEG Burst 7930 psi 7" TOPE DE LINER @ 10265 ft MD Collapse 6620 psi

Volume 0.07076 bbls/ft.

9 5/8" ZAPATA DE REVEST. @ 10472 ft MD

LINER PROD. 7", 29#/PIE, P-110, BTC, 10265 - 11305 ft MD

I.D. 6.184"

Drift 6.125"

Burst 11220 psi

Collapse 8530 psi

Volume 0.03714 bbls/ft

COTD 11210 FT

7" LANDING COLLAR @ 11217 ft MD

INCL: 0.46 DEG 7" FLOAT COLLAR @ 11259 ft MD

AZ: 322 DEG 7" ZAPATO DEL REVEST. 7" @ 11305 ft MD

TD =11310 ft MD / TVD =10839.21 ft

↑ 165 Klb, ↓ 130 Klb

PESO DE LA SARTA


1139' - 2746'

BTC / K-55 / 68#


20" CASING DESIGN

0´ - 291´

BTC / K-55 / 94#


0' - 1139'

BTC / N-80 / 72#


0´ - 7069´

BTC / N-80 / 47#


7069´ - 10472´

BTC / L-80 / 53.5#

7" CASING DESIGN

10265' - 11305'

29# / P-110 / BTC

10190'

10212'

-

-

PETROAMAZONAS

CHSA-006

2746' - 6619'

MATERIALES UTILIZADOS

Bandas 3/4" : (10) tuberia / (9) BHA / (21) BES

Protectores LISSER (3) SERIE 540

Protectores HYDRA-HEAD (325)

Mid Joint (325)

Cable REDALEAD FLAT 2/1 empalmes @ 1946 ft y 5650 ft +/-

BTC / K-55 / 54.5#

Capilar externo desde equipo BES SN2600 hasta superficie

DIAGRAMA FINAL

COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES

Olivier Humbert

Pablo Ortiz / Santiago Baca

Operaciones PAM

11-Jul-16

Sinopec-156

Cabezal : 13-5/8’’x 11” x 3 ½” 5M

325

TBG

3 1

/2"

EUE

9.3#

L-8

0, R

II CL

ASE

"A

"

ARENA "HSUP"11040' - 11045' (5') 10 DPP11053' - 11070' (17') 10 DPP

92

ANEXO C.- P&ID Sistema de Desgasificación Plataforma Auca-

89

94

ANEXO D.- Análisis Económico Detallado

95

AN

ÁL

ISIS

EC

ON

ÓM

ICO

PL

AT

AF

OR

MA

AU

CA

-89

96

AN

ÁL

ISIS

EC

ON

ÓM

ICO

PL

AT

AF

OR

MA

CH

ON

TA

SU

R-0

1

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