EVALUACIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO COMO ALTERNATIVA...
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UNIVERSIDAD UTE
FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
EVALUACIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO COMO
ALTERNATIVA PARA REEMPLAZAR OTROS
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN
POZOS PETROLEROS DEL ORIENTE ECUATORIANO
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA DE
PETRÓLEOS
DUTÁN YUNGA KATHERINE NATHALY
DIRECTOR: ING. VÍCTOR FERNANDO PINTO TOSCANO
Quito, febrero 2019
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 0704396100
APELLIDO Y NOMBRES: Dután Yunga Katherine Nathaly
DIRECCIÓN: Barrio Solanda, casa Oe4-78 entre la
calle José María Alemán y Pasaje
S21C
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: (02) 2733777 (07) 2913002
TELÉFONO MOVIL: 0986264281
DATOS DE LA OBRA
TITULO: Evaluación del bombeo hidráulico
como alternativa para reemplazar
otros sistemas de levantamiento
artificial en pozos petroleros del
oriente ecuatoriano
AUTOR O AUTORES: Dután Yunga Katherine Nathaly
FECHA DE ENTREGA DEL
PROYECTO DE TITULACIÓN:
Febrero de 2019
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN:
Ing. Víctor Fernando Pinto Toscano
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos
RESUMEN: Mínimo 250 palabras El objetivo de este trabajo de
titulación fue evaluar el bombeo
hidráulico como una alternativa para
reemplazar otros sistemas de
levantamiento artificial en pozos
petroleros del oriente ecuatoriano. La
información fue proporcionada por la
X
empresa Sertecpet®, el desarrollo del
proyecto comenzó con el análisis de
los historiales de producción,
seleccionando los pozos con
producciones menores o iguales a
500 BFPD, luego se identificó el tipo
de sistema de levantamiento actual,
así como también, el tipo de
yacimiento al que pertenece cada
pozo, lo que permitió determinar los
valores de los parámetros
petrofísicos como la gravedad
específica del agua, gravedad
específica del petróleo, gravedad
específica de la mezcla, relación de
solubilidad y presión hidrostática. A
continuación se estableció criterios
de selección que permitan una
eficiente instalación y funcionamiento
del bombeo hidráulico.
Posteriormente para el diseño y
selección de la bomba, se determinó
el caudal de cavitación y parámetros
de aplicación que permitan
seleccionar una adecuada geometría
de la bomba; el diseño se realizó en
el software Claw de la empresa
Sertecpet®. Por último, se analizó las
curvas de comportamiento (IP-IPR)
del nuevo sistema de bombeo
hidráulico de los pozos
seleccionados, mediante la
determinación del índice de
productividad del fluido, del petróleo y
del agua. Con lo cual se demostró
que el bombeo hidráulico es una
alternativa adecuada y eficiente para
realizar el cambio de sistema de
levantamiento artificial en pozos del
oriente ecuatoriano.
PALABRAS CLAVES: Bombeo hidráulico, levantamiento
artificial, curvas de comportamiento,
índice de productividad, IPR.
ABSTRACT:
The aim of this titulation work was to
evaluate hydraulic pumping as an
alternative to replace other artificial lift
systems at oil wells in Ecuador
Amazonian Region. The information
for this investigation was provided by
Sertecpet® company, the
development of this project began
with the analysis of the production
records of the wells, of which we
choose the ones with productions less
than or equal to 500 BFPD, then whe
identify the current artificial lift system
that oil wells were working with, as
well as the type of reservoir which
each well belongs, then the values of
the petrophysical parameters such as
the specific gravity of the water,
specific gravity of the oil, specific
gravity of the mixture, solubility
relation and hydrostatic pressure
were determined. Next, selection
criteria that allow an efficient
installation and operation of the
hydraulic pumping were established.
Subsequently, for the design and
selection of the pump, the value of
cavitation flow rate and application
parameters were determined to select
an appropriate pump geometry; the
design was made in Claw software of
the company Sertecpet®. Finally, the
inflow performance curves (IP-IPR) of
the new hydraulic pumping system of
the selected wells were analyzed, by
determining the fluid, oil and water
productivity index (IP). Which
demonstrated that the hydraulic
pumping is a suitable and efficient
alternative to make the change of
artificial lift system in wells of the
Ecuadorian Amazonian region.
KEYWORDS
Hydraulic pump, artificial lift, inflow
performance curves, productivity
index, inflow performance
relationship.
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
f:__________________________________________
DUTÁN YUNGA KATHERINE NATHALY
C.l. 0704396100
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, DUTÁN YUNGA KATHERINE NATHALY, CI 0704396100 autor del
proyecto titulado: “Evaluación del bombeo hidráulico como alternativa
para reemplazar otros sistemas de levantamiento artificial en pozos
petroleros del oriente ecuatoriano” previo a la obtención del título de
INGENIERA DE PETRÓLEOS en la Universidad UTE.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las
Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo
144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la
SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de
graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de información
de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública
respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad UTE a tener una copia del
referido trabajo de graduación con el propósito de generar un
Repositorio que democratice la información, respetando las políticas de
propiedad intelectual vigentes.
Quito, febrero de 2019
f:__________________________________________
DUTÁN YUNGA KATHERINE NATHALY
C.l. 0704396100
DECLARACIÓN
Yo, DUTÁN YUNGA KATHERINE NATHALY, portador(a) de la cédula de
identidad N° 0704396100, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi
autoría, que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación personal; y, que he consultado las referencias bibliográficas que
se incluyen en este documento.
La Universidad UTE puede hacer uso de los derechos correspondientes a este
trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su
Reglamento y por la normativa institucional vigente.
f:__________________________________________
DUTÁN YUNGA KATHERINE NATHALY
C.l. 0704396100
CERTIFICACIÓN DEL TUTOR
En mi calidad de tutor, certifico que el presente trabajo de titulación que lleva
por título “Evaluación del bombeo hidráulico como alternativa para
reemplazar otros sistemas de levantamiento artificial en pozos
petroleros del oriente ecuatoriano” para aspirar al título de INGENIERA DE
PETRÓLEOS fue desarrollado por DUTÁN YUNGA KATHERINE NATHALY,
bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería e
Industrias; y que dicho trabajo cumple con las condiciones requeridas para ser
sometido a las evaluación respectiva de acuerdo a la normativa interna de la
Universidad UTE.
__________________________________________
ING. VÍCTOR FERNANDO PINTO TOSCANO
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.l. 1713106936
DEDICATORIA
A Dios, por estar presente día a día en mis oraciones, por haberme dado la
fe, fuerza y perseverancia para seguir adelante y cumplir con mis objetivos.
A María Josefina Yunga, mi madre por ser mi fortaleza y por todo su amor
incondicional, que me ha ayudado a ser una persona de bien. A ella por ser la
luz de mis ojos, por guiarme y ser mi más anhelo a seguir adelante.
A Manuel Jesús Dután, mi padre por brindarme su apoyo incondicional, por
los consejos, por creer en mí y por todo su cariño. A él por ser mi pilar
fundamental de vida.
A mis abuelitos, Salvador Yunga y Rosario Domínguez, quienes me brindaron
su amor, su paciencia y cariño. A ellos por ser mis héroes y ser un ejemplo a
seguir.
A mis hermanos, por compartirme los mejores recuerdos, las alegrías y el
amor incondicional de una familia.
AGRADECIMIENTOS
Le agradezco a Dios, por haberme dado la vida, por bendecirme con una
grandiosa familia y por su infinita misericordia.
A mis padres por todo el esfuerzo y paciencia que me dedicaron día a día, por
ser un modelo a seguir y por cada una de sus enseñanzas.
A Israel Murillo por estar presente en cada momento, por su paciencia infinita,
su amor y sus consejos que me ayudaron a no rendirme y hacer de mí una
mejor persona. Mil gracias.
A mis maestros, al Ing. Fausto Ramos y en especial a mi director de tesis, Ing.
Víctor Pinto, por sus enseñanzas, consejos y apoyo. A ellos mis sinceros
agradecimientos.
A Sertecpet, por brindarme su apoyo y apertura para poder realizar mi tesis,
a los ingenieros de la empresa y en especial al Ing. Iván Martínez por su
tiempo. A él que siempre estuvo pendiente y presto a ayudarme.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN 1
ABSTRACT 2
1 INTRODUCCIÓN 3
1.1 OBJETIVOS 7
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 7
1.1.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS 7
2 METODOLOGÍA 8
2.1 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN, IDENTIFICACIÓN DEL TIPO
DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE LOS
POZOS Y ESTADO ACTUAL DE FUNCIONAMIENTO 8
2.1.1 DETERMINACIÓN DE GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL
AGUA, PETRÓLEO Y MEZCLA 9
2.1.2 DETERMINACIÓN DE LA RELACIÓN DE SOLUBILIDAD
(Rs) Y PRESIÓN HIDROSTÁTICA 10
2.2 DISEÑO DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO 10
2.2.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN 11
2.2.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA BOMBA 11
2.2.3 ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL NUEVO SISTEMA DE
BOMBEO HIDRÁULICO MEDIANTE LAS CURVAS DE
COMPORTAMIENTO (IP-IPR) 12
3 RESULTADOS Y DISCUSIÓN 15
3.1 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN, IDENTIFICACIÓN DEL TIPO
DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE LOS
POZOS Y ESTADO ACTUAL DE FUNCIONAMIENTO 15
3.1.1 DETERMINACIÓN DE GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL
AGUA, PETRÓLEO Y MEZCLA 17
3.1.2 DETERMINACIÓN DE LA RELACIÓN DE SOLUBILIDAD
(Rs) Y PRESIÓN HIDROSTÁTICA (PH) 19
ii
PÁGINA
3.2 DISEÑO DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO 20
3.2.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN 20
3.2.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA BOMBA 22
3.2.3 ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL NUEVO SISTEMA DE
BOMBEO HIDRÁULICO MEDIANTE LAS CURVAS DE
COMPORTAMIENTO (IP-IPR) 29
4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 44
4.1 CONCLUSIONES 44
4.2 RECOMENDACIONES 45
BIBLIOGRAFÍA 46
ANEXOS 49
iii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Criterios de selección de pozos 11
Tabla 2. Parámetros de aplicación 12
Tabla 3. Producción de los pozos del campo Auca Sur 15
Tabla 4. Tipo de yacimiento y sistema de producción 16
Tabla 5. Sistemas de producción 17
Tabla 6. Determinación de gravedades específicas 18
Tabla 7. Determinación de Relación de solubilidad y Presión
hidrostática 19
Tabla 8. Criterio de selección: Mecanismo de producción 20
Tabla 9. Criterio de selección: Presión de fondo fluyente 21
Tabla 10. Criterio de selección: Tasa de producción 21
Tabla 11. Criterio de selección: Tipo de yacimiento 21
Tabla 12. Parámetros de los pozos seleccionados 22
Tabla 13. Resultados de diseño Pozo ACSA-007 23
Tabla 14. Resultados de diseño Pozo ACSC-013M1 23
Tabla 15. Resultados de diseño Pozo ACSC-029 24
Tabla 16. Resultados de diseño Pozo ACSD-016HR1 24
Tabla 17. Resultados de diseño Pozo ACSD-023 25
Tabla 18. Resultados de diseño Pozo ACSD-024 25
Tabla 19. Resultados de diseño Pozo CNOC-013 26
Tabla 20. Resultados de diseño Pozo CNOC-059 26
Tabla 21. Resultados de diseño Pozo CNOI-040S1 27
Tabla 22. Resumen de resultados de diseño de los pozos
Candidatos para cambio de sistema de levantamiento
artificial 28
Tabla 23. Condiciones de fondo de los pozos seleccionados para
cambio de sistema de levantamiento artificial 29
Tabla 24. Resultados del método de Voguel Pozo ACSA-007 29
Tabla 25. Comportamiento de afluencia Pozo ACSA-007 30
Tabla 26. Resultados del método de Voguel Pozo ACSC-013M1 31
Tabla 27. Comportamiento de afluencia Pozo ACSC-013M1 31
Tabla 28. Resultados del método de Voguel Pozo ACSC-029 32
Tabla 29. Comportamiento de afluencia Pozo ACSC-029 33
Tabla 30. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-016HR1 34
Tabla 31. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-016HR1 34
Tabla 32. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-023 35
Tabla 33. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-023 36
Tabla 34. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-024 37
Tabla 35. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-024 37
Tabla 36. Resultados del método de Voguel Pozo CNOC-013 38
iv
PÁGINA
Tabla 37. Comportamiento de afluencia Pozo CNOC-013 39
Tabla 38. Resultados del método de Voguel Pozo CNOC-059 40
Tabla 39. Comportamiento de afluencia Pozo CNOC-059 40
Tabla 40. Resultados del método de Voguel Pozo CNOI-040S1 41
Tabla 41. Comportamiento de afluencia Pozo CNOI-040S1 42
v
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Curva IP-IPR Pozo ACSA-007 30
Figura 2. Curva IP-IPR Pozo ACSC-013M1 32
Figura 3. Curva IP-IPR Pozo ACSC-029 33
Figura 4. Curva IP-IPR Pozo ACSD-016HR1 35
Figura 5. Curva IP-IPR Pozo ACSD-023 36
Figura 6. Curva IP-IPR Pozo ACSD-024 38
Figura 7. Curva IP-IPR CNOC-013 39
Figura 8. Curva IP-IPR Pozo CNOC-059 41
Figura 9. Curva IP-IPR Pozo CNOI-040S1 42
vi
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. CRITERIOS GENERALES A CONSIDERAR EN LA
SELECCIÓN DE LOS POZOS PARA EL CAMBIO DEL
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL A BOMBEO
HIDRÁULICO 49
ANEXO 2. PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO Y SELECCIÓN DE
LA BOMBA JET CLAW EN EL SOFTWARE CLAW 51
ANEXO 3. REGISTRO DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW
POZO ACSA-007 54
ANEXO 4. REGISTRO DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW
POZO ACSC-013M1 55
ANEXO 5. REGISTRO DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW
POZO ACSC-029 56
ANEXO 6. REPORTE DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW
POZO ACSD-016HR1 57
ANEXO 7. REGISTRO DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW
POZO ACSD-023 58
ANEXO 8. REGISTRO DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW
POZO ACSD-024 59
ANEXO 9. REGISTRO DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW
POZO CNOC-013 60
ANEXO 10. REGISTRO DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW
POZO CNOC-059 61
ANEXO 11. REGISTRO DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW
POZO CNOI-040S1 62
1
RESUMEN
El objetivo de este trabajo de titulación fue evaluar el bombeo hidráulico como
una alternativa para reemplazar otros sistemas de levantamiento artificial en
pozos petroleros del oriente ecuatoriano. La información fue proporcionada
por la empresa Sertecpet®, el desarrollo del proyecto comenzó con el análisis
de los historiales de producción de los pozos con producciones menores o
iguales a 500 BFPD, se identificó el tipo de sistema de levantamiento actual,
así como también, el tipo de yacimiento al que pertenece cada pozo, se
determinó los valores de los parámetros petrofísicos como la gravedad
específica del agua, gravedad específica del petróleo, gravedad específica de
la mezcla, relación de solubilidad y presión hidrostática. A continuación se
estableció criterios de selección que permitan una eficiente instalación y
funcionamiento del bombeo hidráulico. Posteriormente para el diseño y
selección de la bomba, se determinó el caudal de cavitación y parámetros de
aplicación que permitan seleccionar una adecuada geometría de la bomba; el
diseño se realizó en el software Claw de la empresa Sertecpet®. Por último,
se analizó las curvas de comportamiento (IP-IPR) del nuevo sistema de
bombeo hidráulico de los pozos seleccionados, mediante la determinación del
índice de productividad del fluido, del petróleo y del agua. Con lo cual se
demostró que el bombeo hidráulico es una alternativa adecuada y eficiente
para realizar el cambio de sistema de levantamiento artificial en pozos del
oriente ecuatoriano.
Palabras clave: Bombeo hidráulico, levantamiento artificial, curvas de
comportamiento, índice de productividad, IPR.
2
ABSTRACT
The aim of this titulation work was to evaluate hydraulic pumping as an
alternative to replace other artificial lift systems at oil wells in Ecuador
Amazonian Region. The information for this investigation was provided by
Sertecpet® company, the development of this project began with the analysis
of the production records of the wells, of which we choose the ones with
productions less than or equal to 500 BFPD, then whe identify the current
artificial lift system that oil wells were working with, as well as the type of
reservoir which each well belongs, then the values of the petrophysical
parameters such as the specific gravity of the water, specific gravity of the oil,
specific gravity of the mixture, solubility relation and hydrostatic pressure were
determined. Next, selection criteria that allow an efficient installation and
operation of the hydraulic pumping were established. Subsequently, for the
design and selection of the pump, the value of cavitation flow rate and
application parameters were determined to select an appropriate pump
geometry; the design was made in Claw software of the company Sertecpet®.
Finally, the inflow performance curves (IP-IPR) of the new hydraulic pumping
system of the selected wells were analyzed, by determining the fluid, oil and
water productivity index (IP). Which demonstrated that the hydraulic pumping
is a suitable and efficient alternative to make the change of artificial lift system
in wells of the Ecuadorian Amazonian region.
Keywords: Hydraulic pump, artificial lift, inflow performance curves,
productivity index, inflow performance relationship.
3
1 INTRODUCCIÓN
Durante la vida productiva de un pozo, se puede dar distintas circunstancias
para cambiar de un sistema de levantamiento artificial a otro. El uso de
cualquier tipo de levantamiento artificial, se da cuando sus presiones de fondo
de pozo han disminuido durante su vida productiva, impidiendo que el fluido
pueda llegar a superficie por sí solo. Es por esta razón, que se amerita la
utilización de un sistema de levantamiento artificial, que ayude a optimizar la
producción del yacimiento y que represente una rentabilidad económica
(Schlumberger, 2015).
Todos los sistemas de levantamiento artificial (Bombeo Mecánico, Bombeo
Hidráulico, Bombeo Electrosumergible, Gas Lift y Cavidades Progresivas)
tienen limitaciones mecánicas. Debido a que los yacimientos de petróleo de
la cuenca oriente ecuatoriana, presentan distintas características petrofísicas,
de acuerdo a la zona que se esté produciendo y en qué etapa de su vida
productiva se encuentre; un mismo tipo de levantamiento artificial no siempre
ofrecerá los resultados más eficientes durante toda la vida productiva del pozo
(Scott, 2006).
En el Oriente Ecuatoriano, se utilizan diferentes tipos de sistemas de
levantamiento artificial, de los cuales el Bombeo Electrosumergible (BES) es
uno de los más utilizados; en vista que maneja altos volúmenes de producción,
lo que puede generar un rápido incremento de BSW (Basic Sediment and
Water) de un pozo. Este incremento, convierte al pozo en no rentable, en
relativamente poco tiempo. Por esta razón se deben considerar algunas
variables a parte del incremento de producción, como pueden ser: costos de
mantenimiento, reparación de equipos, workover, implementación, entre otras
(Denney, 2000).
El bombeo Electrosumergible, es un sistema integrado de levantamiento
artificial, también considerado como un medio efectivo para proporcionar
energía adicional al fluido del yacimiento y llevarlo a superficie (Gabor, 2009).
El principio de funcionamiento del BES, consiste en sacar el fluido de la
formación a la superficie, mediante la acción rotacional de bombas centrífugas
(múltiples etapas) sumergidas en el pozo y accionadas por motores eléctricos.
Este sistema puede operar a velocidades de bombeo variable (Lea, 2007).
La utilización del Bombeo Electrosumergible, proporciona varias desventajas,
de las cuales, deben considerarse las siguientes: sus equipos pueden verse
deteriorados en ambientes altamente corrosivos y abrasivos debido al gran
contenido de arena, sólidos y escala; su consumo de energía es alto; a menos
que estén construidas sus piezas con materiales especiales, no puede
4
manejar altas condiciones de profundidad, temperatura y presión
(Schlumberger, 2015).
Cabe mencionar que en el Bombeo Electrosumergible, cuando la producción
de un pozo deja de ser rentable, es necesario extraer la bomba y realizar un
análisis técnico; para mantener un nivel de producción aceptable con un
sistema de levantamiento artificial adecuado a las nuevas condiciones del
pozo (Corrales, 2008).
En algunos casos, y de acuerdo a la vida operativa de los pozos, existe la
necesidad de realizar cambios en el sistema de levantamiento artificial. Para
lo cual se debe tomar en cuenta algunos criterios generales en la selección
de los sistemas de levantamiento artificial; como son: tasa de producción,
corte de agua, relación gas/líquido, grado API, temperatura del yacimiento,
profundidad de levantamiento, presión del yacimiento, productividad del pozo,
entre otros (Hirschfeldt, 2011).
El bombeo hidráulico, es un sistema de levantamiento artificial que presenta
varias ventajas respecto al bombeo electrosumergible; como son: trabaja con
altos niveles de GOR (Relación Gas-Petróleo), puede manejar un alto
contenido de sólidos en suspensión; permite mantener y alargar la vida
productiva del pozo, sin incrementar de manera descontrolada el BSW (Basic
Sediment and Water), permite realizar diferentes tipos de pruebas de presión,
sus costos operativos y requerimientos de potencial energético son menores
(Dresser Oil Tools, 2002).
En el oriente ecuatoriano, una de las empresas dedicadas a la producción de
pozos petroleros por bombeo hidráulico es SERTECPET®, una empresa
Ecuatoriana que se ha convertido en un icono nacional e internacional en
producción de pozos con su bomba Jet CLAW® especializada (Sertecpet®,
2007).
El principio de funcionamiento del bombeo hidráulico, se basa en que la
presión en el fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones.
Es decir, permite transmitir la presión, desde un equipo de bombeo
centralizado o individual en la superficie, a través de una tubería de alta
presión llena de fluido motriz (petróleo o agua), hasta cualquier número de
pozos (Samad & Nizamuddin, 2013).
El sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico, requiere de
equipos de superficie y de fondo. Entre los equipos de superficie tenemos:
tanque de almacenamiento, bombas de alta presión, central de control,
cabezal del pozo, líneas de alta y baja presión. Los equipos de fondo son:
tubería de producción (tubing), tubería de revestimiento (casing), bomba jet,
empacaduras, camisa de comunicación, entre otras (Fretwell, 2006).
5
Sertecpet S.A, utiliza el sistema MTU (Movil Testing Unit o Unidad Móvil de
Prueba), un equipo transportable y versátil, que proporciona el fluido motriz de
inyección necesario para el adecuado funcionamiento de la bomba Jet Claw®
en el fondo del pozo. Además, es utilizado para realizar pruebas de
evaluación y producción de pozos por medio del bombeo hidráulico. Los
componentes de la MTU son: motor de combustión interna, caja de
velocidades, reductor de velocidades, manifold de inyección, bomba
reciprocante de desplazamiento positivo (Quíntuplex y Tríplex), separador
bifásico, manifold de inyección y plataforma de transportación
(SERTECPET®, 2015).
La bomba Jet Claw®, es utilizada en pozos de producción continua y en
operaciones de pruebas de pozos. Su principio de levantamiento se basa en
la transferencia de energía entre el fluido de inyección y el fluido producido.
Cuando el fluido inyectado atraviesa el nozzle en el fondo del pozo, se produce
la transformación de energía potencial en energía cinética (Principio de
Venturi) causando la producción del fluido desde el reservorio (Carpenter,
2014).
La bomba Jet se puede asentar en (una camisa, cavidad, coilded tubing). Está
construida en acero de alta calidad, térmicamente tratado, lo que permite que
trabaje en ambientes severos, puede ser utilizada para análisis PVT en el
fondo del pozo, es removida hidráulicamente o utilizando wireline, trabaja en
pozos (verticales, direccionales u horizontales), y se repara en locación en un
tiempo aproximado de 20 a 30 minutos (Singh, Prasad, Singh , Jha, & Tandon,
2013).
El bombeo hidráulico, ha tenido grandes avances en sus aplicaciones en los
campos petroleros de Texas, desarrollando materiales especiales para el
diseño de la bomba tipo Jet. Los resultados de estos avances, han permitido
aplicar el bombeo hidráulico, en producciones de pozos con profundidades
mayores a 15000 pies, en ambientes abrasivos y de altas temperaturas. Por
su simplicidad de utilización, tamaño, reducido número de partes móviles y
habilidad para manejar fluidos corrosivos y viscosos; es una buena elección
para el remplazo de otros sistemas de levantamiento artificial en pozos
desviados (Christ & Petrie, 1989).
En México, la empresa petrolera estatal PEMEX, explota los campos
petroleros ubicados en Veracruz, Coahuila, Puebla, Tabasco, Hidalgo,
Chiapas y Tamaulipas. En conjunto con la prestadora de servicios nuvoil, han
puesto en marcha un proyecto para la optimización del proceso de extracción,
monitoreo y almacenamiento de petróleo, con el sistema de bombeo hidráulico
tipo Jet. Producto de este proyecto, se ha desarrollado una herramienta con
una optimización de diseño, que añade a la bomba hidráulica un registrador o
sensor de fondo. Esta herramienta, permite determinar condiciones de fondo,
como: temperatura, presión y comportamiento del pozo en tiempo real; a
6
través de las cuales, se realizan pruebas de presión más fiables, ya que sus
sensores transmiten información de manera continua sin necesidad de cable
en superficie. El resultado de esta aplicación, es un incremento de producción
a menor costo (nuvoil, 2016).
De acuerdo a estudios realizados por la empresa Weatherford, acerca de la
utilización del bombeo hidráulico tipo Jet, se determinó que este sistema, es
altamente aplicable para realizar pruebas de flujo en pozos cerrados; así como
para manejar producciones menores en campos maduros, con altas
relaciones gas-petróleo (GOR) y cortes de agua considerablemente altos.
Permitiendo incrementar el potencial de producción de los pozos a un costo
reducido (Kalwar, Farouque, Awan, & Louis, 2016).
Estudios realizados en Tunez, en operaciones offshore en el campo Oudna,
han identificado la aplicabilidad del bombeo hidráulico tipo Jet, para la
optimización de producción de pozos en condiciones mar adentro, siendo
capaz de producir 25000 BPD. Debido a su facilidad de instalación, bajos
requerimientos de mantenimiento, habilidad de operar en largos periodos de
tiempo sin ningún tipo de intervención, buen manejo de condiciones corrosivas
e instalaciones de superficie reducidas; es la alternativa más adecuada con
un bajo costo de intervención (Ben Khelifa, Fraser, & Pugh, 2015).
Mediante pruebas realizadas para producción de petróleo pesado (entre 9 a
15 °API), en los campos Vega, Sicilia y Gela en Italia. El estudio de la
utilización de bombeo hidráulico tipo Jet, ha demostrado ser eficiente y
superar las expectativas en pozos de petróleo pesado, con cortes de agua
mayores al 50 %. Por su simplicidad, buen manejo de condiciones de presión
y temperatura; así como sus diferentes tipos de configuraciones de nozzle y
garganta; es la elección más adecuada y económica para remplazar el
bombeo electrosumergible, en la producción de hidrocarburos pesados.
Donde sus costos de instalación son de 6 a 9 veces menores (De Ghetto &
Giunta, 1994).
Innovaciones en el bombeo hidráulico tipo Jet, a través, de la empresa
NEXEN, para su aplicación en los campos petroleros del Oeste de Canadá;
han probado su alta flexibilidad para la producción de pozos horizontales. En
vista que, a diferencia de otros sistemas de levantamiento artificial, el bombeo
hidráulico tipo Jet, no permite el incremento descontrolado del BSW; siendo
capaz de manejar altos volúmenes de fluido con un sistema de producción
cerrado, en el cual el fluido motriz es agua (Anderson, Freeman, & Pugh,
2005).
La selección del tipo de bomba jet depende del nozzle denominado con un
número y la garganta denominada con una letra; sus áreas internas de trabajo
permiten manejar diferentes caudales de inyección y producción. Se debe
tener presente que la bomba corresponda al diámetro del tubing que esté
7
instalado, que la capacidad de bombeo, abastezca la entrega de caudal por
parte del pozo y que su eficiencia no sobrepase los límites de presión y caudal
máximos (Chavan, Jha, Singh, & Sing, 2012).
Realizar una adecuada selección de la bomba, está relacionado al análisis de
los datos característicos del pozo como: datos del reservorio, datos mecánicos
del pozo y productividad del pozo (Ahmad, Kumar , Farouque, Ahmed, & Ali,
2014).
Entre los criterios para la determinación de la geometría de la bomba tipo jet,
destacan: escoger la bomba que levante el fluido con los menores
requerimientos de potencia y que no exista cavitación en la bomba (Kalwar,
Awan, & Qureshi, 2017).
En vista que la utilización de bombeo hidráulico tipo Jet para reemplazo de
otros sistemas de levantamiento artificial, se realiza de manera continua por
diferentes compañías y ya que cada caso merece su análisis particular. Por
ende, surge la necesidad de establecer criterios de selección de pozos para
cambio de sistema de levantamiento artificial, los cuales deben aplicarse a la
mayoría de casos y condiciones posibles; así como, permitir su eficiente
aplicación con los mejores resultados en los campos petroleros del Oriente
ecuatoriano (Parshall, 2013).
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Evaluar el bombeo hidráulico como alternativa para reemplazar otros
sistemas de levantamiento artificial en pozos petroleros del oriente
ecuatoriano.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar la producción, tipo de reservorio, diagrama de completación y
sistema de levantamiento artificial de los pozos de un campo del oriente
ecuatoriano.
Diseñar la configuración del nuevo sistema de bombeo hidráulico de
los pozos candidatos para cambio de sistema de levantamiento
artificial.
8
2 METODOLOGÍA
Para la realización de este estudio se empleó la información de 35 pozos con
producciones menores o iguales a 500 BFPD del campo Auca Sur, donde la
instalación eficiente del sistema de levantamiento artificial por bombeo
hidráulico mediante la bomba Jet Claw® de la empresa Sertecpet®,
dependerá de las condiciones petrofísicas del reservorio, condiciones
mecánicas del pozo y propiedades de los fluidos.
La información fue proporcionada por la empresa Sertecpet®, con la cual se
realizó un convenio de confidencialidad y entregó la información perteneciente
a la empresa Petroamazonas EP, los datos empleados en la investigación
corresponden al periodo comprendido entre mayo 2016 hasta abril del 2017.
2.1 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN, IDENTIFICACIÓN DEL TIPO
DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE LOS
POZOS Y ESTADO ACTUAL DE FUNCIONAMIENTO
Mediante los historiales de producción, en el periodo comprendido entre mayo
2016 hasta abril del 2017, se identificó la producción total y el corte de agua
(Basic Sediment Water) de los pozos.
A través de las completaciones de los pozos se pudo identificar el tipo de
sistema de levantamiento artificial actual; así como las consideraciones de:
profundidad de asentamiento de la bomba, profundidad de los punzados,
diámetro interno (ID) de la tubería de revestimiento (casing), diámetro externo
(OD) de la tubería de producción (tubing), diámetro interno (ID) de la tubería
de producción (tubing).
Se identificó el tipo de yacimiento al que pertenece cada pozo, subsaturado
(Pb < Pwf) o saturado (Pb > Pwf).
Posteriormente se determinó la gravedad específica del agua, gravedad
específica del petróleo, gravedad específica de la mezcla, relación de
solubilidad y presión hidrostática de los pozos, a través de los siguientes
métodos y correlaciones matemáticas:
9
2.1.1 DETERMINACIÓN DE GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA,
PETRÓLEO Y MEZCLA
Se calculó la gravedad específica del agua, mediante la ecuación 1 (Escobar,
2005).
𝑆𝐺𝑤 = 1 + 0.695 × 10−6𝑆 [ 1]
Donde:
SGw: Gravedad específica del agua
S : Concentración de sólidos disueltos - Salinidad (mg/litro)
Se obtuvo la gravedad específica del petróleo mediante la ecuación 2 (Bánzer,
1996).
𝑆𝐺𝑜 =141.5
131.5 + °𝐴𝑃𝐼
[ 2]
Donde:
SGO: Gravedad específica del petróleo
°API: Grados API del crudo
Para representar la gravedad específica de la mezcla se empleó la ecuación
3 (Craft & Hawkins, 1977).
𝑆𝐺𝑚 = 𝑆𝐺𝑤 × 𝐵𝑆𝑊 + 𝑆𝐺𝑜(1 − 𝐵𝑆𝑊) [ 3]
Donde:
SGm: Gravedad específica de la mezcla
SGw: Gravedad específica del agua
BSW: Corte de agua del pozo (fracción)
SGo: Gravedad específica del petróleo
10
2.1.2 DETERMINACIÓN DE LA RELACIÓN DE SOLUBILIDAD (Rs) Y
PRESIÓN HIDROSTÁTICA
Para el cálculo de la relación de solubilidad se aplica la Correlación de
Standing, M.B (Bánzer, 1996), se usó la ecuación 4.
𝑅𝑠 = 𝛾𝑔 [(𝑃𝑏18.2
+ 1.4) 10(0.0125°𝐴𝑃𝐼−0.00091𝑇)]1.2048
[ 4]
Donde:
Rs : Relación de solubilidad (PCS/BLS)
SGg : Gravedad específica del gas
Pb : Presión de burbuja (PSI)
°API: Grados API del crudo
T : Temperatura del yacimiento (°F)
La presión hidrostática permitió identificar si el pozo se encontraba
produciendo con algún sistema de levantamiento artificial o a flujo natural,
utilizando la ecuación 5 (García & Barbosa, 2011).
𝑃𝐻 = 𝑆𝐺𝑚 × 0.433𝑃𝑠𝑖
𝑃𝑖𝑒𝑠× 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑟𝑖𝑜 [ 5]
Donde:
PH: Presión Hidrostática (PSI)
SGm: Gravedad específica de la mezcla
Profreservorio: Profundidad del reservorio (pies)
2.2 DISEÑO DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO
De acuerdo a las consideraciones operacionales de los equipos MTU (Movil
Testing Unit) que dispone la empresa Sertecpet® se establecerán los
siguientes criterios de selección de pozos que permitan la eficiente instalación
y funcionamiento del nuevo sistema de levantamiento artificial por bombeo
hidráulico. Anexo 1.
11
2.2.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN
Este estudio propone realizar el cambio del sistema de levantamiento artificial
a Bombeo Hidráulico Tipo Jet, para lo cual se establecerán los criterios de
selección de pozos a considerar en la tabla 1.
Tabla 1. Criterios de selección de pozos
PARÁMETRO CRITERIO UNIDAD
Mecanismo de producción del yacimiento PH > Pr PSI
Presión de Fondo Fluyente (Pwf) Pwf ≥ 300 PSI
Tasa de producción (Q) Q ≥ 100 BFPD
Tipo de yacimiento – Subsaturado Pb < Pwf PSI
Gravedad API API ≥ 17 °API
Relación de solubilidad (Rs) Rs ≤ 1000 PCS/BLS
BSW (Basic Sediment Water) BSW ≤ 80 %
(Kalwar, Awan, & Qureshi, 2017)
2.2.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA BOMBA
El diseño de un sistema de bombeo hidráulico, se realiza en base a datos
confiables del pozo, que nos permite seleccionar la configuración (nozzle y
garganta) más adecuada; satisfaciendo así las necesidades de los clientes,
conservando la integridad del equipo y del yacimiento.
El diseño y selección de la bomba Jet Claw®, se realizó mediante el Software
Claw de la empresa Sertecpet®, del cual su guía de utilización se detalla en
el anexo 2.
El Software en base a los datos obtenidos de condiciones operacionales,
completaciones e historiales de producción de los pozos, proporciona
multiples posibles configuraciones (nozzle y garganta), a las cuales se les
aplica una serie de parámetros en base a los equipos que dispone la empresa
Sertecpet®, con el propósito de realizar la selección más adecuada.
Parte del diseño de la geometría de la bomba, es la determinación del caudal
de cavitación, el cual se realiza para evitar problemas por cavitación y
disminución de la producción, mediante la ecuación 6 (Sertecpet®, 2010).
𝑄𝑐𝑎𝑣 = 1.25 × 𝑄𝑇 [ 6]
12
Donde:
Qcav: Caudal de cavitación (BFPD)
QT : Caudal total de fluido (BFPD)
Parámetros de aplicación
Se determinó los parámetros de aplicación para seleccionar una adecuada
geometría de la bomba, de acuerdo al detalle de la tabla 2.
Tabla 2. Parámetros de aplicación
PARÁMETRO CRITERIO UNIDAD
Presión de inyección (Piny) 1800 ≥ Piny ≤ 3500 PSI
Caudal de inyección (Qiny) 1000 ≥ Qiny ≤ 3600 BFPD
Caudal de cavitación (Qcav) Qcav > 1.25×QT BFPD
Porcentaje de eficiencia de
levantamiento (%Ef) %Ef ≤ 30%
(Máximo porcentaje de
eficiencia en bombeo
hidráulico tipo Jet 30 %)
(SERTECPET®, 2016)
2.2.3 ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO
HIDRÁULICO MEDIANTE LAS CURVAS DE COMPORTAMIENTO
(IP-IPR)
Se determinó el índice de productividad del petróleo y el índice de
productividad del agua, caudal en el punto de burbuja, caudal máximo y
comportamiento de afluencia en el pozo (IPR), utilizando las ecuaciones del
método de Vogel.
Índice de productividad
Según el método de Vogel se calculó el índice de productividad, cuando el
yacimiento es subsaturado (Pb<Pwf) mediante la ecuación 7.
𝐼𝑃 =𝑄
𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓
[ 7]
Donde:
IP: Índice de productividad del pozo (BFPD/PSI)
Q: Caudal de producción (Bls/día)
Pr: Presión del reservorio (PSI)
13
Pwf: Presión de fondo fluyente (PSI)
Caudal en la presión de burbuja
Para el cálculo del caudal en la presión de burbuja se empleó la ecuación 8.
𝑞𝑏 = 𝐼𝑃(𝑃𝑟 − 𝑃𝑏) [ 8]
Donde:
qb: Caudal en el punto de burbuja (Bls/día)
IP: Índice de productividad del pozo (BFPD /PSI)
Pr: Presión del reservorio (PSI)
Pb: Presión de burbuja (PSI)
Caudal máximo
Para la determinación del caudal máximo se empleó la ecuación 9.
𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝑞𝑏 +𝐼𝑃 × 𝑃𝑏1.8
[ 9]
Donde:
Qmax: Caudal máximo (Bls/día)
qb: Caudal en el punto de burbuja (Bls/día)
IP: Índice de productividad del pozo (BFPD /PSI)
Pb: Presión de burbuja (PSI)
Comportamiento de afluencia del pozo (IPR)
Según el método de Vogel se calculó el IPR de los pozos, cuando el
yacimiento es saturado (Pb>Pwf) mediante la ecuación 10.
𝑄 − 𝑞𝑏𝑄𝑚𝑎𝑥 − 𝑞𝑏
= 1 − 0.2 (𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑏) − 0.8 (
𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑏)2
[ 10]
Donde:
Q : Caudal de producción (Bls/día)
Qmax: Caudal máximo (Bls/día)
Pwf : Presión de fondo fluyente (PSI)
15
3 RESULTADOS Y DISCUSIÓN
3.1 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN, IDENTIFICACIÓN DEL TIPO
DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE LOS
POZOS Y ESTADO ACTUAL DE FUNCIONAMIENTO
A través de la información proporcionada por la empresa Sertecpet® se
obtiene la tabla 3 donde se observa la producción y corte de agua
correspondiente al año 2017 de los pozos para el estudio.
Tabla 3. Producción de los pozos del campo Auca Sur
POZOS
PRODUCCIÓN CORTE DE AGUA
% BFPD BPPD BAPD
ACSA-007 375 225 150 40
ACSC-011 57 51.87 5.13 9
ACSC-011 202 183.82 18.18 9
ACSC-013M1 402 241.20 160.80 40
ACSC-029 118 70.80 47.20 40
ACSC-030 477 429.30 47.70 10
ACSC-031 281 278.19 2.81 1
ACSD-016HR1 248 104.16 143.84 58
ACSD-023 449 444.51 4.49 1
ACSD-023 92 32.20 59.80 65
ACSD-024 466 438.04 27.96 6
ACSD-026 327 317.19 9.81 3
CNO-004 164 49.20 114.80 70
CNO-009 257 154.20 102.80 40
CNO-021R1 134 80.40 53.60 40
CNO-025 90 89.10 0.90 1
CNO-032 150 148.50 1.50 1
CNO-032 74 73.26 0.74 1
CNO-033 91 89.18 1.82 2
CNOA-047 384 230.40 153.60 40
CNOA-048 49 48.51 0.49 1
CNOC-013 493 315.52 177.48 36
CNOC-046R1 69 67.62 1.38 2
CNOC-058 263 84.16 178.84 68
CNOC-059 341 122.76 218.24 64
CNOF-053 191 189.09 1.91 1
CNOF-053 156 154.44 1.56 1
CNOI-039 56 53.76 2.24 4
CNOI-039 84 80.64 3.36 4
CNOI-040S1 267 264.33 2.67 1
CNO-015 89 84.55 4.45 5
CNO-023 88 85.36 2.64 3
16
Tabla 3. Producción de los pozos del campo Auca Sur continuación…
CNO-028R1 122 117.12 4.88 4
RMYA-004 89 86.33 2.67 3
RMYA-004 54 52.38 1.62 3
Mediante el análisis de las completaciones de los pozos del campo Auca Sur,
se elabora la tabla 4 donde se identifica el tipo de yacimiento y sistema de
producción
Tabla 4. Tipo de yacimiento y sistema de producción
POZOS P Pwf
TIPO DE YACIMIENTO SISTEMA DE
PRODUCCIÓN SATURADO
Pb > Pwf
SUBSATURADO
Pb < Pwf
ACSA-007 245 627 Subsaturado Bombeo
electrosumergible
ACSC-011 877 445 Saturado Bombeo
electrosumergible
ACSC-011 927 344 Saturado Bombeo
electrosumergible
ACSC-
013M1 386 1253 Subsaturado
Bombeo
electrosumergible
ACSC-029 180 659 Subsaturado Bombeo
electrosumergible
ACSC-030 942 723 Saturado Bombeo
electrosumergible
ACSC-031 1013 559 Saturado Bombeo
electrosumergible
ACSD-
016HR1 430 1289 Subsaturado
Bombeo
electrosumergible
ACSD-023 180 1118 Subsaturado Bombeo
electrosumergible
ACSD-023 125 1972 Subsaturado Flujo natural
ACSD-024 430 476 Subsaturado Bombeo
electrosumergible
ACSD-026 430 414 Saturado Bombeo
electrosumergible
CNO-004 194 390 Subsaturado Flujo natural
CNO-009 634 526 Saturado Bombeo
electrosumergible
CNO-021R1 72 1040 Subsaturado Flujo natural
CNO-025 620 254 Saturado Bombeo
electrosumergible
CNO-032 634 427 Saturado Bombeo
electrosumergible
CNO-032 620 427 Saturado Bombeo
electrosumergible
CNO-033 620 436 Saturado Bombeo
electrosumergible
17
Tabla 4. Tipo de yacimiento y sistema de producción continuación…
CNOA-047 834 715 Saturado Bombeo
electrosumergible
CNOA-048 834 542 Saturado Bombeo
electrosumergible
CNOC-013 834 1253 Subsaturado Bombeo
electrosumergible
CNOC-
046R1 634 431 Saturado Flujo natural
CNOC-058 169 1169 Subsaturado Flujo natural
CNOC-059 214 304 Subsaturado Bombeo
electrosumergible
CNOF-053 634 441 Saturado Bombeo
electrosumergible
CNOF-053 634 280 Saturado Bombeo
electrosumergible
CNOI-039 194 710 Subsaturado Flujo natural
CNOI-039 194 596 Subsaturado Flujo natural
CNOI-040S1 634 1023 Subsaturado Bombeo
electrosumergible
CNO-015 634 45 Saturado Bombeo mecánico
CNO-023 834 34 Saturado Bombeo mecánico
CNO-028R1 834 273 Saturado Bombeo mecánico
RMYA-004 833 534 Saturado Bombeo
electrosumergible
RMYA-004 833 505 Saturado Bombeo
electrosumergible
Se elabora una síntesis de la tabla 4, identificando el número de pozos por
sistema de producción como se observa en la tabla 5.
Tabla 5. Sistemas de producción
SISTEMAS DE PRODUCCIÓN N° POZOS
Bombeo Electrosumergible 25
Bombeo Mecánico 3
Flujo Natural 7
TOTAL DE POZOS 35
3.1.1 DETERMINACIÓN DE GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA,
PETRÓLEO Y MEZCLA
De acuerdo a los datos proporcionados por la empresa Sertecpet®, se
determinó los parámetros de: gravedad específica del agua, petróleo y de la
mezcla; mediante las ecuaciones (1,2 y 3), como se observa en la tabla 6.
18
Tabla 6. Determinación de gravedades específicas
POZOS
FORMACIÓN
GRAVEDAD
ESPECÍFICA
DEL AGUA
(SGw)
GRAVEDAD
ESPECÍFICA
DEL
PETRÓLEO
(SGo)
GRAVEDAD
ESPECÍFICA
DE LA
MEZCLA
(SGm)
ACSA-007 U-Inferior 1.02 0.948 0.979
ACSC-011 T-Inferior 1.02 0.928 0.936
ACSC-011 U-Inferior 1.02 0.928 0.936
ACSC-013M1 U-Inferior 1.03 0.952 0.982
ACSC-029 Hollín-Superior 1.00 0.864 0.919
ACSC-030 U-Inferior 1.02 0.864 0.880
ACSC-031 T-Inferior 1.01 0.864 0.866
ACSD-016HR1 U-Inferior 1.03 0.949 0.994
ACSD-023 Hollín-Superior 1.03 0.864 0.865
ACSD-023 Hollín-Inferior 1.00 0.864 0.953
ACSD-024 U-Inferior 1.02 0.951 0.955
ACSD-026 U-Inferior 1.02 0.946 0.948
CNO-004 Hollín-Superior 1.00 0.865 0.960
CNO-009 U-Inferior 1.04 0.956 0.990
CNO-021R1 Hollín-Inferior 1.00 0.862 0.918
CNO-025 U-Superior 1.00 0.943 0.943
CNO-032 U-Inferior 1.01 0.952 0.952
CNO-032 U-Superior 1.01 0.952 0.952
CNO-033 U-Superior 1.01 0.966 0.967
CNOA-047 T-Inferior 1.01 0.928 0.963
CNOA-048 U-Superior 1.00 0.952 0.952
CNOC-013 T-Inferior 1.01 0.941 0.967
CNOC-046R1 U-Superior 1.01 0.949 0.950
CNOC-058 Hollín-Superior 1.00 0.860 0.956
CNOC-059 Hollín-Superior 1.00 0.863 0.952
CNOF-053 U-Inferior 1.00 0.950 0.950
CNOF-053 U-Superior 1.00 0.950 0.950
CNOI-039 T-Inferior 1.01 0.938 0.941
CNOI-039 U-Inferior 1.01 0.938 0.941
CNOI-040S1 U-Inferior 1.01 0.938 0.938
CNO-015 U-Inferior 1.00 0.943 0.946
CNO-023 T-Inferior 1.01 0.935 0.937
CNO-028R1 T-Inferior 1.01 0.931 0.934
RMYA-004 U-Inferior 1.01 0.953 0.954
RMYA-004 U-Superior 1.01 0.953 0.954
19
3.1.2 DETERMINACIÓN DE LA RELACIÓN DE SOLUBILIDAD (Rs) Y
PRESIÓN HIDROSTÁTICA (PH)
Para la determinación de estos parámetros se utilizaron las ecuaciones (4 y
5), permitiendo la elaboración de la tabla 7.
Tabla 7. Determinación de Relación de solubilidad y Presión hidrostática
POZOS
FORMACIÓN
RELACIÓN DE
SOLUBILIDAD
(SCF/STB)
PRESIÓN
HIDROSTÁTICA
(PSI)
ACSA-007 U-Inferior 18.03 4174.58
ACSC-011 T-Inferior 113.74 4113.60
ACSC-011 U-Inferior 92.14 4013.10
ACSC-013M1 U-Inferior 29.38 4214.63
ACSC-029 Hollín-Superior 38.84 4114.13
ACSC-030 U-Inferior 138.45 3771.59
ACSC-031 T-Inferior 198.62 3790.66
ACSD-016HR1 U-Inferior 33.67 4220.22
ACSD-023 Hollín-Superior 38.98 4227.59
ACSD-023 Hollín-Inferior 17.40 4248.60
ACSD-024 U-Inferior 33.32 4072.16
ACSD-026 U-Inferior 34.26 4042.15
CNO-004 Hollín-Superior 31.05 4340.00
CNO-009 U-Inferior 65.17 4232.01
CNO-021R1 Hollín-Inferior 24.11 4210.23
CNO-025 U-Superior 68.31 4139.25
CNO-032 U-Inferior 66.77 4188.67
CNO-032 U-Superior 65.07 4188.67
CNO-033 U-Superior 60.29 4241.80
CNOA-047 T-Inferior 127.77 4407.47
CNOA-048 U-Superior 91.87 4221.85
CNOC-013 T-Inferior 118.80 4405.96
CNOC-046R1 U-Superior 67.71 4248.29
CNOC-058 Hollín-Superior 27.79 4412.40
CNOC-059 Hollín-Superior 35.09 4391.18
CNOF-053 U-Inferior 67.47 4221.76
CNOF-053 U-Superior 67.47 4186.38
CNOI-039 T-Inferior 23.34 4155.25
CNOI-039 U-Inferior 19.15 4050.18
CNOI-040S1 U-Inferior 72.07 4034.42
CNO-015 U-Inferior 70.09 4031.30
CNO-023 T-Inferior 122.57 4134.59
CNO-028R1 T-Inferior 125.58 4137.57
RMYA-004 U-Inferior 91.11 4219.55
RMYA-004 U-Superior 91.11 4191.04
20
3.2 DISEÑO DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO
En esta sección se evaluaron los 35 pozos para el cambio de sistema de
levantamiento artificial por bombeo hidráulico; la selección de pozos se realizó
de acuerdo a los criterios establecidos en la tabla1.
3.2.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN
A través de las tablas elaboradas a continuación, se determinarán los pozos
que quedan fuera del proceso de selección de acuerdo a los criterios
establecidos en la tabla 1.
Mecanismo de Producción
Los pozos que trabajan por flujo natural, no necesitan de un sistema de
levantamiento artificial, quedando fuera del proceso de selección, como se
observa en la tabla 8.
Tabla 8. Criterio de selección: Mecanismo de producción
POZO
FORMACIÓN PH
(Psi)
Pr
(Psi)
MECANISMO DE
PRODUCIÓN
(PH<Pr)
ACSD-023 Hollín-Inferior 4248,595 4500 Flujo Natural
CNO-004 Hollín-Superior 4340,004 4400 Flujo Natural
CNO-021R1 H-Inferior 4210,231 4500 Flujo Natural
CNOC-046R1 U-Superior 4248,291 4400 Flujo Natural
CNOC-058 Hollín-Superior 4412,399 4447 Flujo Natural
CNOI-039 T-Inferior 4155,249 4400 Flujo Natural
CNOI-039 U-Inferior 4050,177 4400 Flujo Natural
Luego de la aplicación del criterio “Mecanismo de producción” a los 35 pozos
originales, 7 pozos son eliminados, quedando 28 pozos para la evaluación.
Presión de Fondo Fluyente (Pwf)
Para evitar problemas operacionales en los equipos de la MTU (Movil Testing
Unit), no se consideran los pozos cuya “Presión de fondo fluyente” (Pwf) sean
menores a 300 psi, de acuerdo a la tabla 9.
21
Tabla 9. Criterio de selección: Presión de fondo fluyente
POZO FORMACIÓN Pwf
(Psi)
CNO-025 U-Superior 254
CNOF-053 U-Superior 280
CNO-015 U-Inferior 45
CNO-023 T-Inferior 34
CNO-028R1 T-Inferior 273
De los 28 pozos del anterior paso, 5 pozos no son considerados al no cumplir
con el criterio “Presión de fondo fluyente, quedando 23 pozos para la
evaluación
Tasa de Producción (Q)
De acuerdo al catálogo de servicios de la empresa Sertecpet®, y para evitar
gastos operacionales innecesarios, los pozos con producciones menores a
100 BFPD no serán considerados, como se observa en la tabla 10.
Tabla 10. Criterio de selección: Tasa de producción
POZO FORMACIÓN Tasa de producción
Q (BFPD)
ACSC-011 T-Inferior 57
CNO-032 U-Superior 74
CNO-033 U-Superior 91
CNOA-048 U-Superior 49
RMYA-004 U-Inferior 89
RMYA-004 U-Superior 54
De los 23 pozos restantes, 6 pozos no cumplen con el criterio de “Tasa de
producción”, quedando 17 pozos para la evaluación
Tipo de Yacimiento
Para evitar problemas por cavitación, no se considerarán los pozos con un
yacimiento saturado, de acuerdo a la tabla 11.
Tabla 11. Criterio de selección: Tipo de yacimiento
POZO FORMACIÓN TIPO DE
YACIMIENTO
ACSC-011 U-Inferior Saturado
ACSC-030 U-Inferior Saturado
ACSC-031 T-Inferior Saturado
ACSD-026 U-Inferior Saturado
22
Tabla 11. Criterio de selección: Tipo de yacimiento continuación…
CNO-009 U-Inferior Saturado
CNO-032 U-Inferior Saturado
CNOA-047 T-Inferior Saturado
CNOF-053 U-Inferior Saturado
De los 17 pozos restantes, 8 pozos no cumplen con el criterio “Tipo de
yacimiento”, quedando 9 pozos.
Pozos candidatos para el cambio de sistema de levantamiento artificial
Los pozos descritos a continuación, cumplen con todos criterios de selección,
incluidos: Gravedad API, Relación de solubilidad (Rs) y Corte de agua (BSW);
teniendo como resultado la tabla 12.
Tabla 12. Parámetros de los pozos seleccionados
POZO FORMACI
ÓN
TIPO DE
YACIMIENT
O
MECANISMO DE
PRODUCCIÓN Pwf
TASA DE
PRODUC
CIÓN
ACSA-007 U-Inferior Subsaturado Bombeo
electrosumergible 627
375
ACSC-013M1 U-Inferior Subsaturado Bombeo
electrosumergible 1253 402
ACSC-029 H-Superior Subsaturado Bombeo
electrosumergible 659 118
ACSD-016HR1 U-Inferior
Subsaturado
Bombeo
electrosumergible 1289 248
ACSD-023 H-Superior Subsaturado Bombeo
electrosumergible 1118 449
ACSD-024 U-Inferior Subsaturado Bombeo
electrosumergible 476 466
CNOC-013 T-Inferior Subsaturado Bombeo
electrosumergible 1253 493
CNOC-059 H-Superior Subsaturado Bombeo
electrosumergible 304 341
CNOI-040S1 U-Inferior Subsaturado Bombeo
electrosumergible 1023 267
3.2.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA BOMBA
El diseño y selección de la bomba Jet Claw®, se realizó mediante el Software
Claw de la empresa Sertecpet®, del cual su guía de utilización se detalla en
el anexo 2; a continuación se realizará la descripción de la selección de la
nueva configuración de Bombeo Hidráulico, para cada uno de los pozos
candidatos, de acuerdo a la tabla 12.
23
Pozo ACSA-007
Tabla 13. Resultados de diseño Pozo ACSA-007
FORMACIÓN U Inferior
GEOMETRÍA DE LA BOMBA 11J
PARÁMETROS DE APLICACIÓN DEL DISEÑO
PRESIÓN DE INYECCIÓN
(PSI) 2926
CAUDAL DE INYECCIÓN
(BFPD) 2337
CAUDAL DE CAVITACIÓN
(BFPD) 668
EFICIENCIA (%)
20
TIPO DE FLUIDO MOTRIZ Agua
PRODUCCIÓN (BFPD) 375
Pozo ACSC-013M1
Tabla 14. Resultados de diseño Pozo ACSC-013M1
FORMACIÓN U Inferior
GEOMETRÍA DE LA BOMBA 10I
PARÁMETROS DE APLICACIÓN DEL DISEÑO
PRESIÓN DE INYECCIÓN
(PSI) 3173
CAUDAL DE INYECCIÓN
(BFPD) 1674
CAUDAL DE CAVITACIÓN
(BFPD) 641
EFICIENCIA (%)
23
TIPO DE FLUIDO MOTRIZ Agua
PRODUCCIÓN (BFPD) 402
24
Pozo ACSC-029
Tabla 15. Resultados de diseño Pozo ACSC-029
FORMACIÓN Hollín
Superior
GEOMETRÍA DE LA BOMBA 9G
PARÁMETROS DE APLICACIÓN DEL DISEÑO
PRESIÓN DE INYECCIÓN
(PSI) 2425
CAUDAL DE INYECCIÓN
(BFPD) 1411
CAUDAL DE CAVITACIÓN
(BFPD) 392
EFICIENCIA (%)
13
TIPO DE FLUIDO MOTRIZ Agua
PRODUCCIÓN (BFPD) 118
Pozo ACSD-016HR1
Tabla 16. Resultados de diseño Pozo ACSD-016HR1
FORMACIÓN U Inferior
GEOMETRÍA DE LA BOMBA 10H
PARÁMETROS DE APLICACIÓN DEL DISEÑO
PRESIÓN DE INYECCIÓN
(PSI) 2269
CAUDAL DE INYECCIÓN
(BFPD) 1540
CAUDAL DE CAVITACIÓN
(BFPD) 672
EFICIENCIA (%)
21
TIPO DE FLUIDO MOTRIZ Agua
PRODUCCIÓN (BFPD) 248
25
Pozo ACSD-023
Tabla 17. Resultados de diseño Pozo ACSD-023
FORMACIÓN Hollín
Superior
GEOMETRÍA DE LA BOMBA 11J
PARÁMETROS DE APLICACIÓN DEL DISEÑO
PRESIÓN DE INYECCIÓN
(PSI) 3365
CAUDAL DE INYECCIÓN
(BFPD) 2384
CAUDAL DE CAVITACIÓN
(BFPD) 593
EFICIENCIA (%)
24
TIPO DE FLUIDO MOTRIZ Petróleo
PRODUCCIÓN (BFPD) 449
Pozo ACSD-024
Tabla 18. Resultados de diseño Pozo ACSD-024
FORMACIÓN U Inferior
GEOMETRÍA DE LA BOMBA 12K
PARÁMETROS DE APLICACIÓN DEL DISEÑO
PRESIÓN DE INYECCIÓN
(PSI) 3500
CAUDAL DE INYECCIÓN
(BFPD) 3076
CAUDAL DE CAVITACIÓN
(BFPD) 672
EFICIENCIA (%)
22
TIPO DE FLUIDO MOTRIZ Petróleo
PRODUCCIÓN (BFPD) 466
26
Pozo CNOC-013
Tabla 19. Resultados de diseño Pozo CNOC-013
FORMACIÓN T Inferior
GEOMETRÍA DE LA BOMBA 10H
PARÁMETROS DE APLICACIÓN DEL DISEÑO
PRESIÓN DE INYECCIÓN
(PSI) 3377
CAUDAL DE INYECCIÓN
(BFPD) 1739
CAUDAL DE CAVITACIÓN
(BFPD) 680
EFICIENCIA (%)
28
TIPO DE FLUIDO MOTRIZ Agua
PRODUCCIÓN (BFPD) 493
Pozo CNOC-059
Tabla 20. Resultados de diseño Pozo CNOC-059
FORMACIÓN Hollín
Superior
GEOMETRÍA DE LA BOMBA 12K
PARÁMETROS DE APLICACIÓN DEL DISEÑO
PRESIÓN DE INYECCIÓN
(PSI) 3023
CAUDAL DE INYECCIÓN
(BFPD) 3203
CAUDAL DE CAVITACIÓN
(BFPD) 498
EFICIENCIA (%)
17
TIPO DE FLUIDO MOTRIZ Agua
PRODUCCIÓN (BFPD) 341
27
Pozo CNOI-040S1
Tabla 21. Resultados de diseño Pozo CNOI-040S1
FORMACIÓN U Inferior
GEOMETRÍA DE LA BOMBA 11I
PARÁMETROS DE APLICACIÓN DEL DISEÑO
PRESIÓN DE INYECCIÓN
(PSI) 2614
CAUDAL DE INYECCIÓN
(BFPD) 2137
CAUDAL DE CAVITACIÓN
(BFPD) 418
EFICIENCIA (%)
23
TIPO DE FLUIDO MOTRIZ Petróleo
PRODUCCIÓN (BFPD) 267
28
De acuerdo a los resultados de diseño, se realiza la tabla 22; donde se muestra el resumen de la selección de la configuración
(nozzle y garganta), aplicando los parámetros de diseño en el software Claw, de acuerdo al siguiente detalle.
Tabla 22. Resumen de resultados de diseño de los pozos candidatos para cambio de sistema de levantamiento artificial
POZO FORMAC
IÓN
GEOMETRÍA
DE LA
BOMBA
PARÁMETROS DE APLICACIÓN DEL DISEÑO
TIPO DE
FLUIDO
MOTRIZ
PRODUCCI
ÓN BFPD
BSW
%
TIPO DE
BOMBA
PRESIÓN
DE
INYECCIÓN
PSI
CAUDAL DE
INYECCIÓN
BFPD
CAUDAL DE
CAVITACIÓ
N
BFPD
EFICIE
NCIA
%
ACSA-007 U Inferior 11J 2926 2337 668 20 Agua 375 40 Directa
ACSC-
013M1 U Inferior 10I 3173 1674 641 23 Agua 402 40 Directa
ACSC-029 Hollín
Superior 9G 2425 1411 392 13 Agua 118 40 Directa
ACSD-
016HR1 U Inferior 10H 2269 1540 672 21 Agua 248 58 Directa
ACSD-023 Hollín
Superior 11J 3365 2384 593 24 Petróleo 449 1 Directa
ACSD-024 U Inferior 12K 3500 3076 672 22 Petróleo 466 6 Directa
CNOC-013 T Inferior 10H 3377 1739 680 28 Agua 493 36 Directa
CNOC-059 Hollín
Superior 12K 3023 3203 498 17 Agua 341 64 Directa
CNOI-040S1 U Inferior 11I 2614 2137 418 23 Petróleo 267 1 Directa
29
3.2.3 ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO
HIDRÁULICO MEDIANTE LAS CURVAS DE COMPORTAMIENTO
(IP-IPR)
Mediante la tabla 23 de las condiciones de fondo de los pozos ACSA-007,
ACSC-013M1, ACSC-029, ACSD-016HR1, ACSD-023, ACSD-024, CNOC-
013, CNOC-059 y CNOI-040S1; proporcionada por la empresa Sertecpet®
se inicia la determinación de las curvas de comportamiento IP-IPR
Tabla 23. Condiciones de fondo de los pozos seleccionados para cambio de sistema de
levantamiento artificial
POZO
PARÁMETRO
Q
(BFPD)
Pr
(PSI)
Pwf
(PSI)
Pb
(PSI)
BSW
%
ACSA-007 375 2146 627 245 40
ACSC-013M1 402 1859 1253 386 40
ACSC-029 118 4100 659 180 40
ACSD-016HR1 248 1500 1289 430 58
ACSD-023 449 4100 1118 180 1
ACSD-024 466 1560 476 430 6
CNOC-013 493 2404 1253 834 36
CNOC-059 341 4200 304 214 64
CNOI-040S1 267 3652 1023 634 1
Se procede a realizar el análisis de comportamiento de afluencia mediante el
método de Voguel, de cada uno de los pozos seleccionados para cambio de
sistema de levantamiento artificial a bombeo hidráulico
Pozo ACSA 007- U Inferior
Tabla 24. Resultados del método de Voguel Pozo ACSA-007
PARÁMETRO RESULTADOS UNIDAD
IP Compuesto 0.247 BFPD/PSI
qb 469.305 Bls/día
Qmax 502.908 Bls/día
IP Oil 0.148 BPPD/PSI
IP Water 0.099 BAPD/PSI
Geometría 11 J N/A
30
Tabla 25. Comportamiento de afluencia Pozo ACSA-007
Pfw qt Qo qw
2146 0 0 0
1946 49.375 29.625 19.750
1746 98.749 59.250 39.500
1546 148.124 88.874 59.250
1346 197.498 118.499 78.999
1146 246.873 148.124 98.749
946 296.248 177.749 118.499
746 345.622 207.373 138.249
546 394.997 236.998 157.999
346 444.371 266.623 177.749
245 469.305 281.583 187.722
200 479.508 287.705 191.803
146 489.357 293.614 195.743
50 500.416 300.250 200.167
0 502.908 301.745 201.163
Figura 1. Curva IP-IPR Pozo ACSA-007
0
500
1000
1500
2000
2500
0 100 200 300 400 500 600
Pw
f (P
SI)
Q (Bls/día)
IPR Pozo ACSA-007 IP Oil IP Water
31
La curva de comportamiento de afluencia del pozo ACSA-007 se identificó que
su potencial máximo de producción es 502.908 BFPD, con un IP Compuesto
de 0.247 BFPD/PSI. Determinando que el diseño de la nueva configuración
de bombeo hidráulico (geometría 11J) obtenido mediante el diseño en el
Software Claw, permite no solo mantener, sino superar la producción del pozo
con el nuevo sistema de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario
de corte de agua y alargar la vida del pozo se recomienda mantener la
producción actual o producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 469.305
Bls/día) para evitar producción excesiva de gas.
Pozo ACSC-013M1
Tabla 26. Resultados del método de Voguel Pozo ACSC-013M1
PARÁMETRO RESULTADOS UNIDAD
IP Compuesto 0.663 BFPDPSI
qb 977.139 Bls/día
Qmax 1119.394 Bls/día
IP Oil 0.398 BPPD/PSI
IP Water 0.265 BAPD/PSI
Geometría 10 I N/A
Tabla 27. Comportamiento de afluencia Pozo ACSC-013M1
Pfw qt qo qw
1859 0 0 0
1650 138.644 83.186 55.457
1450 271.317 162.790 108.527
1250 403.990 242.394 161.596
1050 536.663 321.998 214.665
850 669.337 401.602 267.735
650 802.010 481.206 320.804
450 934.683 560.810 373.873
386 977.139 586.283 390.855
250 1053.229 631.937 421.292
100 1104.385 662.631 441.754
50 1113.799 668.279 445.520
0 1119.394 671.636 447.758
32
Figura 2. Curva IP-IPR Pozo ACSC-013M1
En la figura 2 se observa el comportamiento del pozo ACSC-013M1 donde su
potencial máximo de producción es 1119.394 BFPD, con un IP Compuesto de
0.663 BFPD/PSI. Determinando que el diseño de la nueva configuración de
bombeo hidráulico (geometría 10 I) obtenido mediante el diseño en el
Software Claw, permite no solo mantener, sino superar la producción del pozo
con el nuevo sistema de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario
de corte de agua y alargar la vida del pozo se recomienda mantener la
producción actual o producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 977.139
Bls/día) para evitar producción excesiva de gas.
Pozo ACSC-029
Tabla 28. Resultados del método de Voguel Pozo ACSC-029
PARÁMETRO RESULTADOS UNIDAD
IP Compuesto 0.034 BFPDPSI
qb 134.426 Bls/día
Qmax 137.855 Bls/día
IP Oil 0.021 BPPD/PSI
IP Water 0.014 BAPD/PSI
Geometría 9 G N/A
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 200 400 600 800 1000 1200
Pw
f (P
SI)
Q (Bls/día)
IPR Pozo ACSC-013M1 IP Oil IP Water
33
Tabla 29. Comportamiento de afluencia Pozo ACSC-029
Pfw qt qo qw
4100 0 0 0
3700 13.717 8.230 5.487
3300 27.434 16.460 10.974
2900 41.151 24.690 16.460
2500 54.868 32.921 21.947
2100 68.585 41.151 27.434
1700 82.302 49.381 32.921
1300 96.019 57.611 38.407
900 109.736 65.841 43.894
600 120.023 72.014 48.009
300 130.311 78.187 52.124
180 134.426 80.656 53.770
150 135.379 81.227 54.151
100 136.628 81.977 54.651
50 137.453 82.472 54.981
0 137.855 82.713 55.142
Figura 3. Curva IP-IPR Pozo ACSC-029
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Pw
f (P
SI)
Q (Bls/día)
IPR Pozo ACSC-029 IP Oil IP Water
34
De acuerdo a la figura 3 se identificó que el potencial máximo de producción
del pozo ACSC-029 es 137.855 BFPD, con un IP Compuesto de 0.034
BFPD/PSI. Determinando que el diseño de la nueva configuración de bombeo
hidráulico (geometría 9 G) obtenido mediante el diseño en el Software Claw,
permite no solo mantener, sino superar la producción del pozo con el nuevo
sistema de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario de corte de
agua y alargar la vida del pozo se recomienda mantener la producción actual
o producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 134.426 Bls/día) para evitar
producción excesiva de gas.
Pozo ACSD-016HR1
Tabla 30. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-016HR1
PARÁMETRO RESULTADOS UNIDAD
IP Compuesto 1.175 BFPD/PSI
qb 1257.630 Bls/día
Qmax 1538.410 Bls/día
IP Oil 0.494 BPPD/PSI
IP Water 0.682 BWPD/PSI
Geometría 10 H N/A
Tabla 31. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-016HR1
Pfw qt qo qw
1500 0 0 0
1300 235,071 98,730 136,341
1100 470,142 197,460 272,682
900 705,213 296,190 409,024
700 940,284 394,919 545,365
500 1175,355 493,649 681,706
430 1257,630 528,205 729,426
300 1389,896 583,756 806,140
100 1513,202 635,545 877,657
50 1528,843 642,114 886,729
25 1534,386 644,442 889,944
0 1538,410 646,132 892,278
35
Figura 4. Curva IP-IPR Pozo ACSD-016HR1
En la figura 4 se identificó que el potencial máximo de producción del pozo
ACSD-016HR1 es 1538.410 BFPD, con un IP Compuesto de 1.175
BFPD/PSI. Determinando que el diseño de la nueva configuración de bombeo
hidráulico (geometría 10 H) obtenido mediante el diseño en el Software Claw,
permite no solo mantener, sino superar la producción del pozo con el nuevo
sistema de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario de corte de
agua y alargar la vida del pozo se recomienda mantener la producción actual
o producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 1257.630 Bls/día) para
evitar producción excesiva de gas.
Pozo ACSD-023
Tabla 32. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-023
PARÁMETRO RESULTADOS UNIDAD
IP Compuesto 0.151 BFPD/PSI
qb 590.235 Bls/día
Qmax 605.292 Bls/día
IP Oil 0.149 BPPD /PSI
IP Water 0.002 BWPD /PSI
Geometría 11 J N/A
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800
Pw
f (P
SI)
Q (Bls/día)
IPR Pozo ACSD-016HR1 IP Oil IP Water
36
Tabla 33. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-023
Pfw qt qo qw
4100 0 0 0
3700 60.228 59.626 0.602
3300 120.456 119.252 1.205
2900 180.684 178.877 1.807
2500 240.912 238.503 2.409
2100 301.140 298.129 3.011
1700 361.368 357.755 3.614
1300 421.596 417.380 4.216
900 481.824 477.006 4.818
500 542.052 536.632 5.421
180 590.235 584.332 5.902
150 594.752 588.804 5.948
120 599.269 593.276 5.993
100 602.280 596.258 6.023
75 606.045 599.984 6.060
50 609.809 603.711 6.098
25 613.573 607.437 6.136
0 617.337 611.164 6.173
Figura 5. Curva IP-IPR Pozo ACSD-023
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 100 200 300 400 500 600 700
Pw
f (P
SI)
Q (Bls/día)
IPR Pozo ACSD-023 IP Oil IP Water
37
De acuerdo a la figura 5 se identificó que el potencial máximo de producción
del pozo ACSD-023 es 605.292 BFPD, con un IP Compuesto de 0.151
BFPD/PSI. Determinando que el diseño de la nueva configuración de bombeo
hidráulico (geometría 11 J) obtenido mediante el diseño en el Software Claw,
permite no solo mantener, sino superar la producción del pozo con el nuevo
sistema de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario de corte de
agua y alargar la vida del pozo se recomienda mantener la producción actual
o producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 590.235 Bls/día) para evitar
producción excesiva de gas.
Pozo ACSD-024
Tabla 34. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-024
PARÁMETRO RESULTADOS UNIDAD
IP Compuesto 0.430 BFPD/PSI
Qb 485.775 Bls/día
Qmax 588.471 Bls/día
IP Oil 0.404 BPPD/PSI
IP Water 0.026 BWPD /PSI
Geometría 12 K N/A
Tabla 35. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-024
Pfw qt qo qw
1560 0 0 0
1360 85.978 80.819 5.159
1160 171.956 161.638 10.317
960 257.934 242.458 15.476
760 343.911 323.277 20.635
560 429.889 404.096 25.793
430 485.775 456.628 29.146
360 513.690 482.869 30.821
200 561.144 527.476 33.669
100 579.251 544.496 34.755
50 584.972 549.873 35.098
0 588.471 553.162 35.308
38
Figura 6. Curva IP-IPR Pozo ACSD-024
En la figura 6 del pozo ACSD-024 se identificó que el potencial máximo de
producción es 588.471 BFPD, con un IP Compuesto de 0.430 BFPD/PSI.
Determinando que el diseño de la nueva configuración de bombeo hidráulico
(geometría 12 K) obtenido mediante el diseño en el Software Claw, permite
no solo mantener, sino superar la producción del pozo con el nuevo sistema
de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario de corte de agua y
alargar la vida del pozo se recomienda mantener la producción actual o
producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 485.775 Bls/día) para evitar
producción excesiva de gas.
Pozo CNOC-013
Tabla 36. Resultados del método de Voguel Pozo CNOC-013
PARÁMETRO RESULTADOS UNIDAD
IP Compuesto 0.428 BFPD /PSI
qb 672.467 Bls/día
Qmax 870.924 Bls/día
IP Oil 0.274 BPPD /PSI
IP Water 0.154 BWPD /PSI
Geometría 10 H N/A
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 100 200 300 400 500 600 700
Pw
f (P
SI)
Q (Bls/día)
IPR Pozo ACSD-024 IP Oil IP Oil
39
Tabla 37. Comportamiento de afluencia Pozo CNOC-013
Pfw qt qo qw
2404 0 0 0
2200 87.378 55.922 31.456
2000 173.043 110.747 62.295
1800 258.707 165.573 93.135
1600 344.372 220.398 123.974
1400 430.036 275.223 154.813
1200 515.701 330.049 185.652
1000 601.366 384.874 216.492
834 672.467 430.379 242.088
800 686.767 439.531 247.236
600 760.197 486.526 273.671
400 815.366 521.834 293.532
200 852.275 545.456 306.819
0 870.924 557.391 313.533
Figura 7. Curva IP-IPR CNOC-013
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Pw
f (P
SI)
Q (Bls/día)
IPR Pozo CNOC-013 IP Oil IP Water
40
De acuerdo a la figura 7 del pozo CNOC-013 se identificó que el potencial
máximo de producción es 870.924 BFPD, con un IP Compuesto de 0.428
BFPD/PSI. Determinando que el diseño de la nueva configuración de bombeo
hidráulico (geometría 10 H) obtenido mediante el diseño en el Software Claw,
permite no solo mantener, sino superar la producción del pozo con el nuevo
sistema de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario de corte de
agua y alargar la vida del pozo se recomienda mantener la producción actual
o producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 672.467 Bls/día) para evitar
producción excesiva de gas.
Pozo CNOC-059
Tabla 38. Resultados del método de Voguel Pozo CNOC-059
PARÁMETRO RESULTADOS UNIDAD
IP Compuesto 0.088 BFPD/PSI
qb 348.877 Bls/día
Qmax 359.283 Bls/día
IP Oil 0.032 BPPD /PSI
IP Water 0.056 BWPD /PSI
Geometría 12 K N/A
Tabla 39. Comportamiento de afluencia Pozo CNOC-059
Pfw qt qo qw
4200 0 0 0
3900 26.258 9.453 16.805
3500 61.268 22.056 39.211
3100 96.278 34.660 61.618
2700 131.289 47.264 84.025
2300 166.299 59.868 106.431
1900 201.309 72.471 128.838
1500 236.319 85.075 151.244
1100 271.330 97.679 173.651
700 306.340 110.282 196.057
214 348.877 125.596 223.281
200 350.067 126.024 224.043
150 353.734 127.344 226.390
100 356.493 128.337 228.155
50 358.342 129.003 229.339
0 359.283 129.342 229.941
41
Figura 8. Curva IP-IPR Pozo CNOC-059
En la figura 8 se identificó que el potencial máximo de producción del pozo
CNOC-059 es 359.283 BFPD, con un IP Compuesto de 0.088 BFPD/PSI.
Determinando que el diseño de la nueva configuración de bombeo hidráulico
(geometría 12 K) obtenido mediante el diseño en el Software Claw, permite
no solo mantener, sino superar la producción del pozo con el nuevo sistema
de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario de corte de agua y
alargar la vida del pozo se recomienda mantener la producción actual o
producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 348.877 Bls/día) para evitar
producción excesiva de gas.
Pozo CNOI-040S1
Tabla 40. Resultados del método de Voguel Pozo CNOI-040S1
PARÁMETRO RESULTADOS UNIDAD
IP Compuesto 0.102 BFPD /PSI
qb 306.507 Bls/día
Qmax 342.278 Bls/día
IP Oil 0.101 BPPD /PSI
IP Water 0.001 BWPD /PSI
Geometría 11 I N/A
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Pw
f (P
SI)
Q (Bls/día)
IPR Pozo CNOC-059 IP Oil IP Water
42
Tabla 41. Comportamiento de afluencia Pozo CNOI-040S1
Pfw qt qo qw
3652 0 0 0
3352 30.468 30.163 0.305
3052 60.936 60.326 0.609
2752 91.404 90.490 0.914
2452 121.871 120.653 1.219
2152 152.339 150.816 1.523
1852 182.807 180.979 1.828
1552 213.275 211.142 2.133
1252 243.743 241.305 2.437
952 274.211 271.469 2.742
634 306.507 303.442 3.065
550 314.535 311.390 3.145
350 329.607 326.311 3.296
150 338.984 335.594 3.390
100 340.438 337.033 3.404
50 341.536 338.121 3.415
0 342.278 338.855 3.423
Figura 9. Curva IP-IPR Pozo CNOI-040S1
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Pw
f (P
SI)
Q (Bls/día)
IPR Pozo CNOI-040S1 IP Oil IP Water
43
En la figura 9 se identificó que el potencial máximo de producción del pozo
CNOI-040S1 es 342.278 BFPD, con un IP Compuesto de 0.102 BFPD/PSI.
Determinando que el diseño de la nueva configuración de bombeo hidráulico
(geometría 11 I) obtenido mediante el diseño en el Software Claw, permite no
solo mantener, sino superar la producción del pozo con el nuevo sistema de
levantamiento. Para evitar un incremento innecesario de corte de agua y
alargar la vida del pozo se recomienda mantener la producción actual o
producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 306.507 Bls/día) para evitar
producción excesiva de gas.
44
4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
Se estableció los parámetros de aplicación para el diseño del nuevo
sistema de bombeo hidráulico mediante el software Claw, estos
parámetros han sido seleccionados en base a las condiciones
operativas de los equipos MTU de la compañía.
Se identificó que los pozos ACSA-007, ACSC-013M1, ACSC-029,
ACSD-016HR1, ACSD-023, ACSD-024, CNOC-013, CNOC-059 y
CNOI-040S1. Son aptos para cambio de sistema de levantamiento
artificial a bombeo hidráulico.
De acuerdo a los resultados se determinó que para los pozos ACSA-
007, ACSC-013M1, ACSC-029, ACSD-016HR1, CNOC-013 y CNOC-
059, el fluido motriz a inyectarse por bombeo hidráulico será agua,
debido a que su corte de agua está en el rango de 36% ≥ BSW ≤ 64%.
Mientras que en los pozos ACSD-023, ACSD-024 y CNOI-040S1 su
fluido motriz será petróleo debido a que su corte de agua se encuentra
entre 1% ≥ BSW ≤ 6%.
Se determinó que los resultados más óptimos son de los pozos ACSA-
007, ACSC-013M1, ACSD-016HR1, ACSD-023, ACSD-024, CNOC-
013 y CNOI-040S1. Debido a que su eficiencia de levantamiento es
mayor al 20%, por lo que presentarán menores problemas operativos
al momento de realizar el cambio de sistema de levantamiento.
Luego del análisis del comportamiento de afluencia de los pozos
seleccionados para cambio de sistema de levantamiento artificial
mediante las curvas IP-IPR. Se concluye que el cambio del sistema de
levantamiento artificial es adecuado. En vista que puede mantener o
mejorar el potencial de producción del pozo; minimizando el riesgo del
incremento desproporcionado de corte de agua.
45
4.2 RECOMENDACIONES
Para futuros proyectos, se sugiere aplicar el sistema de levantamiento
artificial por bombeo hidráulico. De manera más extendida en los pozos
del oriente ecuatoriano. Con el propósito de mantener o incrementar la
producción minimizando los riesgos de invasión de agua.
Para estudios posteriores, al momento de realizar el cambio de sistema
de levantamiento artificial a bombeo hidráulico. Se recomienda
mantener la producción, bajo el caudal al punto de burbuja (qb). Para
evitar una producción excesiva de gas, un incremento innecesario de
corte de agua y por ende alargar la vida del pozo.
Para futuros diseños de geometría (nozzle y garganta) de bombeo
hidráulico. Se recomienda tener en consideración que el caudal de
cavitación sea de al menos 1.25 veces la producción total. Para evitar
problemas de cavitación en la geometría seleccionada.
46
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49
AN EX
ANEXO 1.
CRITERIOS GENERALES A CONSIDERAR EN LA
SELECCIÓN DE LOS POZOS PARA EL CAMBIO DEL
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL A
BOMBEO HIDRÁULICO
Para realizar el cambio de sistema de levantamiento artificial, se deben tomar
diferentes consideraciones de las condiciones de fondo y superficie de los
pozos; en lo que respecta a esta investigación, se analizarán los siguientes
factores:
Tasa de producción
En vista que los datos proporcionados son de pozos con producciones igual o
menores a 500 BFPD. Para el desarrollo de este trabajo se consideraron
pozos con un valor de producción ≥ 100 BFPD, para evitar pérdidas
económicas. Se debe tomar en cuenta que el sistema de levantamiento
artificial por bombeo hidráulico, tiene una excelente capacidad de
levantamiento. El cual es aplicable a cualquier tipo de condición de operación
Razón Gas Disuelto-Petróleo (Rs)
Este parámetro influye en la selección del método de levantamiento artificial
debido a que generalmente todos los sistemas pierden eficiencia a medida
que se incrementa el Rs. Siendo el bombeo hidráulico tipo Jet un excelente
método para el manejo de gas. Se considerará un Rs ≤ 1000 PCS/BLS
Tipo de yacimiento
Es necesario identificar el tipo de yacimiento (saturado o subsaturado) de
cada uno de los pozos. En el presente estudio se seleccionará los pozos con
un yacimiento subsaturado. Donde la Presión de burbuja sea menor a la
Presión de fondo fluyente (Pb < Pwf), para evitar problemas de cavitación en
la bomba hidráulica tipo Jet.
Gravedad API
El proceso de levantamiento se dificulta a medida que la gravedad API
disminuye. Debido a que su relación con la viscosidad es directamente
proporcional, teniendo dificultades para llevar el fluido a superficie. De
acuerdo a los equipos que dispone la empresa Sertecpet S.A, se tomará en
consideración los valores de API ≥ 17
BSW (Basic Sediment Water)
En vista que los datos proporcionados son de pozos con producciones
menores. El incremento de agua en la producción de petróleo haría que el
50
proyecto no sea rentable por lo que se tomará en cuenta un corte de agua
BSW ≤ 80 %
Mecanismo de producción del yacimiento
Para el presente análisis, se consideraran pozos que produzcan por medio de
un sistema de levantamiento artificial. Para lo cual, la Presión Hidrostática
debe ser mayor a la Presión de reservorio (PH > Pr).
Presión de fondo fluyente
Para realizar un diseño eficiente de la geometría de la bomba hidráulica tipo
jet, se seleccionaran pozos con una Pwf ≥ 300 psi.
Temperatura del yacimiento
Las bombas hidráulicas tipo jet pueden operar con temperaturas hasta 500 ºF.
Siempre y cuando sus equipos estén fabricados con materiales resistentes a
elevadas temperaturas
51
ANEXO 2.
PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO Y SELECCIÓN
DE LA BOMBA JET CLAW EN EL SOFTWARE CLAW
1. INFORMACIÓN GENERAL
Una vez ingresado al programa, se procede a abrir archivo nuevo, luego
de ingresar los datos generales de cada pozo, se procede a ingresar el tipo
de pozo (vertical, desviado u horizontal) y tipo de fluido (petróleo o gas)
2. DATOS DEL RESERVORIO
En la ventana de Datos PVT, se ingresó los parámetros del reservorio:
presión del reservorio, temperatura del reservorio, corte de agua, gravedad
específica del gas, gravedad específica del agua, gravedad API,
producción diaria, presión de burbuja, presión del separador, temperatura
del separador, la composición de la mezcla (agua, gas y petróleo) y se
determina el Rs mediante la correlación de Standing.
52
3. DATOS IPR
En esta ventana, se ingresó los datos de presión de fondo fluyente,
profundidad del reservorio (TVD), profundidad de la bomba (TVD). Donde
se calcula nueva presión de fondo fluyente (Pwf), a la cual la bomba jet
funcionara de manera óptima.
53
4. SELECCIÓN DE BOMBA
Se ingresó los parámetros del fluido, se debe considerar que cuando el
BSW es < 10 % el tipo de fluido motriz a inyectarse es petróleo y se utilizara
su respectiva gravedad API, caso contrario es agua con una gravedad de
fluido motriz de 10 °API.
En el apartado “Datos de producción para diseño de la bomba”, se ingresa
la nueva presión de fondo fluyente calculada en el paso anterior, la cual
será la Presión de Entrada a la Bomba Jet @ Caudal deseado; la “Longitud
de la Línea de Flujo” será la profundidad de asentamiento de la bomba
(TVD) + 50 pies de tubería desde el equipo MTU hasta el cabezal de pozo.
Datos mecánicos del pozo, la bomba Jet Claw inyectá fluido por la tubería
de producción y retornará por el espacio anular, se ingresó los datos de:
diámetro externo de la tubería de producción (OD), diámetro interno de la
tubería de producción (ID) y diámetro interno de la tubería de revestimiento
(ID).
Para realizar una adecuada selección de la geometría de la bomba Jet se
aplicó parámetros de aplicación detallados en la tabla 2, donde se obtiene
como resultado la configuración de la bomba.