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i UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO, GAS NATURAL Y PETROQUIMICA “IMPLEMENTACION DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ELECTRO-PCP EN EL LOTE X” TESIS PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE: INGENIERO DE PETROLEO Y GAS NATURAL ELABORADO POR: JUAN DANIEL ROMERO ZANABRIA PROMOCIÓN: 2011-2 LIMA – PERU 2015
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO,
GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
“IMPLEMENTACION DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL ELECTRO-PCP EN EL LOTE X”
TESIS
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO DE PETROLEO Y GAS NATURAL
ELABORADO POR:
JUAN DANIEL ROMERO ZANABRIA
PROMOCIÓN: 2011-2
LIMA – PERU 2015
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DEDICATORIA
En primera instancia a Dios por bendecirme con vida, salud y sabiduría que me está
permitiendo cumplir mis metas.
Lo dedico a mis padres por su preocupación, esfuerzo, gran cariño, por enseñarme el
valor del trabajo constante y por su motivación incondicional.
A la vez dedico a mis profesores de la facultad de Petróleo que estuvieron en el
proceso dentro de lo cual fue mi carrera, porque cada uno de ellos aportó a formar
parte de lo que soy, son parte fundamental de este crecimiento como persona y como
estudiante,
A cada una de las personas como mi novia, familiares y amigos que me brindan su
apoyo y que con un granito de arena contribuyeron para que esto se transforme en una
realidad.
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SUMARIO
En la actualidad la industria petrolera ha dejado a un lado muchos campos que por su
avanzado estado de depletación y consiguientemente bajo índice de productividad y
escasa energía, no se consideraban atractivos para su explotación, a estos
campos generalmente se les llama campos maduros. Dada la demanda en aumento
de hidrocarburos por parte de las naciones industrializadas, en desarrollo y las
condiciones del precio del crudo durante los últimos años, muchas empresas se han
volcado de nuevo sobre estos campos anteriormente poco llamativos, al identificarlos
como una alternativa más para satisfacer dicha demanda. El retomar estos campos
implementando un sistema artificial adeudado representaría un impacto menor en
tiempo y costo, que el asociado a la exploración de nuevos campos, dado que ya se
cuenta con la información del campo, además de una infraestructura base que puede
ser aprovechada.
Los sistemas de levantamiento artificial más empleados a nivel mundial son: Bombeo
Mecánico, Bombeo Hidráulico, Bombeo Electro sumergible, PCP, Gas Lift, sin embargo
el hecho de que alguno de estos sistemas haya sido utilizado anteriormente en un
campo no implica que este mismo sistema sea el más eficiente para optimizar o
reactivar los pozos, por lo que el ingeniero de producción requiere diseñar un sistema
de levantamiento más adecuado, con un rango de aplicabilidad entre uno y otro
sistema el cual permita emplear ventajas de ambos sistemas.
En el caso del sistema de levantamiento con bombeo electro sumergible y el PCP son
sistemas artificiales muy buenos ya que son usados para regímenes altos, sin embargo
en campos maduros estos sistemas se convierten comúnmente no viables presentando
menos ventajas que otros sistemas, por ello en este trabajo se muestra una alternativa
como necesidad de implementar nuevas tecnologías que amplíen el rango de la
aplicabilidad del sistema artificial como es el sistema de levantamiento artificial Electro
PCP, el cual también permitirá aprovechar la economía actual que posibilita la inversión
en las mismas.
iv
Varios campos en el Perú tales como en el Lote X presentan características que
dificultan la extracción de petróleo, tales como la geometría, la profundidad,
consolidación de las formaciones, generando algunas pérdidas que se pueden mitigar
implementado el sistema de levantamiento electro-PCP por presentar ventajas tanto del
sistema electrosumergible y del sistema por cavidades progresivas y esto basado en un
estudio confiable y preciso.
La implementación del sistema Electro – PCP, se realizó mediante un estudio técnico
en el cual se diseñó el sistema artificial de acuerdo a las condiciones mecánicas
(Geometría, dimensiones, frecuencia de fallas) y productivas del pozo (IP),
demostrando la aplicabilidad y mejora extractiva que ofrecerá dicho sistema para pozos
que no cuenten con gran potencial de producción como es el caso de la zona de
Central y Carrizo en el Lote X (campo maduro). A la vez se determina mediante un
estudio económico la viabilidad de la implementación del sistema extrativo, esto
mediante indicadores económicos (Valor actual, rentabilidad, tiempo de recobro),
logrando aumentar la rentabilidad de inversión , disminuyendo costos operativos, los
indice de frecuencia de falla del pozo, los tiempos de recobro de inversión.
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INDICE
DEDICATORIA .................................................................................................................ii
SUMARIO ....................................................................................................................... iii
CAPITULO I.- INTRODUCCIÓN .................................................................................... 1
1.1 ANTECEDENTES DEL PROYECTO ................................................................. 1
1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA .................................................................... 5
1.3 JUSTIFICACIÓN DEL PLAN DE TESIS............................................................. 5
1.4 DEFINICIÓN DE LOS OBJETIVOS ................................................................... 6
1.4.1 OBJETIVO GENERAL ................................................................................. 6
1.4.2 OBJETIVO ESPECÍFICO ............................................................................ 6
1.5 FORMULACIÓN DE LA HIPÓTESIS Y VARIABLES ......................................... 7
1.5.1 HIPÓTESIS GENERAL ............................................................................... 7
1.5.2 DETERMINACIÓN DE VARIABLES ............................................................ 7
CAPITULO II.- MARCO TEORICO................................................................................ 8
2.1 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ................................................... 8
2.1.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE............................................................ 8
2.1.2 BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS PCP ................................. 14
2.1.3 BOMBEO ELECTRO-PCP CON CAVIDADES PROGRESIVAS ............... 25
CAPITULO III.- METODOLOGÍA PARA ANÁLISIS Y .................................................. 32
SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS ...................................................................... 32
3.1 CREACIÓN DE MÉTODO DE ANÁLISIS......................................................... 32
3.1.1 PROCEDIMIENTO .................................................................................... 32
3.1.2 CRITERIOS DE SELECCIÓN ................................................................... 33
3.1.3 APLICACIÓN DE LA METODOLOGIA DE ANÁLISIS ............................... 37
CAPÍTULO IV.- RESULTADOS DE LA METODOLOGÍA DE SELECCIÓN ................. 46
4.1 SELECCIÓN DEL POZO CE2-9036 ................................................................ 54
4.1.1 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN ....................................................... 54
4.1.2 INFORMACIÓN DE PRODUCCION .......................................................... 55
4.1.3 INDICE DE PRODUCTIVIDAD .................................................................. 59
4.1.4 INDICE DE FRECUENCIA DE FALLAS .................................................... 61
vi
CAPITULO V.- ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD TÉCNICA ..................................... 62
5.1 DATOS DEL POZO .......................................................................................... 62
5.2 DATOS DEL FLUIDO ....................................................................................... 63
5.3 FUENTE DE ENERGIA .................................................................................... 63
5.3.1 GENERACIÓN .......................................................................................... 63
5.3.2 DISTRIBUCIÓN ......................................................................................... 63
5.4 POSIBLE PROBLEMAS................................................................................... 64
5.4.1 ARENAMIENTO Y/O DEPOSITACIÓN ..................................................... 64
5.5 SELECCIÓN DE LA BOMBA ........................................................................... 65
5.5.1 TIPO DE ELASTÓMEROS PARA HIDROCARBUROS............................. 65
5.5.2 CÁLCULO DE GAS ................................................................................... 65
5.5.3 CÁLCULO DEL DIFERENCIAL DE PRESIÓN .......................................... 69
5.6 VELOCIDAD DE BOMBEO OPERACIONAL ................................................... 71
5.7 REQUERIMIENTO DE ENERGÍA .................................................................... 71
5.8 TORQUE REQUERIDO POR LA BOMBA ESCPCP ....................................... 72
5.9 SELECCIÓN DE BOMBA Y PERFORMANCE ................................................ 72
5.10 SELECCIÓN DE MOTOR ................................................................................ 73
5.11 SELECCIÓN DE PROTECTOR ....................................................................... 75
5.12 SELECCIÓN DEL CABLE ................................................................................ 75
5.12.1 CÁLCULO DE VOLTAJE SUPERFICIAL REQUERIDO ............................ 76
5.13 VARIADOR DE VELOCIDAD ........................................................................... 77
CAPITULO VI.- ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD FINANCIERA ................................ 79
6.1 VALOR PRESENTE NETO .............................................................................. 79
6.2 TASA INTERNA DE RETORNO ...................................................................... 80
6.3 TIEMPO DE RETORNO................................................................................... 81
6.4 RELACIÓN COSTO – BENEFICIO .................................................................. 81
6.5 PROCEDIMIENTO Y RESULTADOS .............................................................. 82
6.5.1 TIEMPO DE ANÁLISIS Y COSTO ............................................................. 82
6.5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO CONSIDERANDO DIFERENTES ESCENARIOS
86
6.5.3 RESULTADOS ECONÓMICOS ................................................................ 97
vii
CAPITULO VII.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................... 105
7.1 CONCLUSIONES .......................................................................................... 105
7.2 RECOMENDACIONES .................................................................................. 107
CAPITULO VIII.- REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA ..................................................... 109
ANEXOS ..................................................................................................................... 111
ANEXO A. Tiempos, fallas e IFF para la zona de estudio ....................................... 111
ANEXO B. Costos unitarios ..................................................................................... 115
ANEXO C. Tipos de curvas de declinación .............................................................. 115
ANEXO D. Diagrama de bomba Electro PCP .......................................................... 116
ANEXO E. Instructivo de montaje de la bomba ESPCP. ......................................... 117
ANEXO F. Diseño de completación de producción del pozo CE2-9036 antes y
después de la implementación del sistema ESPCP. ............................................... 119
1
CAPITULO I.- INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES DEL PROYECTO
La producción de un campo maduro exige un análisis cuidadoso de los posibles
sistemas de levantamiento artificial (ALS) que deben aplicarse. Por lo tanto, es
necesario estudiar las características de cada uno de los pozos de esos campos y
definir su rango de aplicabilidad del sistema Electro PCP cuyo estudio y principios
se ha desarrollado durante las últimas décadas.
Los primeros indicios de investigación sobre las cavidades progresivas se encuentra
en torno a 1930 el Dr. René Moineau en su tesis “Un Nuevo Mecanismo de
Cavidades”, presenta un innovador mecanismo cuya característica era la cavidad
con la innovación de que no utilizaba accesorios adicionales para el aislamiento de
la cavidad.
Este mecanismo, llamado mecanismo René Moineau en su honor, basa su
operación en el movimiento relativo entre dos piezas (rotor y estator) las cuales
están construidas siguiendo una geometría muy particular que le permitía generar
un movimiento peristáltico dentro de las cavidades.
En su ensayo Moineau analiza diversos aspectos de la operación de su mecanismo
y propone una diversidad de equipos basados en él, en 1932 patenta la primera de
2
esas equipos bajo el nombre de “bomba de cavidades progresivas (BCP)" y en el
año 1933 logra construirlo por primera vez tal como actualmente se le conoce.
Hoy en día las bombas de cavidades progresivas son aplicadas en la industria del
petróleo, como un nuevo sistema artificial en la industria petrolera adquiriendo auge
muy rápidamente permitiendo desarrollar nuevos desafíos por ejemplo en 1979,
algunos operadores de Canadá, de yacimientos con petróleos viscosos y alto
contenido de arena, comenzaron a experimentar con bombas de cavidades
progresivas obteniendo resultados positivos, para abril del 2008 en la cuenca del
golfo San Jorge – Argentina, se encontraban 2097 pozos activos con este sistema
de levantamiento artificial, así también en campos de Venezuela en la Faja del
Orinoco y otros países.
Los estudios teóricos y prácticos que realizó Moineau serán de gran utilidad en esta
investigación ya que él sustenta el principio de funcionamiento de las bombas por
cavidades progresivas lo cual es el principio en el que se basa el sistema de
levantamiento artificial llamado Electro PCP.
En el año 2001, se aplica el sistema ESPCP como alternativa en el campo
Mukhaizna ubicado en Omán, tomando un pozo piloto de 3000 pies de profundidad,
tipo horizontal y con crudo pesado, el sistema logra mostrar alta fiabilidad y alta
eficiencia de operación, reduce el tiempo no productivo, posterior a la instalación y
evidencia de las virtudes del sistema se instalan 80 pozos más con el sistema
ESPCP, logrando un ahorro el del costo operativo.
En el año 2002 en pozos de California con profundidades promedio de 4500 pies,
presentaba problemas por sedimentos en el pozo, por los que las bombas
electrosumergibles tenían un tiempo de vida de 134 a 170 días, deciden
implementar el sistema ESPCP logrando mitigar la sedimentación en el pozo y por
ende la mejora del tiempo de operación de la bomba hasta por 1338 días, y
disminuyendo el costo operativo.
3
En investigaciones más recientes los ingenieros Álvaro Fabián Muñoz Rodríguez y
Edgar Torres Torres (2007), de la Universidad Industrial De Santander, a través de
su tesis: “Evaluación técnica de las estrategias de levantamiento artificial
implementadas en campos maduros, el diseño de una herramienta software de
selección”, donde realizan una metodología de selección del sistema artificial ya que
si alguno de los sistemas convencionales haya sido utilizado anteriormente en un
campo no implica que este mismo sistema sea el más eficiente para su reactivación.
Por esta razón surge la necesidad de plantear un sistema de selección (screening)
de los métodos anteriormente aplicados.
En el desarrollo de su investigación Muños y Torres plantean como opción de
método artificial combinado Electro PCP (Bombeo electrosumergible por cavidades
progresivas) en la cual sustenta el principio de funcionamiento y los criterios según
la información que tienen de campo para establecer los rangos de aplicabilidad del
sistema Electro PCP en base a la tasa de producción, profundidad, presión de
fondo, tamaño de tubería revestidora (“casing”), grado de inclinación, presión de
fondo fluyente, etc.
En su investigación, ellos concluyen que para la implementación de un sistema de
levantamiento artificial como el Electro PCP en un campo maduro, la Herramienta
“Software MUTOR” (programa MUTOR) es una excelente alternativa de orientación,
ya que permite determinar de forma fácil y rápida la aplicabilidad del sistema
permitiendo saber si el sistema de levantamiento artificial, tales como el Electro
PCP u otro sistema sea el adecuado para ser aplicado para las condiciones de
operación del pozo o campo, y también permite saber aquellos aspectos en los
cuales se destacarían el sistema escogido, las dificultades y restricciones que
tendrían y las posibles alternativas de solución a tales inconvenientes. Esto es
posible gracias a la completa base de datos con que cuenta, producto de la
investigación, el análisis y la reflexión crítica realizada en materia de levantamiento
artificial, nuevas tecnologías y rangos de aplicabilidad de los sistemas de
levantamiento artificial.
4
Esta investigación nos va a permitir identificar los criterios básicos y principales para
generar una metodología de selección de los pozos candidatos para nuestra
investigación en el campo maduro del Nor-Oeste Peruano ya que los parámetros de
selección van a depender de las características del campo y de los pozos en
estudio.
En el 2012 una investigación realizada por la Ingeniera Naydú Yesenia Rico
también de la Universidad Industrial de Santander a través de su tesis realiza un
estudio para la implementación de un sistema de levantamiento artificial por
bombeo electro sumergible con cavidades progresivas en el campo “Llanito” de la
compañía Ecopetrol. Con el objetivo de tener bases para la toma de decisiones
futuras para el desarrollo del campo se realizó el estudio que abarcó la posible
implementación del sistema de levantamiento artificial de Bombeo electro
sumergible con cavidades progresivas desde un punto de vista técnico y viable para
el campo maduro “Llanito”, y esto se realiza a través de un método diseñado, el cual
está sujeta a datos e información del pozo tales como el caudal, el índice de
productividad y el índice de fallas, desviación del pozo, etc., éste a su vez esto va
relacionado con un estudio económico.
La investigación permite observar las ventajas del sistema artificial electro
sumergible con cavidades progresivas en comparación con otros, permitiendo
analizar en base a los datos del campo del campo “Llanito”, mostrando un resultado
positivo ya que no generaría pérdidas económicas (Relación Costo Beneficio = 1.2;
Eficiencia = 51%) considerando el precio del crudo 88.23 $/Barriles (fines de año)
en el tiempo en el cual se realizó la investigación.
En conclusión se logra establecer bases para la toma de decisiones futuras para el
desarrollo del campo en función a una posible implementación del sistema de
levantamiento artificial de Bombeo electrosumergible por cavidades progresivas.
Dicho trabajo permite evidenciar que el sistema Electro PCP es un sistema
combinado que a partir de sus ventajas permitirá ser un sistema extractivo para
campos maduros y esto permite sustentar la aplicación de dicho sistema en campos
como el Nor-oeste peruano como es en el Lote X.
5
1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
Los sistemas de levantamiento artificial convencionales tales como el bombeo
mecánico, el bombeo neumático (gas asistido), bombeo hidráulico, el achique
(swab) o el bombeo electro sumergible no están logrando ser eficientes o viables
tanto en costo, mantenimiento y tiempo de recuperación de reservas para aquellos
pozos de campos maduros que se encuentran en proyectos tales como
recuperación secundaria y/o reactivaciones de pozos, etc., que se encuentran en el
Lote X generando pérdidas operativas, altos costo por barrilaje producido y en el
caso del achique (“suab”) riesgo de contaminación ambiental.
Por lo tanto se tiene la necesidad de aplicar un nuevo sistema artificial que permita
ampliar el rango de aplicabilidad, optimizando la producción y disminuyendo costos
de operación en el Lote.
1.3 JUSTIFICACIÓN DEL PLAN DE TESIS
Debido a los nuevos retos que se presentan en los métodos de extracción y en la
producción de petróleo en los campos en el Perú, además en donde los campos
maduros poseen la necesidad de aplicar sistemas más rentables y/o eficientes para
desarrollar proyectos de recuperación y/o emplear métodos alternativos como
sistemas artificiales no convencionales lo que conlleva a implementar nuevos
sistemas artificiales más eficiencias con capacidad de producción más altos y con
bajos costos.
Ante esta necesidad, en los yacimientos Carrizo y Central del Lote X se está
recomendando implementar el sistema artificial por bombeo de cavidades
progresivas ya que el uso de este sistema ha demostrado en otros campos maduros
de similares características, ubicados en África y el Estado de California en
EEUUAA, ser más eficiente frente a otros sistemas artificiales tradicionales en
proyectos tales como recuperación secundaría por inyección de agua, demostrando
mayor eficiencia tanto en costo como en, eficiencia de levantamiento y tiempo de
recobro.
6
1.4 DEFINICIÓN DE LOS OBJETIVOS
1.4.1 OBJETIVO GENERAL
Determinar la aplicabilidad técnica y eficiente del sistema Electro PCP de
acuerdo a las condiciones que presenta un campo maduro como son los pozos
del Lote X en el Nor-Oeste Peruano.
Demostrar mediante indicadores económicos la rentabilidad y sustento
económico de la implementación de un sistema de Electo PCP en un campo
maduro como es el Lote X en el No-Oeste peruano.
1.4.2 OBJETIVO ESPECÍFICO
Desarrollar una metodología para la selección de pozos candidatos para la
implementación del sistema artificial Electro PCP en los pozos del Lote X,
partiendo del conocimiento de sus condiciones mecánicas, características del
reservorio, potencial del pozo, modelo de bomba, y BHA de fondo.
Identificar el rango de aplicabilidad y el principio de funcionamiento de la bomba
Electro PCP, las ventajas que ofrece y las limitaciones que presenta
Lograr la optimización de la producción en los pozos del Lote X mediante la
implementación del sistema artificial de bombeo de cavidades progresivas y
determinar el incremental de reservas obtenidas.
Determinar las magnitudes de los indicadores económicos tales como la
rentabilidad de inversión, los ingresos netos y el beneficio obtenido por cada
unidad monetaria invertida esto a varios escenarios en función de los costos y
los pronósticos de producción incrementales esperados por el pozo.
7
1.5 FORMULACIÓN DE LA HIPÓTESIS Y VARIABLES
1.5.1 HIPÓTESIS GENERAL
El mejoramiento del sistema de levantamiento extractivo en pozos del Lote X
será logrado mediante la combinación de las ventajas mecánico-eléctricas de los
sistemas extractivos convencionales tales como el sistema por bombeo de
cavidades progresivas y el sistema electro sumergible que permite ampliar el
rango de aplicabilidad del sistema extractivo artificial, y a la vez muestra
indicadores económicos viables y mejores que un sistemas extractivo
convencional.
1.5.2 DETERMINACIÓN DE VARIABLES
Rango de aplicación del sistema.
- Índice de frecuencia de falla.
- Producción del pozo.
- Consumo de energía mecánico-eléctrico del sistema.
Indicadores económicos.
- Rentabilidad.
- Relación costo beneficio.
- Inversión y valor actual recuperado.
- Costo operativo.
Sistema de levantamiento artificial.
8
CAPITULO II.- MARCO TEORICO
2.1 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
La selección e implementación de un sistema de levantamiento artificial depende de
las condiciones y las necesidades del pozo, por tal razón a continuación se
explicará brevemente los 2 sistemas de levantamiento artificial convencionales que
conforman el sistema de levantamiento artificial Electro PCP con el fin de conocer
sus principales características.
2.1.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial que se
caracteriza para manejar altos caudales a diferente profundidades. Este sistema
emplea una bomba centrifuga que esta acoplada a un motor, transformando la
energía eléctrica en energía mecánica (bomba) la cual impulsa la columna de
fluido de un nivel determinado hasta la superficie.
El sistema ESP está compuesto por 2 equipos, uno de superficie y uno de
subsuelo.
9
2.1.1.1 EQUIPO DE SUPERFICIE DEL SISTEMA ELECTROSUMERGIBLE
CABEZAL DEL POZO
El cabezal puede ser de 2 tipos: cabezal tipo Hércules, se utiliza en pozos
con baja presión en el anular y de baja profundidad, estos poseen un
colgador de tubería tipo cuña y un pasaje para el cable.
El cabezal tipo roscado se utiliza en operaciones costa afuera, pozos con alta
presión de gas en el anular o para instalaciones más profundas. El cabezal
de boca de pozo debe estar equipado con el empaque cerrado alrededor del
cable y la tubería de producción para evitar fugas de gas o la surgencia
imprevista del pozo.
GENERADOR DE POTENCIA ELÉCTRICA
Es el equipo que genera la potencia eléctrica necesaria para la operación de
fondo. El principal medio para la generación de la potencia eléctrica en un
campo es un generador de corriente alterna AC. Estos generadores
convierten la energía mecánica en energía eléctrica la cual se transmite a
través del sistema de transmisión y de distribución
TRANSFORMADOR REDUCTOR (SDT)
Se encarga de reducir el voltaje de la línea de la tensión al voltaje requerido
en la entrada del variador de velocidad o del controlador, si se tiene un
generador no es necesario emplear el transformador reductor SDT.
VARIADOR DE FRECUENCIA
Es el equipo encargado de controlar la frecuencia de trabajo del motor de la
bomba, por lo tanto se puede aumentar o disminuir la velocidad de la misma.
La velocidad es directamente proporcional a la frecuencia de operación, por
lo tanto el caudal entregado por la bomba de acuerdo a su velocidad puede
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ser controlado por la variación de la frecuencia suministrada, teniendo en
cuenta los límites de la carga que puede soportar el motor.
TRASFORMADOR ELEVADOR (SUT)
Se encarga de incrementar el voltaje que sale del controlador de frecuencia
al voltaje nominal requerido por el motor para que opere eficientemente.
CAJA DE VENTEO
Está localizada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, en esta se
une el cable de potencia que suministra energía al motor con el equipo de
superficie.
Su principal función es ventear cualquier migración de gas proveniente del
pozo a través del cable de potencia.
2.1.1.2 EQUIPO DE SUBSUELO DEL SISTEMA ELECTROSUMERGIBLE
MOTOR
Los motores utilizados en bombeo electrosumergible pueden ser motores de
inducción, trifásicos, tipo jaula de ardilla y 2 polos. Está diseñado de acuerdo
a los requerimientos de potencia de cada etapa, el gradiente de fluido y la
cabeza total dinámica levantar. Estos motores son llenados con aceite
mineral altamente refinado y con alta resistencia dieléctrica para soportar las
condiciones a las cuales es sometido.
11
Figura 1.
Partes del motor electrosumergible.
(Partes del motor BES)
SELLO PROTECTOR
Este sello conecta el eje del motor a la bomba o al separador de gas. Sus
principales funciones son evitar que el fluido del pozo contamine el fluido
dieléctrico del motor, absorber esfuerzos que transmite el eje de la bomba.
ENTRADA DE LA BOMBA (INTAKE)
Es un ensamble mecánico a través del cual pasa el fluido del pozo al interior
de la bomba, también sirve para darle rodamiento que absorbe los esfuerzos
axiales que transmite el eje.
CABLE DE POTENCIA
Es uno de los componentes más importantes y delicados del sistema BES.
Su función es transmitir la energía eléctrica desde la superficie al motor y
transmitir las señales de presión y temperatura registradas por el sensor de
fondo a la superficie.
BOMBA CENTRÍFUGA
Está conformada por un número determinado de etapas y cada etapa permite
bombear una cantidad de fluido de acuerdo al diseño de la misma, el número
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de etapas a utilizar depende del caudal que se quiere levantar. Cada etapa
consiste en un impulsor rotativo y un difusor estacionario, los cuales proveen
la energía de fluido.
Figura 2.
Partes de la bomba centrífuga.
(Bomba centrífuga)
Entre los elementos complementarios del sistema están el separador de gas,
válvulas check y bleeder, centralizadores, protectores de cable, herramienta
en Y, empaquetaduras, conectores eléctricos y sistema de inyección de
líquidos.
13
Figura 3.
Equipos de superficie y fondo del sistema electrosumergible.
14
2.1.2 BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS PCP
La bomba por cavidades progresivas (PCP) fue inventada en 1932 por un
Ingeniero Aeronáutico francés llamado René Moineau, quien estableció la
empresa llamada PCM POMPES S.A. para la fabricación de la misma.
Hoy en día las bombas de cavidades progresivas son aplicadas en la industria
del petróleo, como un nuevo sistema artificial en la industria petrolera
adquiriendo auge muy rápidamente permitiendo desarrollar nuevos desafíos por
ejemplo en 1979, algunos operadores de Canadá, de yacimientos con petróleos
viscosos y alto contenido de arena, comenzaron a experimentar con bombas de
cavidades progresivas obteniendo resultados positivos, para abril del 2008 en la
cuenca del golfo de San Jorge se encontraron 2097 pozos activos con este
sistema de levantamiento artificial, así también en campos de Venezuela en la
Faja del Orinoco, en California y otros países.
Actualmente en el Perú se usa este sistema de levantamiento artificial tanto en
la selva peruana, para proyectos de producción de petróleos pesados con cortes
de arena hasta un 50 % como es en la zona de Pacaya.
Este sistema de levantamiento está compuesto por equipos de superficie y de
subsuelo. A continuación se detalla lo más importante.
2.1.2.1 EQUIPOS DE SUPERFICIE DEL SISTEMA POR CAVIDADES
PROGRESIVAS
Los equipos de superficie deben ser capaces de proveer la energía requerida
por el sistema, por tal razón debe cumplir con lo siguiente:
- Suspender la sarta de varillas y soportar la carga axial del equipo de
fondo.
- Entregar el torque requerido en el vástago.
- Rotar el vástago a la velocidad requerida.
- Evitar la fuga de fluidos en la superficie.
CABEZAL DE ROTACIÓN: Este es un equipo de accionamiento mecánico
instalado en la superficie directamente sobre la cabeza de pozo. Consiste en
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un sistema de rodamientos o cojinetes que soportan la carga axial del
sistema, un sistema de freno (mecánico o hidráulico) que puede estar
integrado a la estructura del cabezal o ser un dispositivo externo.
MOTOR: La principal función del motor en el sistema es proveer la potencia
requerida para generar el movimiento de rotación que se le debe suministrar
al rotor. La potencia es función directa del torque y esta relación está
expresada en la siguiente ecuación:
𝑃 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 =∁ ∗ Tsarta ∗ N
μ transmisión
Dónde:
P requerido= Potencia total requerida por el sistema (Kw o Hp).
T sarta = Torque total sobre la sarta de varillas (N*m o Lbs.*ft).
N = Velocidad de rotación del sistema (%).
C = Constante (Métrico = 1.504*10-2 o Ingles = 1.917*10-6).
SISTEMA DE TRANSMISIÓN: Como sistema de transmisión se conoce el
dispositivo utilizado para transferir la energía desde la fuente de energía
primaria (motor eléctrico o de combustión interna) hasta el cabezal de
rotación.
Para la transmisión de torsión de una máquina motriz a una máquina
conducida, existen al menos tres métodos muy utilizados: Transmisión con
engranajes, correas flexibles de caucho reforzado y cadenas de rodillos.
SISTEMA DE CORREAS Y POLEAS: La relación de transmisión con poleas
y correas debe ser determinada dependiendo del tipo de cabezal
seleccionado y de la potencia/torque que se deba transmitir a las varillas de
bombeo (a la PCP). En el caso de los cabezales sin cajas reductoras
16
(directos) la relación es directa y viene determinada por la velocidad del
motor y la velocidad requerida por el sistema.
Figura 4.
Tipos de cabezal de accionamiento por engranajes, directo y angular
SISTEMA DE FRENADO: La segunda función importante del cabezal es la de
frenado que requiere el sistema una vez y rota en marcha inversa, llamado
“Back-Spin”. Cuando un sistema PCP está en operación, una cantidad
significativa de energía se acumula en forma de torsión sobre las varillas. Si el
sistema se para repentinamente, la sarta de varillas de bombeo libera esa
energía girando en forma inversa para liberar torsión.
Figura 5.
Sistemas de frenado
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VARIADORES DE FRECUENCIA: Estos equipos son utilizados para brindar
flexibilidad al cambio de velocidad en corto tiempo y sin reducir a
modificaciones mecánicas en los equipos. El variador de frecuencia rectifica la
corriente alterna requerida por el motor y la regula electrónicamente
produciendo una señal de salida con frecuencia y voltaje diferente. Al variar la
frecuencia, varia la velocidad de rotación ya que ambas son proporcionales,
finalmente al variar la velocidad de operación, varía la producción.
2.1.2.2 EQUIPOS DE SUBSUELO DEL SISTEMA POR CAVIDADES
PROGRESIVAS
ROTOR
El rotor posee una fabricación de acero altamente resistente, mecanizado
con precisión y se reduce con una capa de material con alta resistencia a la
abrasión por medio de un proceso electroquímico de cromado.
El rotor es mecanizado a diferentes diámetros y espesores de cromado, la
variación de estos dos parámetros permiten un ajuste fino de la interferencia.
Este se conecta a una sarta de varillas de bombeo las cuales le transmiten el
movimiento de rotación desde la superficie (accionamiento o impulsor).
ESTATOR
El estator es un cilindro de acero el cual está revestido con un elastómero
sintético (polímero), moldeado en forma de hélice enfrentada entre sí, cuyos
pasos son el doble del paso de la hélice del rotor.
18
Figura 6.
Equipos de superficie y de fondo del sistema PCP
(Componentes de un sistema PCP)
19
ELASTÓMERO
El elastómero constituye el elemento más “delicado” de la bomba de
Cavidades Progresivas de su correcta determinación y su interferencia con el
rotor depende en gran medida la vida útil de la bomba de cavidades
progresivas. El elastómero reviste internamente al estator y como está
compuesto de un polímero posee la propiedad de deformarse y recuperarse
elásticamente, esto hace que se produzca la interferencia entre el rotor y el
estator la cual determina la hermeticidad entre cavidades contiguas y en
consecuencia la eficiencia de la bomba (bombeo). Los elastómeros deben
presentar resistencia química para manejar los fluidos producidos y
excelentes propiedades mecánicas para resistir los esfuerzos y la abrasión.
Los elastómeros más utilizados en la aplicación del sistema de cavidades
progresivas (PCP), poseen bases Nitrílicas (Convencionales), Hidrogenación
Catalítica (Hidrogenados) y Fluoelastómeros.
Figura 7.
Partes principales de la bomba PCP
Vista Transversal de la bomba PCP
20
Muestra de tipos en tamaños y fomas del bombas PCP
NIPLE DE PARO
El niple de paro es un tubo de pequeña longitud, el cual se instala bajo el
Estator. Sus funciones son:
- Servir de punto tope al rotor cuando se realiza el espaciamiento del
mismo.
- Brindar un espacio libre al rotor de manera que permita la libre elongación
de la sarta de varillas durante la operación del sistema.
- Impedir que el rotor y/o las varillas lleguen al fondo del pozo en caso de
producirse rotura o desconexión de estas últimas.
- Servir de punto de conexión para accesorios tales como anclas de gas o
anti torque, filtros de arena, etc.
NIPLE DE MANIOBRA
El movimiento excéntrico de la cabeza del rotor junto con el acople de unión
a la primera varilla, describe un círculo de diámetro mayor que su propio
diámetro. El diámetro que permite este movimiento es de D+2E, donde:
21
- “D” es el mayor de los diámetros, el de la cabeza del rotor o el diámetro
externo del acople.
- “E” es la excentricidad de la bomba (dato suministrado por el fabricante).
- El niple de maniobra debe contar con un diámetro interno mayor que el
resultado obtenido con la expresión D+2E. En cuanto a su longitud, la
misma deberá ser la suficiente de manera de garantizar que la cabeza del
rotor (en condiciones de operación) se encuentra en el interior del dicho
niple.
NIPLE DE DRENAJE
Se utiliza para desalojar el crudo de la tubería de producción en aquellos
casos cuando no es posible sacar el rotor de la bomba. La mayoría de los
niples de drenaje se activan aplicando presión interna a la tubería de
producción.
NIPLE X
Se utiliza con el fin de detectar agujeros o uniones defectuosos en la sarta de
tubería, se acostumbra realizar una prueba de presión durante la operación
de bajada de la misma. Para realizar esta prueba se puede instalar un niple
de asiento “X”, sobre el estator de la bomba, en el cual se asienta una válvula
fija con pescante, la cual es fácil de recuperar luego de la prueba.
Si el pozo presenta problemas de corrosión y la tubería es re-utilizada, es
recomendable asentar la válvula en el niple “X” e ir probando a medida que
se bajan los tubulares, por ejemplo, cada 10 tubos; de esta manera es más
fácil detectar y corregir la existencia de algún tubo defectuoso.
ANCLA DE TORQUE
Al girar la sarta en el asiento de la agujas del reloj, se realiza la acción de
girar la columna también hacia la derecha, es decir hacia el sentido de
desenrosque de la tubería. A esto se suma la vibración producida en la
columna por las ondas armónicas ocasionadas por el giro de la hélice del
22
rotor dentro del estator. La combinación de ambos efectos puede producir el
desprendimiento del tubing. El ancla de torque evita este problema. Cuanto
más la columna tiende al desenrosque, más se ajusta el ancla. Debe ir
siempre instalada debajo del estator, elemento de la columna donde el
esfuerzo de torque es mayor. No siempre es necesaria su instalación, ya que
en bombas de menor caudal a bajas velocidades o bajas profundidades, no
se tienen torques importantes y/o se producen grandes vibraciones. No
obstante, es recomendable en todos los casos.
Figura 8.
Ancla de torque
(Vista de perfil de ancla de torque)
ANCLA DE GAS
La eficiencia volumétrica de la bomba por cavidades progresivas (PCP), al
igual que la de otros tipos de bombas, es afectada de manera significativa
por la presencia de gas libre en su interior. Anclas de gas es el nombre que
comúnmente se emplea para referirse a los separadores estáticos gas-liquido
de fondo de pozo, generalmente la separación gas-liquido ocurre fuera del
ancla desviándose el gas al espacio anular entre la tubería de producción y el
líquido es enviado a la bomba, las anclas de gas no son 100% eficientes por
lo que una porción del mismo es arrastrado a su interior y de allí a la bomba.
23
CENTRALIZADOR DE VARILLAS
Los centralizadores de varillas se suelen colocar solo en aquellos pozos con
desviaciones o inclinaciones muy pronunciadas para evitar el desgaste de
varillas/tubería y reducir el torque. El cojinete de los centralizadores son de
plástico duro para resistir las incrustaciones de arena, aromáticos, H2S, CO2;
un buen diseño de su ubicación alarga la vida útil de las varillas y la tubería
de producción.
Figura 9.
Centralizador de varillas
“TUBING” (TUBERÍA DE PRODUCCIÓN)
En caso de haber instalado un ancla de torque, la columna se arma con
torque óptimo API, correspondiente a su diámetro. Si existiera arena, aún con
ancla de torque, se debe ajustar con el torque máximo API, de este modo en
caso de quedar el ancla atrapada, existen más probabilidades de librarla, lo
que se realiza girando la columna hacia la izquierda. Si no hay ancla de
torque, se debe ajustar también con el máximo API, para prevenir el
desenrosque de la tubería de producción.
TROZO DE MANIOBRA
Es una varilla corta la cual es muy importante instalar encima del otro cuando
el sistema gira a una velocidad superior a 250 rmp. Debido a su longitud y al
movimiento excéntrico del motor que se trasmite directamente a ella, la varilla
24
instalada tiende a doblarse y rozar contra las paredes del interior de la
tubería de producción.
VARILLA DE BOMBEO API
Son las encargadas de transmitir el movimiento rotatorio generado por el
sistema de impulsión en superficie al rotor de la bomba. Las varillas en este
sistema soportan la carga axial generada por el propio peso de la sarta, más
el par de torsión debido al movimiento rotatorio. La combinación de estas dos
fuerzas nos da el esfuerzo total que debe soportar el sistema, el mismo que
tiene el valor máximo en el extremo superior de la sarta de varillas (eje de
impulsión) cuyo valor no debe sobrepasar los 14000 psi. Los diámetros
máximos utilizados están limitaos por el diámetro de la tubería de producción
(tubing).
2.1.2.3 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE BOMBA PCP
El sistema de levantamiento artificial por cavidades progresivas PCP,
consiste de una bomba de desplazamiento positivo conformada por 2 partes
principales, un rotor de acero de forma helicoidal de n lóbulos que gira dentro
de un estator en forma de helicoide de n+1 lóbulos. La geometría y las
dimensiones de estas piezas son tales que cuando el rotor se inserta a
dentro del estator, se forma una doble cadena de cavidades estancas
(alveolos). Las dimensiones del rotor y el estator están diseñadas de manera
que produce una interferencia, la cual crea líneas de sello que define las
cavidades. Cuando el rotor gira dentro del estator, los alveolos avanzan a lo
largo del eje de la bomba sin cambiar de forma, tampoco de volumen lo que
trasvasa el fluido desde la succión de la bomba hasta la descarga. El rotor es
accionado desde la superficie por un sistema impulsor que transmite el
movimiento rotativo a la sarta de varillas la cual se encuentra conectada al
rotor. Al girar el rotor, estas cavidades se desplazan (o progresan), en un
movimiento combinado de traslación y rotación, que se manifiesta en un
25
movimiento helicoidal de las cavidades desde la succión de la bomba, hasta
su descarga.
Figura 10.
Vista frontal y transversal de la bomba PCP.
2.1.3 BOMBEO ELECTRO-PCP CON CAVIDADES PROGRESIVAS
El sistema artificial de bombeo electro-PCP se caracteriza por ser una
combinación entre un motor sumergible y una bomba de cavidad progresiva
PCP, la bomba es impulsada desde la base de la misma, esta tecnología
combina las ventajas de la aplicación PCP con la confiabilidad de los motores
ESP.
El sistema artificial electro – PCP incluye en el sistema de fondo, una caja
reductora (GRU), que se incorpora en el sistema para reducir la velocidad del
motor para la operación de la bomba PCP e incrementa el torque suministrado a
la bomba. El motor utilizado para manejar el GRU es el mismo que se utiliza en
un sistema tradicional ESP. Igualmente incluye un eje flexible, una bomba PCP,
una sección de sellos y la conexión a superficie a través de un cable.
26
Figura 11.
Equipos de fondo y superficie del sistema Electro PCP.
(Componentes de un sistema electro-PCP)
27
El desgaste mecánico entre la sarta de varillas y la tubería ha sido un problema
significativo en pozos desviados. La tecnología electro – PCP elimina las varillas
y expande el rango de operaciones de los sistemas PCP, particularmente en
pozos horizontales o desviados. En aplicaciones de fluidos muy viscosos la
eliminación de sarta de varillas alberga una zona de mayor flujo en la tubería de
producción, disminuyendo las pérdidas de flujo e incrementando la eficiencia del
sistema.
2.1.2.1 CARACTERÍSTICAS Y BENEFICIOS DEL SISTEMA ELECTRO-PCP
Sistema con alta eficiencia volumétrica. Reducción de gastos de operación.
El Sistema no emplea varillas. Elimina el desgaste mecánico entre la tubería
y las varillas en pozos horizontales y desviados.
Aumento de capacidad de torque. Permite motores más pequeños para
manejar el sistema.
Diseño de doble engranaje planetario. Aumento de la optimización del motor
y velocidad de bombeo.
Alta eficiencia del separador de gas horizontal. Proporciona eficiencia en la
separación del gas en pozos desviados y horizontales.
Consumo optimizado. Permite la tasa de flujo máximo a la menor caída de
presión.
A través del tubing transmite la implementación del sistema. Se remueven,
los problemas asociados a giro inverso (Back-spin).
28
2.1.2.2 EQUIPOS DE SUBSUELO DEL SISTEMA ELECTRO-PCP
EJE FLEXIBLE
Convierte la rotación excéntrica de la bomba en rotación concéntrica del
sello, transfiere el empuje al sello y está diseñado para altas cargas radiales.
Figura 12.
Sistema de eje flexible del Electro PCP.
SECCIÓN SELLO
Previene que el fluido del pozo y contaminantes ingresen a la caja reductora
y el motor, también permite que el aceite del motor y la caja reductora se
expanda o contraiga, además iguala la presión interna del motor, la caja
reductora y la presión del fluido en el pozo amortiguando el empuje generado
dese la bomba.
CAJA REDUCTORA (GRU)
Este componente se utiliza debido a que los sistemas PCP giran más lento
que los motores ESP. Los motores eléctricos estándar giran
aproximadamente a 3600 rpm a 60 Hz, pero el rango típico de operación de
las PCP está entre 100 a 500 rpm. Además utiliza aceite Dieléctrico de alta
resistencia y posee sistema de doble planetario, el cual puede reducir la
29
velocidad de 9 a 11 veces las rpm originales. Este diseño permite retener
más del 98% de la eficiencia del motor.
Figura 12.
Descripción de la relación de reducción de la caja.
La GRU también cumple con otro requerimiento de la PCP y es proporcionar
un mayor torque, necesario para superar el ajuste de interferencia entre el
rotor y el estator. El diseño de la GRU permite la reducción de la velocidad y
el aumento de torque de salida, permitiendo que el motor trabaje más fácil a
lo largo de la vida útil del sistema.
MOTOR
Es el que provee el giro y torque al eje de la bomba, está especificado para
una determinada potencia, voltaje, corriente y frecuencia, está constituido por
rotores y cojinetes ensamblados a lo largo de un eje, insertado dentro de un
estator bobinado, contiene aceite sintético para garantizar correcta
lubricación de los cojinetes, para su correcta refrigeración, necesita de un
flujo circulando a través de su diámetro exterior.
Para el funcionamiento de este sistema se debe asegurar ciertas condiciones y equipos
de superficie, los cuales se nombran a continuación.
30
2.1.2.3 EQUIPOS DE SUPERFICIE DEL SISTEMA ELECTRO-PCP
SUMINISTRO ELÉCTRICO EN SUPERFICIE
Se requiere de una fuente de poder para alimentar eléctricamente el
controlador en superficie y el variador de acuerdo a los KVA que se requieren
para operar el equipo electro-PCP (mínimo 50 KVA). En caso de utilizar un
generador eléctrico, esto es muy importante que sea apto para trabajar con
variadores de frecuencia, esto con el objeto de poder sobrellevar los
armónicos generados. El generador debe proporcionar 480 VAC trifásico en
la salida. Si se utiliza una línea de electricidad, usualmente el voltaje
disponible es de mediana tensión (entre 13.2 a 34 KV).
TRANSFORMADOR ADT (Shift Down Transformer)
Este elemento es necesario si se utiliza un suministro eléctrico de median
tensión. El objetivo es reducir el Voltaje de la línea de suministro a 480 VAC
para alimentar el variador. Este componente usualmente es proporcionado
por la operadora de acuerdo al suministro eléctrico que se disponga en
campo (por ejemplo 13200-480 o 34500-48). Si se utilizan generador, no se
requiere de este componente.
VARIADOR DE FRECUENCIA
Este elemento permite controlar la frecuencia del motor de fondo y por
consiguiente la producción del pozo. Este componente protege el sistema
mediante la detección de condiciones cambiantes, como el flujo o la presión
que podrían causar daños. Se puede programar alarmas y limites en el
variador, permitiendo cambios automáticos para optimizar producción y las
condiciones de operación.
31
TRANSFORMADOR SUT (SHIFT UP TRANSFORMER)
Este elemento se requiere para elevar el voltaje de salida del variador de 480
V al voltaje requerido por el motor de fondo del equipo electro – PCP (1100 a
4100 V).
CAJA DE VENTEO
Permite la conexión eléctrica entre el equipo de superficie y el cable que
proviene del equipo de fondo.
PATÍN “SKID”
Se refiere a la instalación en superficie (caseta) en donde se instalan todos
los equipos de superficie. Adicionalmente ofrece protección al equipo y
ofrece suministro eléctrico para otros elementos de apoyo (por ejemplo
iluminación interna). El skid debe estar correctamente instalado sobre una
planchada y con conexión a tierra.
CABLE
El cable conecta el motor de fondo con el sistema de control de superficie y
tiene varias configuraciones que se adaptan tanto a las propiedades del
fluido como a la geometría del pozo. Se puede encontrar cable redondo y
plano, el cable redondo tiene mejores propiedades eléctricas, pero hay casos
en los que por cuestiones de espacio debido al diámetro del pozo se requiere
utilizar cable plano para minimizar daños.
MITIGACIÓN DE ARMÓNICOS
Es posible instalar un dispositivo de mitigación de armónicos antes del
variador de frecuencia son el fin de garantizar, aunque su implementación no
es obligatoria. El sistema de mitigación escogido igualmente debe ajustarse a
la potencia del variador de frecuencia
32
CAPITULO III.- METODOLOGÍA PARA ANÁLISIS Y
SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS
Se crea un método para la seleccionar los pozos con las condiciones necesarias que
requiere el sistema de levantamiento artificial electro-PCP para poder llevar a cabo el
estudio de pre factibilidad técnica y financiera con la información de campo.
3.1 CREACIÓN DE MÉTODO DE ANÁLISIS
3.1.1 PROCEDIMIENTO
3.1.1.1 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
En este primer paso se busca la información de cada pozo (historia,
caudales, presiones, niveles, sistemas de levantamiento, profundidad,
diámetros de tubería revestidora “casing” y tubería de producción (tubing),
fallas, entre otros) y se organiza para poder definir los parámetros base con
los cuales se hará la selección de los pozos.
3.1.1.2 ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN
Una vez organizada la información, se definieron los parámetros de selección
de los pozos, teniendo en cuenta las características del sistema de
levantamiento a implementar, los cuales serán caudal, índice de
productividad e índice de frecuencia de fallas.
33
3.1.1.3 CAUDAL (QL)
Se tomaran los valores de la producción de cada pozo y se irán
almacenando, de este modo, cuando se tengan todos los datos se
identificara cuales presentan los caudales adecuados (caudales altos).
3.1.1.4 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP)
El índice se determinará con la información recopilada (caudales, presiones,
niveles, etc.), y utilizando las ecuaciones adecuadas.
3.1.1.5 ÍNDICE DE FRECUENCIA DE FALLAS (IFF)
El índice de falla se calcula tomando las fallas por bomba, varilla y/o tubería
rota que ha tenido cada pozo en su tiempo activo.
3.1.1.6 MATRIZ DE RESULTADOS
Cuando se haya calculado los parámetros para cada pozo, se realizará una
matriz de resultados, de esta forma se hará la clasificación de los pozos con
mejores condiciones y finalmente se seleccionará el pozo objeto de estudio.
3.1.2 CRITERIOS DE SELECCIÓN
La siguiente tabla muestra los criterios que se tendrán en cuenta para cada
parámetro y de ese modo seleccionar los pozos con las mejores características
para la implementación del sistema electro-PCP.
Tabla 1.
Criterios de selección de parámetro.
CARACTERÍSTICA PARÁMETRO DE SELECCIÓN
Q IP IFF
VERDE Q > 150 IP > 0.4 IFF > 1
NARANJA 100<Q<150 0.35<Q<0.39 0.8<IFF<0.99
ROJO 60<Q<100 0.01<IP< 0.35 0<IFF<0.8
(Criterio de selección de cada criterio)
34
En la tabla precedente se muestran valores correspondientes a varios colores,
los cuales indican:
Verde: Son los pozos que presentan la mejores condiciones requeridas para la
implementación del sistema Electro PCP, cumpliendo con los criterios definidos
para cada parámetro.
Naranja: Son los pozos que presentan buena característica pero con objeto de
optimización, ya que para la selección se le dará prioridad a los pozos que
posean las mejores condiciones o el más alto índice de frecuencia de fallas.
Rojo: Son los pozos que no cumplen con las condiciones y por lo tanto
requieren la implementación de otro sistema.
En esta tabla se muestra los principales criterios de selección, estos se deben
tener en cuenta ya que la matriz de resultados se dará en base a estos
parámetros y con estas convenciones para hacer más fácil la interpretación de la
misma.
Tabla 2.
Justificación de los criterios de selección de los parámetros
PARÁMETRO JUSTIFICACIÓN
CAUDAL Caudal > 150 Bpd, fue seleccionada por la experiencia de uso de PCP en el Lote.
Caudal > 60 Bpd, es caudal limitante para manejo de arena y poder disponerlo en superficie
IP 0.01: Este valor es el mínimo valor de capacidad de aporte de fluidos del yacimiento al pozo.
0.4: se determina este valor para asegurar una productividad media.
IFF Los índices de falla en el Lote X deben mostrar valores menores a la unidad.
En esta tabla se justifican los criterios utilizados para la selección de los pozos.
En cuando a los parámetros, el caudal para el sistema Electro PCP está
diseñado para manejar altos caudales, por esto, se tuvo en cuenta como criterio
un caudal de > 150 bpd debido a las experiencias que se han tenido en los
35
sistemas PCP (manteniendo la relación Bls*100 RPM). El caudal > 60 Bpd se
considera como criterio pensando en los problemas de arenamiento que
presenta estos campos y también en base a estudios que se le han realizado a
los yacimientos de Carrizo y Zapotal, donde se obtuvo que este es el mínimo
caudal que se debe manejar para poder llevar la arena a superficie ya que la
mayoría de los pozos del Lote X son del tipo B y C y en las profundidades donde
hay cambios de desviación se puede acumular la arena. Por lo anteriormente
dicho, si se llega a implementar este sistema se debe asegurar buena
producción, tomando así como segundo parámetro el índice de productividad, ya
que este define como la capacidad de aporte de fluidos desde el yacimiento
hacia los pozos.
Los criterios que se definieron para el índice de productividad se basaron
principalmente en que estos yacimientos maduros y se toma como IP=0.4 para
asegurar una productividad media y el de 0.01 porque de datos los IP que se
calcularon este fue el mínimo reportado.
El índice de frecuencia de fallas se dejó como parámetro debido a la criticidad de
fallas que se presenta en estos campos ocasionados por la alta desviación de
los pozos y con el objetivo de aprovechar una de las ventajas más atractivas del
sistema Electro PCP que es no utilizar varillas y así reducir los costos por
intervenciones.
En la figura se esquematiza el método que se explicó anteriormente, incluyendo
también los estudios de pre factibilidad técnica y financiera, logrando así la
culminación del trabajo.
36
Figura 13.
Diagrama de flujo de la metodología de selección de pozos candidatos.
37
3.1.3 APLICACIÓN DE LA METODOLOGIA DE ANÁLISIS
Para tener un grupo de pozos candidatos del universo de pozos del Lote X que
cuenta con 2415 pozos activos, se determina un sector como muestra de estudio
para aplicar la metodología ya expuesta, dicho grupo de pozos se caracterizan
por ser influenciados por la recuperación secundaria y se encuentran en 3 zonas
específicas de la zona sur del Lote X, los cuales son Carrizo, Central 1 y Central
2, estas zona por estudios e historia de campo presentan condiciones de alto
contenido de arena producida, desviación, y alto caudal, a la ves ciertos pozos
de estas zonas cuentan con sistemas de levantamiento por cavidades
progresivas lo cual ayudará a tener información de este sistema estando en
funcionamiento y tener bases para analizar la implementación de sistema Electro
PCP.
La metodología se aplicó a una muestra de 88 pozos RS (recuperación
secundaria), de 535 pozos activos con los que cuenta los yacimientos de Carrizo
y Central 1 y 2, que actualmente se encuentran en funcionamiento, primero
revisando la información a nivel de campo y finalmente a nivel de pozo, el
procedimiento se detalla a continuación:
3.1.3.1 HISTORIA
La historia de los pozos es fundamental para poder llevar a cabo el desarrollo
del estudio, ya que proporciona información de los problemas que han
presentado los pozos a lo largo de su vida productiva.
Se recopila la información de cada pozo, tal como el sistema de
levantamiento que ha tenido implementado, propiedades de reservorio,
número de servicios realizados, survey, formaciones, entre otros.
38
3.1.3.2 LA PRODUCCION
Luego de revisar la información de cada pozo, de los yacimientos, se
procede a registrar la producción de cada uno en una matriz de resultados, a
partir de los potenciales que se manejan para cada zona o yacimiento.
En el registro de potenciales también se registra el campo, el pozo la zona
productora, la producción bruta, la producción neta, el BS&W, la producción
de gas, y el tipo de sistema de levantamiento artificial que tiene
implementado.
Tabla 3.
Reporte de producción por pozo y zona Lote X.
Pozo Zona ALS Tipo PPetróleo Pagua PGas PBruta
EA 2118 CENTRAL 1 SR Respuesta RS 21.20 130.24 0.94 151.44
EA 2262 CENTRAL 1 PC Respuesta RS 15.23 170.45 0.80 185.68
EA 9036 CENTRAL 2 PC Respuesta RS 62.45 95.25 3.16 157.70
AA 88 CARRIZO PC Respuesta RS 10.32 161.68 3.70 172.00
AA 5923 CARRIZO PC Respuesta RS 11.60 452.40 1.30 464.00
AA 9001 CARRIZO SR Respuesta RS 9.35 115.35 1.00 124.70
AA 9101 CARRIZO PC Respuesta RS 9.02 154.98 4.50 164.00
AA 9159 CARRIZO PC Respuesta RS 25.50 74.50 8.20 100.00
AA 9161 CARRIZO PC Respuesta RS 17.49 183.51 17.00 201.00
AA 8276 CARRIZO PC Respuesta RS 27.28 96.72 42.00 124.00
Fuente: Base de datos PEP.
En la tabla anterior se puede ver un ejemplo del reporte de producción que
se maneja para cada campo y la información mencionada anteriormente.
La producción que se considera como parámetro de caudal para la
metodología fue la producción potencial bruta, ya que es el volumen total que
aporta el pozo y con el que se trabajó para el estudio técnico, como también
el valor de BS&W y aporte de gas de cada pozo.
3.1.3.3 INDICE DE PRODUCTIVIDAD
El índice de productividad se define como la cantidad adicional de flujo que el
pozo puede producir por cada libra (psi) de caída de presión (draw-down)
obtenida en la formación.
39
Existen varios métodos para calcular el IP, dependiendo de las condiciones a
las que se encuentre el yacimiento, el pozo y de la información que se tenga
de los mismos. Como se mencionó anteriormente para nuestro caso los
yacimientos de Carrizo y Central se encuentran saturados (dos fases) debido
a que la presión de reservorio se encuentra por debajo de la presión de
burbuja, por lo que en este estudio se utiliza el método de Vogel que está
dado por la siguiente ecuación:
𝑞0
𝑞𝑚𝑎𝑥= 1 − (
𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟) + 0.8 (
𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟)
2
Para calcular el índice de productividad IP, se tomaron la presión en cabeza
(CHP), Presión estática (Pr), la Presión de fondo Fluyente (Pwf) y dato de
producción (QL) de ensayo. En los resultados se mostrará detalladamente el
cálculo del IP para el pozo seleccionado en base al cual se realizó el estudio
de pre factibilidad.
3.1.3.4 INDICE DE FRECUENCIA DE FALLAS
Este parámetro se realizó inicialmente tomando las fallas por campo para
tener una idea general de las mismas por año y según el tipo de falla y
finalmente se llevaron a la totalidad a nivel de los yacimientos de Carrizo y
Central.
Tabla 4. Fallas totales en Campo Carrizo.
1 2008 2009 2010 2011 2012
CARRIZO
VARILLAS 19 7 8 6 8
TUBOS 28 19 12 13 9
BOMBA 17 17 11 10 10
TOTAL 64 43 31 29 27
40
Tabla 5. Fallas totales en Campo Central 1.
2 2008 2009 2010 2011 2012
CENTRAL 1
VARILLAS 13 6 13 4 8
TUBOS 14 5 7 10 7
BOMBA 13 11 11 7 11
TOTAL 40 22 31 21 26
Tabla 6. Fallas totales en Campo Central 2.
3 2008 2009 2010 2011 2012
CENTRAL 2
VARILLAS 8 8 8 2 11
TUBOS 8 4 8 12 5
BOMBA 10 10 9 7 13
TOTAL 26 22 25 21 29
Tabla 7. Fallas totales en el campo Carrizo y central.
TOTAL (YACIMIENTO DE CARIIZO Y CENTRAL)
2008 2009 2010 2011 2012
VARILLAS 40 21 29 12 27
TUBOS 50 28 27 35 21
BOMBA 40 38 31 24 34
130 87 87 71 82
En las gráficas estadísticas siguientes Fig. 14, 15, 16, 17 y 18 se puede
observar gráficamente las fallas totales por varilla, tubos y bomba de aquellos
pozos influenciados por la recuperación secundaria en la zona de Carrizo y
Central.
41
Figura 14.
Fallas totales en pozos RS de la zona de Central y Carrizo en el 2008
Figura 15.
Fallas totales en pozos RS de la zona de Central y Carrizo en el 2009.
40
50
40
TOTAL DE FALLAS 2008
VARILLAS
TUBOS
BOMBA
21
28
38
TOTAL DE FALLAS 2009
VARILLAS
TUBOS
BOMBA
42
Figura 16.
Fallas totales en pozos RS de la zona de Central y Carrizo en el 2010.
Figura 17.
Fallas totales en pozos RS de la zona de Central y Carrizo en el 2011.
Figura 18.
Fallas totales en pozos RS de la zona de Central y Carrizo en el 2012
29
27
31
TOTAL DE FALLAS 2010
VARILLAS
TUBOS
BOMBA
12
35
24
TOTAL DE FALLAS 2011
VARILLAS
TUBOS
BOMBA
27
21
34
TOTAL DE FALLAS 2012
VARILLAS
TUBOS
BOMBA
43
En las gráficas anteriores se puede ver que los pozos de recuperación
secundaria en la zona de Carrizo y Central del Lote X tiene un número
considerable de fallas por año, en el caso de fallas por varillas y tubing, son
por el desgate mecánico, en parte por la desviación de los pozos y las fallas
de bomba de subsuelo se han presentado en su mayoría por la producción
de arena debido a que existe formaciones poco consolidadas, lo que
conlleva altos costos en intervenciones y gran riesgo de pérdida de pozo por
la dificultad en las operaciones de pesca.
Este estudio se enfoca en las fallas por varilla o tubería a causa de la
desviación de los pozos, esto es por la ventaja que ofrece el sistema Electro
PCP al no utilizar varillas en su configuración. El índice de frecuencia de
fallas está definido por la siguiente ecuación:
𝐼𝐹𝐹 =N° Total de fallas
Tiempo activo
Las siguientes imágenes muestran las fallas de los pozos de cada zona
influenciados por la Recuperación secundaria y el promedio del índice de
fallas para cada uno, teniendo un total de 88 pozos.
En el anexo A se puede ver el tiempo real en producción y las fallas
presentes en el periodo del 2008 al 2012 para todos los pozos en estudio.
44
Figura 19.
Índice de frecuencia de fallas para el Campo Carrizo
En la gráfica anterior se ven los pozos con mayor índice de frecuencia
superando el promedio que tiene un valor de 1.08, estos pozos son: 88, 102,
128,129, 5923, 9001, 9357, 9358, 9986, 8277, 8366, 2172 y 9144.
Figura 20.
Índice de frecuencia de fallas para el Campo Central 1
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50CA 84
CA 88CA 90CA 102
CA 123AA 127
CA 128
CA 129
CA 1999
CA 5923
CA 6009
CA 6013
CA 6108
CA 6676CA 9001
CA 9101CA 9123CA 9159CA 9161CA 9177
CA 9357CA 9358
CA 9981
CA 9983
CA 9984
CA 9986
CA 8276
CA 8277
CA 8366
CA 111
CA 1624CA 2172
CA 6011CA 9144CA 9356
INDICE DE FALLAS ZONA CARRIZO
IFF
Promedio
45
En la figura los pozos con mayor índice de frecuencia son: 911, 915, 1015,
1047, 2118, 2199, 2262 y 2414E.
Figura 21.
Índice de frecuencia de fallas para el Campo Central 2
En el campo Central 2 los pozos con mayor índice fueron: 9022, 9033, 9036,
9044, 9076, 9214, 9274, 9276, 9883, 8187 y 8013.
0
0.5
1
1.5
2
2.5CE1-867
CE1-878CE1-909
CE1-911
CE1-915
CE1-916
CE1-918
CE1-928
CE1-1015
CE1-1040
CE1-1046CE1-1047
CE1-1059CE1-1075
CE-1537CE1-2118
CE1-2198
CE1-2199
CE1-2224
CE1-2226
CE1-2262
CE1-2414E
CE1-2502
CE1-5648CE1-5769
CE1-9013
INDICE DE FALLAS ZONA CENTRAL 1
IFF
Promedio
0
0.5
1
1.5
2CE2-9018
CE2-9022CE2-9024
CE2-9032
CE2-9033
CE2-9036
CE2-9044
CE2-9076
CE2-9213
CE2-9214
CE2-9233
CE2-9248CE2-9274CE2-9276CE2-9293CE2-9569
CE2-9811
CE2-9883
CE2-9888
CE2-9952
CE2-9967
CE2-9971
CE2-8187
CE2-8317
CE2-8316CE2-8314
CE2-8013
INDICE DE FALLAS ZONA CENTRAL 2
IFF IFF PROM
Promedio
46
CAPÍTULO IV.- RESULTADOS DE LA METODOLOGÍA DE SELECCIÓN
El resultado de haber aplicado la metodología de selección para lograr obtener los
pozos candidatos para operar con sistema artificial Electro PCP, se generará en una
matriz de resultados el cual permitirá seleccionar el pozo que muestre las mejores
condiciones y/o características para la implementación.
Tabla 8.
Clasificación de pozos por tipo de sistema de recuperación 1° y 2°.
ZONA CARRIZO CENTRAL 1 CENTRAL 2
N° POZOS RS 35 26 27
N° POZOS BÁSICA 313 66 68
TOTAL 348 92 95
Como se observa en la tabla 8, existen 35 pozos en Carrizo, 26 pozos RS en Central 1
y 27 pozos en Central 2 los cuales están influenciados por la recuperación secundaría y
los que son la muestra de pozos a fueron evaluados por medio de la metodología ya
desarrollada.
A continuación se muestra la matriz de resultados para cada zona (Carrizo, Central 1 y
Central 2) obtenida después de haber sometido a cada pozo la metodología de
selección.
47
Tabla 9.
Matriz de resultados del campo CARRIZO.
POZO Q IP IFF
CA 84 56 0.29 0.40
CA 88 172 0.421 1.60
CA 90 31 0.37 1
CA 102 222 0.401 1.20
CA 123 18 0.35 0.8
AA 127 62 0.41 1.2
CA 128 45 0.38 1.2
CA 129 143 0.38 1.40
CA 1999 95 0.33 0.80
CA 5923 464 0.35 2.00
CA 6009 86 0.1 1.00
CA 6013 52 0.27 1.00
CA 6108 22 0.28 0.8
CA 6676 1 0.06 0.8
CA 9001 125 0.29 2.20
CA 9101 164 0.46 1.00
CA 9123 25 0.09 0.60
CA 9159 100 0.31 0.60
CA 9161 201 0.48 0.60
CA 9177 18 0.26 1
CA 9357 21 0.37 1.2
CA 9358 60 0.45 1.4
CA 9981 11 0.11 1.8
CA 9983 15 0.32 1.6
CA 9984 5 0.09 0.8
CA 9986 55 0.42 1.40
CA 8276 124 0.31 0.80
CA 8277 80 0.28 1.40
CA 8366 464 0.34 1.80
CA 111 34 0.12 1.00
CA 1624 15 0.2 0.20
CA 2172 76 0.42 1.2
CA 6011 18 0.22 1
CA 9144 64 0.4 1.20
CA 9356 345 0.384 0.80
48
Tabla 10. Matriz de resultados del campo CENTRAL 1
POZO Q IP IFF
CE1-867 26 0.3 1.2
CE1-878 12 0.2 1.2
CE1-909 2 0.15 1.4
CE1-911 4 0.11 1.4
CE1-915 3 0.2 2
CE1-916 3 0.17 0.6
CE1-918 4 0.19 0.4
CE1-928 2 0.1 0.2
CE1-1015 4 0.18 1.2
CE1-1040 112 0.39 1.2
CE1-1046 32 0.38 1
CE1-1047 48 0.41 1.4
CE1-1059 3 0.14 0.8
CE1-1075 9 0.25 0.8
CE-1537 9 0.28 0.8
CE1-2118 151 0.41 1.2
CE1-2198 2 0.09 0.8
CE1-2199 11 0.1 1.4
CE1-2224 3 0.08 0.8
CE1-2226 4 0.03 1.2
CE1-2262 186 0.43 1.80
CE1-2414E 167 0.40 2.00
CE1-2502 43 0.4 1.0
CE1-5648 7 0.3 0.8
CE1-5769 4 0.07 0.6
CE1-9013 98 0.4 0.8
49
Tabla 11.
Matriz de resultados del campo CENTRAL 2.
POZO Q IP IFF
CE2-9018 2 0.17 0.6
CE2-9022 28 0.41 1.2
CE2-9024 5 0.19 0.8
CE2-9032 3 0.17 0.6
CE2-9033 3 0.12 0.8
CE2-9036 158 0.45 1.80
CE2-9044 11 0.2 1
CE2-9076 12 0.21 1
CE2-9213 2 0.11 0.4
CE2-9214 38 0.41 1.4
CE2-9233 3 0.16 0.4
CE2-9248 5 0.18 0.8
CE2-9274 17 0.39 1.4
CE2-9276 13 0.31 1
CE2-9293 6 0.27 1
CE2-9569 3 0.14 0.8
CE2-9811 2 0.13 0.8
CE2-9883 6 0.09 0.4
CE2-9888 2 0.07 0.6
CE2-9952 3 0.17 2.2
CE2-9967 2 0.15 0.6
CE2-9971 4 0.21 0.6
CE2-8187 14 0.36 1.2
CE2-8317 9 0.32 0.8
CE2-8316 4 0.22 0.2
CE2-8314 6 0.28 0.8
CE2-8013 19 0.38 1.4
En el anexo A se puede ver la matriz de resultados para cada pozo con los valores
puntuales obtenidos de la fallas por pozo.
50
Tabla 12.
Tabla de resumen de resumen de resultados de la metodología de selección.
CARACTERISTICA PARAMETRO DE SELECCIÓN POZOS POR CATEGORIA
Q IP IFF Q IP IFF
Verde Óptimas condiciones para la implementación del Electro PCP Q > 150 IP > 0.4 IFF > 1 12 18 49
Naranja Susceptible a estudio de optimización 100<Q<149 0.35<Q<0.39 0.8<IFF<0.99 4 58 21
Rojo No aplicable para el estudio de pre-factibilidad 0<Q<99 0.01<Q <0.35 0<IFF<0.79 72 12 18
TOTAL DE POZOS 88
Tabla 13.
Justificación de los criterios tomados para cada parámetro.
JUSTIFICACIÓN DE CRITERIOS TOMADOS PARA CADA PARÁMETROS
CAUDAL (Q) > 150 Barriles por día seleccionado debido a la experiencia de otros campos similares con sistema PCP.
El I.P. Este valor se toma como criterio 0.01 por ser la mínima capacidad de aporte de fluidos del yacimiento hacia el pozo registrada y 0.4 para asegurar una
productividad media.
El Índice de Falla del activo Lote X es tomado como criterio de alto cuando el número de intervenciones es mayor a 1 en un año.
51
En la tabla 13 (anterior) se observa el resumen de la metodología de selección de
pozos candidatos.
Esta tabla también muestra los criterios tomados en cuenta para cada convención y el
número de pozos en cada uno de ellos, se puede inferir, que son pozos que presentan
buenas características para la implementación del sistema, especialmente en el IP e
Índice de Frecuencia de Fallas.
Para cada parámetro se realiza una clasificación de los 10 pozos con las mejores
características, logrando así, junto con la matriz de resultados seleccionar los pozos
candidatos para la implementación del sistema Electro PCP.
En las siguientes tablas se muestran los 10 mejores pozos de un campo clasificados ya
sea por mayor caudal, mejor índice de productividad y mayor índice de fallas, como se
muestra en la siguiente figura:
Figura 22.
Clasificación de los 10 pozos con mayor caudal.
0 100 200 300 400 500
CE2-9036
CE1-2414E
CE1-2262
CA -102
CA 5923
CAUDAL
PO
ZO
CLASIFICACIÓN POR CAUDAL (Q)
Q
52
Figura 23.
Clasificación de los 10 pozos con mejor índice de productividad
Figura 24.
Clasificación de los 10 pozos con mayor índice de frecuencia de falla.
0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48
CE1-2118
CA 2172
CA 88
CE2-9036
CA 9101
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
PO
ZOCLASIFICACIÓN POR "I.P."
IP
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50
CA 88
CE2-9036
CE1-2262
CE1-2414E
CE2-9952
INDICE DE FRECUENCIA DE FALLA
PO
ZO
CLACIFICACIÓN POR"INDICE DE FRECUENCIA DE FALLAS"
IFF
53
Varios de los pozos que entraron en la anterior clasificación sobresalen en uno de los 3
parámetros que se tuvieron en cuenta para la seleccion y otros dan buenos resultados
en todos los aspectos tenidos en cuenta, a apartir de esto, se seleccionaron los pozos
candidatos para la implementacion del sistema Electro PCP, de los 88 pozos que se
evaluarón a través de la metodologia, fueron 7 los que presentaron las condiciones que
se han venido nombrando a lo largo del estudio.
De los 7 pozos se seleccionará uno, en base al cual se realiza el estudio de
prefactibilidad técnica y financiera, esto se debe a que este sistema nunca se ha
implementado en los campos petrolíferos del noroeste peruano y se espera manejarlo
como un pozo piloto y obtener una curva de apredizaje para nuevas aplicaciones (tabla
14).
Cabe destacar las recomendaciones dadas en la tabla 14, ya que indica la causa por la
cual se puede implementar el sistema.
En el Lote X, el pozo CE1- 2262 es buen candidato en cuanto a los parámetros de
selección, pero no se le puede realizar la implementación debido a consideraciones
mecánicas, a pesar de ser considerado vertical, porque el diámetro de la tubería
revestidora es muy pequeño (4 ½”) y esto es un limitante para el sistema Elector PCP.
El pozo seleccionado para continuar con el estudio es CE2-9036 de la zona de Central
2, este pozo se seleccionó porque presenta un caudal alto, un indice de producctividad
aceptable y sobretodo porque tiene alto indice de frecuencia de fallas.
Este factor es determinante a la hora de la selección, porque se quiere aprovechar una
de las principales ventajas del sistema de levantamiento artificial de bombeo Electro-
PCP con cavidades progresivas, la cual es la eliminación de varillas en su
configuración, ya que este pozo presenta un regular grado de desviación y por tal razon
presenta varias fallas, debido al rozamiento entre la tuberia de producción y las varillas.
54
Tabla 14.
Pozos candidatos para implementación
POZOS CANDIDATOS POR RESULTADOS
ZONA POZO Q IP IFF RECOMENDACIÓN
CARRIZO
CA 88 172 0.421 1.60 Pozo candidato para cambio de sistema de levantamiento con motivo de optimización.
CA 102 222 0.401 1.20 Pozo candidato para cambio de sistema de levantamiento con motivo de optimización.
CA 9101 164 0.46 1.00 Pozo candidato para cambio de sistema de levantamiento con motivo de optimización.
CENTRAL 1
CE1-2118 151 0.41 1.2 Pozo candidato para cambio de sistema de levantamiento con motivo de optimización.
CE1-2262 186 0.43 1.80 Pozo candidato para cambio de sistema de levantamiento con motivo de optimización
CE1-2414E 167 0.40 2.00 Pozo candidato para cambio de sistema de levantamiento con motivo de optimización.
CENTRAL 2
CE2-9036 158 0.45 1.80 Pozo candidato para cambio de sistema de levantamiento con motivo de optimización.
A continuación se presenta la metodología creada aplicada al pozo CE2-9036 de la
zona de Central 2 con el cual se inicia el estudio de pre factibilidad técnica.
4.1 SELECCIÓN DEL POZO CE2-9036
4.1.1 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
En la siguiente tabla se puede ver la información general del pozo CE2-9036,
como las formaciones abiertas a producción, condiciones mecánicas,
profundidad, etc.
Para el cálculo de los demás parámetros se necesita cierta información, la cual
se ira mostrando a medida que se vaya haciendo el respectivo procedimiento
para cada parámetro (Producción, índice de productividad e índice de fallas).
Tabla 15.
55
Información general pozo CE2-9036
INFORMACIÓN GENERAL POZO CE2-9036
CE2-9036
LOTE X ZONA CENTRAL 2
RECUPERACIÓN REC. SECUNDARIA
YACIMIENTO CENTRAL
INTERVALO PERFORADO HÉLICO [ 1262' - 1737' ] ABIERTO
ECHINO [ 2130' - 2647' ] SELLADO
CASING DE SUPERFICIE 7" ZG: 992' FC: 961'
CASING DE PRODUCCIÓN 5 1/2" FC: 2880' TAPÓN: 1808'
El pozo CE2-9036 estuvo produciendo con el sistema de bombeo mecánico,
pero el 06 de noviembre del 2012 se le hizo cambio al sistema de bombeo por
cavidades progresivas, debido a problemas de taponamiento y/o arenamiento.
4.1.2 INFORMACIÓN DE PRODUCCION
La producción se obtiene de los parámetros y correlaciones que se manejan
para cada zona o yacimiento, estos son los reportes de producción que se
encuentran en la base de datos de cada pozo.
En el documento de potenciales se registra el campo, el pozo, la zona, la
producción bruta, la producción neta de petróleo, el BS&W, la producción de gas
y el tipo de sistema de levantamiento artificial que tiene implementado (tabla 16).
Tabla 16.
Producción actual CE2-9036.
CENTRAL DIC 2012
POZO ZONA PROD. BRUTA
(BLS.) AGUA (BLS.)
PETROLEO (BLS.)
GAS (MSCF) SLA
CE2-9036 HÉLICO 157.7 95.25 62.25 3.4 PCP
56
Como se mencionó anteriormente en la creación de la metodología, el parámetro
de caudal con el que se trabaja es la producción potencial bruta, ya que es el
potencial que puede extraerse del pozo en ese tiempo.
En el reporte se registra la producción actual dada para fines del mes de
diciembre del 2012 y la zona de la cual esta producción (Formación Hélico). Una
de la razones por las que decidió escoger el pozo CE2-9036, además de las
fallas que presenta, es para re-establecer la zona de perforados ya que por el
alto contenido y depositación de arena en el fondo se está perdiendo, afectando
el potencial que posee la zona perforada, por tal razón se toma como potencial
de producción bruta los 158 barriles.
Figura 25.
Pozo CE2-9036
Se utiliza una herramienta, el software OFM para pronosticar el comportamiento
de la producción del pozo CE2-9036, esta herramienta es muy útil ya que
permite manejar y analizar los datos de producción de cada pozo.
57
La figura 25 corresponde a la zona de la que actualmente se está produciendo,
la curva de color verde proyecta las reservas a producir a futuro y el cual permite
determinar que se tendría ( Np = 52.9 MBO.) de seguir produciendo con las
condiciones actuales de depósitos en la parte baja de los perforados.
En la figura 26 se muestra el comportamiento de la declinación pronosticada en
el periodo del proyecto si no tendríamos problemas de fondo y las reservas por
declinación respectiva, logrando recuperar e incluso aumentar la reservas a una
cifra aproximada de 78.1 MBls, también se considera la proyección de
producción de agua, ya que con el tiempo este va ir aumentando y se tiene que
evitar el efecto de conificación de la zona productiva, y evitar perder rápidamente
la producción de petróleo.
Figura 26.
Pronóstico del pozo CE2-9036 habilitando la zona arenada.
58
Figura 37
Relación agua-petróleo habilitando la zona arenada en pozo CE2-9036
Figura 28.
Pozo producción pozo CE2-9036 en los últimos años
En la figura 28 se está mostrando la producción desde el año 2008 hasta el
2012, también se puede observar el comportamiento de aumento de la
59
producción de agua a lo largo de este tiempo, la producción de potencial de
petróleo para este pozo es de 62.5 barriles, sin embargo la producción de
petróleo muestra una producción de 42.3 barriles aproximadamente al cierre del
2012 y esto se debe principalmente a causa del arena en el fondo del pozos
generando taponamiento y obstruyendo el flujo de fluidos de la formación al
pozo.
4.1.3 INDICE DE PRODUCTIVIDAD
El procedimiento para hallar el índice de productividad fue el siguiente: A partir
del documento en donde se maneja la información y registros del
comportamiento del pozo a lo largo de su vida, se logran obtener la siguiente
data que permitirá el cálculo del IP para el pozo CE2-9036.
Tabla 17.
Información para el cálculo del IP del pozo CE2-9036
DATA PARA EL CÁLCULO DEL IP
NOMBRE DE POZO CE2-9036
BS&W (%) 60.40%
CAUDAL BRUTO (BLS) 158
PRESIÓN DE BURBUJA (PSI) 1092
PRESIÓN DE RESERVORIO (PSI) 645
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (PSI) 310
IP (BLS/PSI) 0.47
Para la determinación del IP se utilizó una hoja de cálculo y utilizando el método
combinado (Vogel – Darcy), ya que en la base de datos no contamos con
registro de IPR para los campos objeto de estudio. Los datos del cálculo del IPR
se pueden observar en la siguiente tabla.
60
TABLA 18. Datos para el cálculo del IPR pozo CE2-903
PRESIÓN CAUDAL IP
0 220.00 0.34
43 216.28 0.36
86 211.00 0.38
129 204.16 0.40
172 195.75 0.41
215 185.78 0.43
258 174.24 0.45
301 161.14 0.47
311 157.93 0.47
344 146.47 0.49
387 130.24 0.50
430 112.44 0.52
473 93.08 0.54
516 72.16 0.56
559 49.67 0.58
602 25.62 0.60
645 0.00 -
En la siguiente figura se muestra una hoja de cálculo la cual nos permite
visualizar la curva IPR en función de los datos e información que posee el pozo
CE2-9036.
Figura 29. Curva IPR del pozo CE2-9036.
61
4.1.4 INDICE DE FRECUENCIA DE FALLAS
Este parámentro se calculó con información de la base de datos, donde esta el
registro de las fallas que ha presentado cada pozo y el tipo, si fue por
varilla,tuberia o bomba de subsuelo. Tambien se utilizó un informe estadístico de
los dias que los pozos han estado en producción a partir del 2008 hasta octubre
de 2012, en el caso del pozo CE2-9036 desde la fecha que empezó a producir.
Este estudio se enfoca en las fallas por varilla o tubería debido a la desviación
de los pozos, con el fin de aprovechar la ventaja que ofrece el sistema electro –
PCP al no utilizar varillas en su configuración, ya que para el problema de
arenamiento, como se mencionó anteriormente, el pozo CE2-9036 ya tiene
implementado el sistema de levantamiento de bombeo por cavidades
progresivas (PCP), el cual se caracteriza por un buen manejo de sólidos y se
han tenido buenos resultados. Con la implementacipon del sistema electro PCP
se busca seguir manejando este problema ya que presenta la misma ventaja
que el sistema PCP.
Como se verá en la siguiente tabla se mostrará las fallas (Tubería rota y varilla
rota) que presenta debido a los cambios bruscos en la desviación.
Tabla 19. Cálculo IFF Año 2008-2012 para el pozo CE2-9036
POZO FALLA 2008
FALLA 2009
FALLA 2010
FALLA 2011
FALLA 2012
TOTAL DE FALLAS
CE2-9036 VB V T TT VBB 9
POZO TOT. FALLAS TOTAL TIEMPO ACT. FALLAS/TOTAL AÑOS (IFF)
CE2-9036 9 5 1.8
En la tabla 19 estan las fallas que el pozo CE2-9036 ha tenido y el año que
ocurrieron, las cuales han sido por varilla (V), tuberia (T) y bomba (B), tambien
se puede observar que las fallas se presentan en todos los años de estudio
2008,2009,2010, 2011 y 2012.
62
CAPITULO V.- ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD TÉCNICA
El objetivo del estudio de prefactibilidad técnica es diseñar de manera óptima los
componentes del sistema de levantamiento artificail electro-PCP, teniendo en cuenta
las características y condiciones del pozo CE2-9036.
A continuación se detalla la información básica que se necesita para iniciar con el
diseño.
5.1 DATOS DEL POZO
Tabla 20
Datos del pozo CE2-9036
PARÁMETRO ESPECIFICACIONES
CAUDAL 158 Bpd
CASING DE PROD. 5 1/2", K55, 15.5 lb/ft [0´-2911´]
TUBING 2 7/8" EUE, N-80, ID 2.259; 0.005 bls/ft.
BS&W 60.4%
NIVEL DE SUMERG. 659.97 Ft
THP 120 Psi
CHP 20 Psi
T°. DE FONDO 104 °F
PROF.DE BOMBA 1717 Ft
GOR 150 scf/STB
INTERVALOS PERF. 1262 - 1737 Ft.
63
5.2 DATOS DEL FLUIDO
Tabla 21
Datos del fluido producido
PARÁMETRO ESPECIFICACIONES
GRAVEDAD API 31.1 °API
SG DE PETROLEO 0.87
SG DE GAS 0.62
SG DE LA MEZCLA 0.95
DENSIDAD DEL AGUA 1.03
PRESIÓN DE BURBUJA 1092 psi
VISCOSIDAD DE PETROLEO EN SUPERFICIE A 86 °F 2.54 cp
VISCOSIDAD DE PETROLEO EN FONDO A 104 °F 1.98 cp
5.3 FUENTE DE ENERGIA
5.3.1 GENERACIÓN
El sistema de generación eléctrica del Lote X es del tipo centralizada y no se
encuentra interconectada al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
La producción de energía eléctrica es realizada en la Planta Eléctrica El Alto y
tiene una capacidad instalada de 8755kW, es usada únicamente para el proceso
de producción de petróleo y gas natural del Lote X, por lo que puede ser
considerado como una planta de autogeneración. La Planta Eléctrica El Alto
utiliza como combustible el gas natural que es producido en el Lote X.
5.3.2 DISTRIBUCIÓN
La energía generada en la planta eléctrica se distribuye por medio de 6
alimentadores principales (Feeders) en Media Tensión 13.8 kV, la cual se
complementa con redes secundarias 03 redes de 4.16 kV del tipo anillo y por 01
64
red de 4.16 kV del tipo radial que se encuentran conectados a feeders por
medio de transformadores de 13.8kV/4.16kV.
Para el suministro eléctrico de estos pozos se cuentan con subestaciones
eléctricas de campo con relación de transformación 13.8/0.48 kV. en los feeders
y 4.16/0.48 kV. en los sistemas de 4.16 kV. Estas subestaciones también
alimentan otras cargas importantes como son las plantas de inyección de agua
salada, planta de tratamiento del crudo, baterías, estaciones compresoras, entre
otros.
El pozo en estudio CE2-9036 ubicado en la zona Central es alimentado por
redes de Baja tensión en 480V provenientes de la Subestación “P-25” con
capacidad instalada de 3x167KVA en 4.16/0.48kV, por lo que se posee
capacidad, disponibidad de voltaje y fuente de energía.
5.4 POSIBLE PROBLEMAS
5.4.1 ARENAMIENTO Y/O DEPOSITACIÓN
Se presenta problemas por arenamiento y este problema pueden ser de varias
causas ya sean por flujo de fluidos o por efectos de la resistencia de la roca. En
el pozo CE2-9036 es posible que la causa principal del arenamiento sea por el
aumento de la producción de agua y esto cause el aumento de producción de
arena y esto por los efectos de la permeabilidad relativa al ser alterada, a
medida que aumente el corte de agua, disminuye la permeabilidad relativa al
crudo, por lo cual se requiere un diferencial de presión mayor para producir
crudo a la misma velocidad. Todo aumento del diferencial de presión en la zona
cercana a la cara de la formación genera una fuerza de cizallamiento mayor en
los granos de arena de la formación. Tambien en este caso, el aumento de los
esfuerzos puede desestabilizarse el arco de arena alrededor de cada perforación
y, por ende, iniciar el proceso de producción de arena.
65
5.5 SELECCIÓN DE LA BOMBA
La selección de la bomba depende principlamente del caudal que se va a manejar,
la profundidad a la cual se dejará, diámetro de la tubería de revestimiento y el tipo
de fluido.
El caudal define la capacidad de la bomba y el tipo del fluido define el elastómero
que se va a emplear, ya que este puede alterarse con los fluidos producidos y los
contamienantes que este contenga, es muy importante escoger un elastómero
adecuado para que la bomba tenga un buen desempeño.
5.5.1 TIPO DE ELASTÓMEROS PARA HIDROCARBUROS
Los elastómeros más utilazos en la aplicación PCP y electro PCP, poseen bases
Nitrílicas (convencionales), Hidrigenación Catalica (Elastómero Hidrogenados) y
Fluorescencia.
El elastómero que se recomienda utilizar en el pozo CE2-9036 es NBRA
(Contenido medio de Acrilo - Nitrilo), este tipo de elastómero tiene buena
resistencia a la abrasión, buena resistencia mecánica y ha tenido buena
compatibilidad con lo fluidos (Muy buena tolerancia a aromáticos), por tal razón
se podría seguir implementando, se sabe ya que a mayor contenido % de ACN
(Acrilo- Nitrilo) aumenta la resistencia a los aromáticos y al CO2, y a mayor
contenido de carbono aumenta la resistencia mecánica.
5.5.2 CÁLCULO DE GAS
Otro factor que se debe en cuenta y que es muy importante es la cantidad de
gas que se va a manejar, esto es porque la bomba de cavidades progresivas
necesita lubricación entre el elastomero y el rotor, para que la fricción entre
estos no aumente la temperatura generandole severos daños al elastómero.
66
Por cuestiones de diseño la cantidad se gas que entra a la bomba no debe ser
mayor al 40% de gas libre, por esta razón se realizan los cálculos
correspondientes.
5.5.2.1 RELACIÓN PETROLEO/GAS EN SOLUCIÓN
𝑅𝑠 = 𝑌𝑔 ((𝑃𝑏
18.2+ 1.4) ∗
100.0125∗°𝐴𝑃𝐼
100.00091∗°𝐹)
1.2048
𝑅𝑠 = 109.5 [PCN/BN]
Donde:
Rs = Relación petorlero/gas en solución, [PCN/BN].
Gg = Gravedad especifica del gas.
Pb = Presión de burbuja, [psi].
°API = Gravedad API.
°F = Temperatura de fondo, [°F].
5.5.2.2 FACTOR DE FORMACIÓN DEL GAS
𝐵𝑔 = 5.04 ∗zT
P
𝐵𝑔 = 4.05 [BY/Mscf]
Donde:
Bg = Factor de formación del Gas, [Bls/Mscf].
z = Factor de compresinbilidad del gas, 0.92 para el campo Lanito.
T = Temperatura de Fondo, [Rankine].
P = Presión estática, [Psi].
67
5.5.2.3 FACTOR DE FORMACIÓN DEL PETROLEO
𝐵𝑜 = 0.9759 + (0.00012 ∗ 𝐹1.172)
F = 𝑅𝑆 ∗ (𝑌𝑔
𝑌0)
0.5
+ (1.25 ∗ °𝐹) = 221.25
𝐵𝑜 = 1.055 [BY/BN]
Donde:
Bo = Factor de formación del gas, [BY/BN].
Rs = Relación petorlero/gas en solución, [PCN/BN].
Yg = Gravedad especifica del gas.
Yo = Gravedad epsecifica del petroleo.
5.5.2.4 CÁLCULO DE VOLUMEN TOTAL DE GAS
Con las variables calculadas anteriromente, se puede hallar el volumen de
petroleo, agua y gas.
5.5.2.5 CÁLCULO DE GAS TOTAL
𝐺𝑎𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 =GOR ∗ BOPD
1000
𝐺𝑎𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 9.38 [KPCD]
Donde:
GOR = Relación de Gas/Petroleo, [PC/Bls].
BOPD = Caudal de Petroleo Producido, [Bls].
68
5.5.2.6 CÁLCULO DE GAS EN SOLUCIÓN
𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑆𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 =Rs ∗ BOPD
1000
𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑆𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 6.85 [KPCD]
Donde:
Rs = Relación Gas solución/Petroleo, [PC/Bls].
BOPD = Caudal de Petroleo Producido, [Bls].
5.5.2.7 CANTIDAD DE GAS LIBRE
𝐺𝑎𝑠 𝐿𝑖𝑏𝑟𝑒 = 𝐺𝑎𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑆𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛
𝐺𝑎𝑠 𝐿𝑖𝑏𝑟𝑒 = 2.53 [KPCD]
5.5.2.8 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDOS
𝑉𝑜 = 𝑆𝑇𝐵 ∗ 𝐵𝑜 = 66.03 [𝐵𝑙𝑠]
𝑉𝑔 = 𝐺𝑎𝑠 𝐿𝑖𝑏𝑟𝑒 ∗ 𝐵𝑔 = 10.28 [𝐵𝑙𝑠]
𝑉𝑤 = 𝑆𝑇𝐵 = 95.43 [𝐵𝑊𝑃𝐷]
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = Vo + Vg + Vw = 171.7 [Bls]
% 𝐺𝑎𝑠 𝐿𝑖𝑏𝑟𝑒 =Vg
Vtotal∗ 100 = 5.98 %
En el caso del pozo CE2-9036 la producción de gas no es un problema
para el diseño ya que es muy baja (5.98%)
69
5.5.3 CÁLCULO DEL DIFERENCIAL DE PRESIÓN
5.5.3.1 PRESIÓN DE ADMISIÓN DE LA BOMBA
𝑀𝑃𝑃 =ℎ𝑇𝑜𝑝𝑒 + ℎ𝐵𝑎𝑠𝑒
2= 1499.5 [𝑓𝑡].
∆𝑃 = (𝑃𝑟𝑜𝑓. 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 − 𝑀𝑃𝑃) ∗ 𝑆𝐺𝑚 ∗ ∇𝑃𝐻 = 89.4 [𝑃𝑠𝑖]
𝑃𝐼𝑛𝑡𝑎𝑘𝑒 = 𝑃𝑤𝑓 + ∆𝑃 = 400.4 [𝑝𝑠𝑖]
Donde:
PIntake = Presión de admisión de la bomba, [psi].
MPP = Profundidad Medida de Perforados, [ft].
hTope = Profundidad del tope de perforados, [ft].
hBase = Profunidad de la based de perforados, [ft].
SGm = Gravedad especifica de la mezcla.
CHP = Presión en cabeza anular, [psi].
Pwf = Presión de fondo fluyente, [psi].
GPH = Gradiente de presión hidrostática, 0.433 [psi/ft].
5.5.3.2 PRESIÓN DE DESCARGA DE LA BOMBA
Las perdidas de carga por fricción (F),debido al flujo por el interior de la
tubería de producción se calculó son la ecuación de Hazen & Williams.
𝐹 = 2.083 ∗ (100
C)
1.85
∗ (Q
34.3)
1.85
∗1
(ID)4.8655= 0.476
𝑃𝐹 = 𝐹 ∗ 𝑃𝑟𝑜𝑓. 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 ∗ ∇𝑃𝐻 = 0.5 [𝑝𝑠𝑖]
70
𝑃𝐷𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 = (Prof. bomba ∗ 𝑆𝐺𝑚
2.31) + 𝑃𝐹 + 𝑃𝑤𝑒𝑙𝑙ℎ𝑒𝑎𝑑 = 712.4 [𝑃𝑠𝑖]
Donde:
PDescarga = Presión de descarga de la bomba, [psi].
F = Perdida de carga por fricción, [ft/1000ft].
C = Constante, 120.
Q = Caudal, [BPD].
ID = Daimetro Interno de la tubería, [in].
PWellhead = Presión en cabeza de pozo, [psi].
5.5.3.3 DIFERENCIAL DE PRESIÓN
𝑃𝐷𝑖𝑓 = 𝑃𝐷𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 − 𝑃𝐼𝑛𝑡𝑎𝑘𝑒 = 434 [𝑃𝑠𝑖].
Se debe escoger una bomba con presión nominal por lo menos 20% mayor
que la diferencia de presión calculada, para asegurar el rango de operación
ya que las PCP son bombas de desplazamiento positivo y el rango de
presión no es exacto.
𝑃𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 = 1.2 ∗ 𝑃𝐷𝑖𝑓 = 520.6 [𝑃𝑠𝑖].
Si el pozo tiene alta produccion de arena, se debe escoger una bomba con
una presion nominal 75% mayor que la presion diferencial requerida.
𝑃𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 = 1.75 ∗ 𝑃𝐷𝑖𝑓 = 760 [𝑃𝑠𝑖].
71
5.6 VELOCIDAD DE BOMBEO OPERACIONAL
𝑉𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = Tasa de diseño ∗ (100RPM
𝑄𝑇𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑜) /𝑒𝑓𝑖𝑐.
𝑉𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 158 ∗(
100RPM125.8
)
0.6= 176 𝑅𝑃𝑀
Como el pozo CE2-9036 produce una cantidad considerable de arena, se
recomienda que no se opere a una velocidad mayor de 250 RPM con el objetivo de
reducir el desgaste.
5.7 REQUERIMIENTO DE ENERGÍA
HHP =Q ∗ 𝑃𝐷𝑖𝑓 ∗ 2.31
136000=
158 ∗ 778.25 ∗ 2.31
136000= 2.0[𝐻𝑝]
Hp =HHP
Efic=
2.0
0.6= 3.4 [𝐻𝑝]
Donde:
HHP = Potencia Hidraulica, [Hp].
Hp = Potencia requerida, [Hp].
Pdif = Diferencial de presión, [psi].
Efic = Eficiencia de la bomba.
Generalmente los requerimientos de un sisitema Electro-PCP son menores que los
de un sistema electrosumergible, así que se puede escoger un rango de tensión
mas alto para absorber las pérdidas de tensión en el cable.
72
5.8 TORQUE REQUERIDO POR LA BOMBA ESCPCP
Torque =Hp ∗ 5252
RPM=
2.55 ∗ 5252
176
′
= 76 [𝑙𝑏/𝑓𝑡]
Se debe seleccionar una GRU de la misma serie del motor que pueda manejar 1.5
veces el torque calculado, esto es porque las PCP necesitan un torque alto para el
arranque debido a la configuración del motor dentro del estator.
5.9 SELECCIÓN DE BOMBA Y PERFORMANCE
Según lo cálculos del dimensionamiento de la bomba y según el catálogo del
proveedor la bomba mas adecuada para cumplir con lo requerido es la siguiente es
la bomba con especificación 150FPC 07/5.5 A4, donde esta bomba producirá 150
barriles de fluido a 100 rpm, con una relación de motor de 07 Hp / 5.5 Kw para un
de pozo de 5 ½” semi somero.
Con respecto al performance de la bomba se muestra en la siguiente imagen:
Figura 30. Performance de la bomba ESPCP seleccionada
73
5.10 SELECCIÓN DE MOTOR
La selección del motor se realiza en función a criterios tales que sea compatible
con el diametro interno del casing y con la temperatura del pozo, se recomienda
escoger una combinación estandar serie del motor - serie de la bomba y si no
existe un modelo para la potencia requerida, seleccionar el siguiente motor con
HP más alto.
Dado el diseño y cálculo de potencia requerida es de 3.5 Hp, se selecciona el
motor con un factor de seguridad del 20% de potencia adicional.
74
HP motor = HP bomba ∗ 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔. 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟
HP motor = 3.4 ∗ 1.2 = 4.1 𝐻𝑝
Según el catálogo de la tabla 23, se selecciona un motor de las características
que se muestra en la tabla 22.
Tabla 22. Características de motor seleccionado de catalogo
MOTOR SELECCIONADO
TIPO DE SERIE 234 727 3525L
FRECUENCIA 60/50 Hz
POTENCIA 7.5 Hp
VOLTAJE 460/380
AMPERAJE 14 A.
LONGITUD 27 Plg
PESO 64 Lbs.
TABLA 23.
23.1 Catálogo de motores eléctricos.
75
23.2 Especificación de pesos y medidas
5.11 SELECCIÓN DE PROTECTOR
La selección del tipo de sello es importante ya que va a permitir la expansión del
aceite dieléctrico del motor, igualar las presiones del anular con la del aceie del
motor, soportar el esfuerzo axial debido a la presión de descarga de la bomba,
mantener presiones igualizadas entre interior del motor y espacio anular del
pozo.
Deacuerdo a las características del motor se va a seleccionar el protector
modelo SB LL LS el cual es un protector o sello que usa una bolsa elastomérica
(carboxinitrilo) en serie la cual es para regulares cargas de trabajo y regulares
esfuerzos de eje.
5.12 SELECCIÓN DEL CABLE
Se dispone de diferentes tamaños de cable, como también de forma, si es plano
o redondo. El tamaño adecuado del cable depende de factores como caida de
tensión, amperaje y del espacio que se tenga entre el tubería de producción y
tubería de revestimiento.
El cable debe ser 100 a 200 ft mas largo que la medida de la profundidad del
motor sumergible que haya distancia desde la bomba del pozo los equipos de
superficie y las conexiones sean seguras.
Para nuestro motor se empleará un flujo de 14 amperios con una longitud
aproximado de 2000 pies de cable y con una temperatura del pozo de 40 °C,
según la siguiente tabla se determinará el tipo de cable y la respectiva caida de
voltaje que se generará a traves del cable.
76
TABLA 24.
Caida de voltaje
Según las características se selecciona el cable de #2 AWG, con una caída de
voltaje de 4V/1000ft (según tabla 27).
5.12.1 CÁLCULO DE VOLTAJE SUPERFICIAL REQUERIDO
El voltaje en superficie se calcula conociendo el voltaje de operación del motor y
las pérdidas en el cable con las siguientes ecuaciones que se muestran:
𝐿𝑜𝑛𝑔. 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 = (𝑃𝑟𝑜𝑓. 𝑑𝑒 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 + 100) + 200 𝑓𝑡. (𝑝𝑜𝑟 𝑐𝑜𝑛𝑒𝑥𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒)
Long. de 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 = (1717 + 100) + 200 = 𝟐𝟎𝟏𝟕 𝐟𝐭
𝑉𝑃𝐸𝑅𝐷𝐼𝐷𝐴𝑆 𝐷𝐸 𝐶𝐴𝐵𝐿𝐸 = 𝐹𝐶𝐴𝐼𝐷𝐴 𝐷𝐸 𝑇𝐸𝑁𝑆𝐼Ó𝑁 ∗ 𝐿𝑜𝑛𝑔. 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒
𝑉𝑃𝐸𝑅𝐷𝐼𝐷𝐴𝑆 𝐷𝐸 𝐶𝐴𝐵𝐿𝐸 = 4vol
1000ft∗ 2017 = 8.1 V
77
𝑉𝑠 = 𝑉𝑂𝑃𝐸𝑅𝐴𝐶𝐼Ó𝑁 + 𝑉𝑃𝐸𝑅𝐷𝐼𝐷𝐴𝑆 𝐷𝐸 𝐶𝐴𝐵𝐿𝐸
Vs = 410 + 8.1 = 𝟒𝟏𝟖. 𝟏 𝐕
5.13 VARIADOR DE VELOCIDAD
El variador de frecuencia y el transformador deben manejar los requerimeintos
de potencia del sistema la cual se mide en Kilovoltio-Amperio y se puede
calcular con la siguiente expresión:
KVA =Vs ∗ Amp ∗ √3
1000=
418.1 ∗ 14 ∗ √3
1000= 10.1 [𝐾𝑉𝐴]
Donde:
Vs = Voltaje de superficie, [Vol].
Amp = Amperaje nominal de motor.
Con los KVA calculados más 15% de factor de seguridad debido a las pérdidas
se requiere un variador de 12KVA, 480V.
Debido a que el valor de tensión requerido en superficie para operación del
motor es de 418.1V se requiere según el catálogo un transformador reductor de
15KVA y relación de transformación 480/420V.
78
A continuación se muestra el equipo seleccionado con las especificaciones
correspondientes para el pozo CE2-9036, según los catálogos de la empresa.
TABLA 25.
Detalle del diseño del sistema Electro-PCP para el pozo CE2-9036
DISEÑO DE SISTEMA ESPCP
TASA DESEADA [BPD] 158 Bpd
% DE AGUA 60.4%
GAS DENTRO DE LA BOMBA [%] 5.4 %
FRECUENCIA [Hz] 60 Hz
GOR 150 [PCN/Bls]
PERDIDAS POR FRICCIÓN 0.5 Psi
PRESIÓN INTAKE [PSI] 400 Psi
PRESIÓN DE DESCARGA [PSI] 834.2 Psi
MODELO DE BOMBA 150FPC 07/5.5 A4
POTENCIA REQUERIDA POR EL MOTOR [HP] 4.1
SELECCIÓN DE SELLO SB LL LS
SELECCIÓN DE MOTOR 234 728 3525L 7.5Hp 410V 14 A
LONGITUD DEL CABLE DE SUPERFICIE [FT] 200 ft
LONGITUD DE CABLE [FT] 1800 ft
TIPO DE CABLE #2 AWG
CAIDA DE TENSIÓN [V] 4 V/1000Ft
SELECCIÓN DE CONTROLADOR 12 KVA, 480/420 V
SELECCIÓN DE GRU 11.5/1
79
CAPITULO VI.- ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD FINANCIERA
El estudio de prefactibilidad económica se realizó en base a los indicadores valor
presente neto (VPN), tasa interna de retorno (TIR), eficiencia, Payback y finalmente por
la relación costo – beneficio, con el fin de tener un criterio sólido de la posible viabilidad
de la implementación.
6.1 VALOR PRESENTE NETO
Este indicador determina el valor presente de los fluidos de fondos de los negocios,
transformando todos los ingresos y egresos futuros a precios de hoy, lo que
significa la valoración del proyecto medido en dinero de hoy. Considerar que para el
valor presente del proyecto, se debe hacer explícita la tasa de interes que se
emplea para calcularlo.
Si el VPN es positivo quiere decir que el proyecto genera un rendimiento o
ganancia, en cambio si es negativo significa que hay una pérdida a cierta tasa de
interes y si es igual a cero se dice que el proyecto es indiferente, esto significa que
el VPN es el valor de oportunidad en dinero actual de una alternativa de inversión.
80
𝑉𝑃𝑁 = 𝑉𝑃𝐼 − 𝑉𝑃𝐸
Donde:
VPN = Valor presente neto
VPI = Valor presente de los ingresos.
VPE = Valor presente de los egresos.
6.2 TASA INTERNA DE RETORNO
Es la tasa que obtienen los recursos o el dinero que permanece atado al proyecto.
Es la tasa de interes a la cual el inversionista le presta su dinero al proyecto y es
característica del proyecto, esto significa que esta tasa es la que se debe adquirir
por mantener los dineros invertidos en el proyecto.
𝑉𝑃𝑁 = 0 = [𝐹𝐸1
(1 + 𝐾)1] + [
𝐹𝐸2
(1 + 𝐾)2] + ⋯ + [
𝐹𝐸𝑛
(1 + 𝐾)𝑛] − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛
Donde: FE = Flujos Netos de Efectivos. K = Valores porcentuales.
81
6.3 TIEMPO DE RETORNO
Es el periodo de devolución, es el tiempo requerido para recuperar la inversión de
capital inical, este metodo calcula el tiempo que se tomaría para lograr un flujo de
caja positivo igual a la inversion total.
𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 “𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘" =𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑑𝑒 𝐸𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙
6.4 RELACIÓN COSTO – BENEFICIO
Es la relación del valor presente de los ingresos con respecto al valor presente de
los egresos, esto significa al sustentar el resultado la unidad se obtiene la cantidad
de prima que genera cada unidad monetaria (por cada dólar en nuestro caso) de
inversión, cuando este último se expresa en valor presente, y se puede calcular con
la siguiente expresión.
𝑅𝐶𝐵 =𝑉𝑃𝑁𝑖𝑛
𝑉𝑃𝑁𝑒𝑔
El criterio para la evaluación del proyecto mediante la relación costo-beneficio es:
RCB > 1: Conveniente el proyecto.
RCB = 1: Indiferente.
RCB < 1: No es atractivo el proyecto.
82
6.5 PROCEDIMIENTO Y RESULTADOS
Para el estudio de prefactibilidad económica se tuvo en cuenta la siguiente
información y procedimiento:
Tabla 26.
Información básica para el estudio de prefactibilidad económica
INDICADOR VALORES (USD POR
BARRIL)
AÑO 2013 al 2022 [1-10]
CAPITAL ,MUS$ 75.0
INVERSIÓN POR ESPCP,MUS$ 68.0
INVERSIÓN POR PCP,MUS$ 52.5
NETO CON REGALÍAS (37.3%) 62.70%
PRECIO DE PETROLERO,$/STB 45 US$
TASA DE DESCUENTO,% 12%
TASA DE RENTA % 30%
OPER. VARIABLE, $ /BP - ESPCP 5.98
OPER. VARIABLE, $ /BP - PCP 11.30
6.5.1 TIEMPO DE ANÁLISIS Y COSTO
Se considera un tiempo de vida del proyecto por un periodo de 10 años para
desarrollar el estudio económico de la implementación del sistema Electro PCP,
adicionalmente en el mismo periodo de tiempo, se considera los costo que
generaría en el escenario de obtener los incrementales de producción
manteniendose con el sistema PCP que se encuentra actualmente el pozo CE2-
9036.
6.5.1.1 ANTECEDENTES E INICIO DEL PROYECTO (AÑO 0, 1, 2)
Se incia la inversión inicial de capital, el cual considera la compra de los
siguiente: Sistema Electro - PCP (Motor Eléctrico sumergible, Sello protector
de motor,bomba PCP, cable de potencia con recubrimiento y caja de
83
variador) lo que implica ser un bien tangible sujeto a la depresiación, a la ves
se incluye el costo por la intervención al pozo “pulling pesado” en el cual
según programa se contempla realizar una re-cementación “esqueeze” para
la zona detectado como colapso, en adicional se adiciona los costo de las
conecciones eléctricas y la evetualidad de fallas mecánicas que podría
ocurrir en los años 1 y 2 donde incia el proyecto.
En el mismo periodo de tiempo (Año 0,1,2), se genera el escenario donde se
obteniene los incrementales de producción ya determinados, con el sistema
PCP con el que esta actualmente el pozo, donde la inversión se deriva en
mejorar de las condiciones del sistema extractivo (Motor de superficie,
mejorar del variador, Bombas PCP, tubería, varillas y los costos de servicios
de intervención del pozo, conexiones electricas y reparaciones ante posibles
falla mecánicas). Esto a fin de comparar los ingresos y costos que generaría
el reemplazo del sistema por el Electro-PCP contra la continuación del
sistema actual PCP.
6.5.1.2 DESARROLLO DEL PROYECTO (AÑO 3,4)
Se programa la intervención del pozo CE2-9026 por cambio de los elementos
que conforma el sistema electro-PCP por falla y/o desgaste de la bomba y/o
motor-sello, a esto tambien se adiciona el cambio de tuberías fatigadas, los
servicios de conección electrica y/o reparación de fallas mecánicas que
ocurre en este segundo periodo de 2 años con el sistema Elec-PCP.
En el mismo periodo de tiempo (Año 3.4), se considera los costo que
generaría en el escenario con el sistema PCP, donde los costos del sistema
mayormente se generará por las intervenciones reiterativas, las reparaciones
mecánicas, y/o re-emplazos tales como varillas, tuberías durante la
intervención, ademas de los servicios de conexción y repración electrico.
6.5.1.3 DESARROLLO DEL PROYECTO (AÑO 5,6)
A inicios del 5° año se programa la intervención del pozo CE2-9026 por re-
emplazo de algunos elementos de fondo que conforma el sistema Electro-
84
PCP como ya se mencionó por posible falla y/o desgaste ya sea la bomba, el
motor-sello los cuales son re-emplazados por elementos reparados que
salieron de la intervención en el periodo del 1° año ya sea motor y/o sello,
como también el cambio de tubería, del cable eléctrico el cual estará será
cambiado por 1° vez desde que inció el proyecto, considerando también los
gastos por servicios de intervención al pozo, reparaciones electricas y/o
mecánicas durante este periodo de 2 años.
En el mismo periodo de tiempo (Año 5,6), se considera los costo que
generaría en el escenario con el sistema PCP, donde los costos del sistema
mayormente se generará por las intervenciones reiterativas, las reparaciones
mecánicas, y/o re-emplazos tales como varillas, tuberías durante la
intervención esto por el alto desgaste de estos elementos por la fricción entre
ellos, ademas de los servicios de conexción y repración eléctrico.
6.5.1.4 DESARROLLO DEL PROYECTO (AÑO 7,8)
A inicios del 7° año se programa la intervención del pozo CE2-9026 por re-
emplazo de algunos elementos de fondo que conforma el sistema Electro-
PCP como ya se mencionó por posible falla y/o desgaste ya sea la bomba, el
motor-sello los cuales son re-emplazados por elementos reparados que
salieron de la intervención en el periodo del 3° año ya sea motor y/o sello, en
adicional se considera también los gastos por cambio de tubería, servicios de
intervención al pozo, reparaciones electricas y/o mecánicas durante este
periodo de 2 años.
En el mismo periodo de tiempo (Año 7,8), se considera los costo que
generaría en el escenario con el sistema PCP, donde los costos del sistema
mayormente se generará por las intervenciones reiterativas, el cambio de
bomba, las reparaciones mecánicas, y/o re-emplazos tales como varillas,
tuberías durante la intervención esto por el alto desgaste de estos elementos
por la fricción entre ellos, ademas de los servicios de conexión y reparación
eléctrica, en este periodo para el caso del sistema PCP los elementos tales
85
como partes de la bomba deben ser nuevos ya que no pueden ser reparados
en el taller.
6.5.1.5 ETAPA FINAL DEL PROYECTO (AÑO 9,10)
En la etapa final del proyecto para el 9° año se programa la intervención del
pozo CE2-9026 por re-emplazo de algun elemento de fondo que conforma el
sistema Electro-PCP como ya se mencionó por posible falla y/o desgaste ya
sea la bomba, el motor-sello los cuales son re-emplazados por elementos
reparados que salieron de la intervención en el periodo del 1° y/o 5° año ya
sea motor y/o sello esto con la finalidad de viabilizar y optimizar los equipos
del sistema, en adicional se considera también los gastos por cambio de
tubería, servicios de intervención al pozo, reparaciones eléctricas y/o
mecánicas durante este último periodo, posterior a la intervención del pozo
se espera continuar con la producción sin problemas hasta finales del año 10
donde finaliza el tiempo de vida económica del poyecto.
En el mismo periodo de tiempo (Año 9,10), como se a estado siguiendo se
considera los costo que generaría en el escenario con el sistema PCP, donde
los costos del sistema mayormente se generará por las intervenciones de
pulling reiterativos, el cambio de bomba, y/o re-emplazos tales como varillas,
tuberías durante la intervención esto por el alto desgaste de estos elementos
por la fricción entre ellos.
El alto consumo de energía electrica, las continuas intervenciones, y cambios
de elementos de fondo requeridas para el sistema PCP hasta finales del
proyecto a estado generando un continuo flujo de costo operativo mayor a lo
del sistema Electro-PCP, el cual conforme al tiempo logró generar mayor
ingreso y menos costo en equipos y servicios como se observará en los
siguientes casos de este análisis económico.
86
6.5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO CONSIDERANDO DIFERENTES ESCENARIOS
6.5.2.1 CASO I (BASE)
Este es el caso base, a partir del cual se desglosaron en caso II y III, en este
primer escenario se logra extraer y recuperar al potencial incial del pozo,
logrando registrar un incremental de producción a una tasa de producción
incial de 20.2 bpod, con referente a los parámetros de declinación y la curva
pronóstico para el periodo de vida del proyecto (del año 1 al año 10) se
obtiene los siguientes parámetros (Di = 0.35, n = 0.5), precio de venta del
crudo 45 $ para el tipo de fluido que se pronósticó para el pozo CE2-9036 del
Lote X y el costo por levantamiento con el sistema tanto Electro-PCP y PCP
con las variaciones que se esperan. En este caso se pronostica que la
reservas de petroleo incrementales a esta condiciones se obtendrá 25.2
MSTB.
6.5.2.2 CASO II (BAJO)
Como se mencionó anteriormente, este escenario esta sujeto al caso base,
en este escenario se logra extraer y recuperar una producción inferior al
potencial incial del pozo (cado base), logrando registrar un incremental de
producción a una tasa de producción inicial de 15.2 bpod, con referente a los
parámetros de declinación y la curva pronóstico para el periodo de vida del
proyecto (del año 1 al año 10) se obtiene los siguientes parámetros (Di =
0.45, n = 0.45), precio de venta del crudo 45 $ para el tipo de fluido que se
pronósticó para el pozo CE2-9036 del Lote X y el costo por levantamiento
con el sistema de Electro-PCP con las variaciones que se esperan. Por tanto
este es nuestro CASO BAJO, para ello los demas parámetros se mantendra
constantes tales como total de inversión, precio del petroleo, tasas de
descuento y costo operativo.
Este caso en el análisis económico permitirá mostrar los cambios de los
indicadores económicos con respecto al caso base, que mostrará el uso
tanto del sistema Electro-Pcp y PCP en condiciones con poco optimismo de
recuperación de producción incremental obtenidas luego de las mejoras y/o
87
implemantaciones que se realizará en el pozo CE2-9036. En este caso se
pronostica que la reservas de petroleo incrementales a esta condiciones se
obtendrá 15.4 MSTB.
6.5.2.3 CASO III (ALTO)
Como se mencionó este escenario también esta sujeto al caso I (base), en
este escenario se logra extraer y recuperar una producción superior al
potencial inicial del pozo (caso base), logrando registrar un incremental de
producción a una tasa de producción inicial de 25.2 bpod, con referente a los
parámetros de declinación y la curva pronóstico para el periodo de vida del
proyecto (del año 1 al año 10) se determina los siguientes parámetros (Di =
0.28, n = 0.54), precio de venta del crudo 45 $ para el tipo de fluido que se
pronósticó para el pozo CE2-9036 del Lote X y el costo por levantamiento
con el sistema de Electro-PCP con las variaciones que se esperan. Por tanto
este es nuestro CASO ALTO, para ello los demas parámetros se mantendra
constantes tales como total de inversión, precio del petroleo, tasas de
descuento y costo operativo.
Este caso en el análisis económico permitirá mostrar los cambios de los
indicadores económicos con respecto al caso base, que mostrará el uso
tanto del sistema Electro-Pcp y PCP en condiciones de alto optimismo de
recuperación de producción incremental obtenido posterior a las mejoras y/o
implemantaciones que se realizará en el pozo CE2-9036. En este caso se
pronostica que la reservas de petroleo incrementales a esta condiciones se
obtendrá 37.3 MSTB.
En la siguiente tabla (tabla 27), se observará los 3 casos (base, bajo y alto),
donde se muestra en cada uno de los casos los caudales incrementales de
petroleo (Qi), el acumulado (Np), y los parámetros de declinación (Dí, n), de
los cuales se puede determinar el pronosticos de producción de petroleo en
cada año durante el periodo de 0 a 10 años.
88
TABLA 27. Perfil del pozo CE2-9036 para los 3 casos
Start Time 1Start
Time1 Start Time 1
Estabilidad 5 mesesEstabilida
d4 meses Estabilidad 3 meses
Qi 15.20 BOPD Qi 20.20 BOPD Qi 25.20 BOPD
Np 15400 BO @ yr: 10 Np 25262 BO @ yr: 10 Np 37323 BO @ yr: 10
D efectivo 0.45 frac/año D efectivo 0.35 frac/año D efectivo 0.28 frac/año
a nominal 0.60 frac/año a nominal 0.43 frac/año a nominal 0.32 frac/año
n 0.45(n>0,
n<>1)n 0.50
(n>0,
n<>1)n 0.54 (n>0, n<>1)
Meses Años qo Np Meses Años qo Np Meses Años qo Np
12 1.0 11.0 5005 12 1.0 15.4 6689 12 1.0 20.1 8386
24 2.0 6.9 8130 24 2.0 10.9 11368 24 2.0 15.4 14742
36 3.0 4.7 10180 36 3.0 8.1 14774 36 3.0 12.2 19708
48 4.0 3.4 11620 48 4.0 6.3 17365 48 4.0 10.0 23703
60 5.0 2.5 12682 60 5.0 5.0 19401 60 5.0 8.3 26992
72 6.0 2.0 13494 72 6.0 4.1 21044 72 6.0 7.0 29750
84 7.0 1.6 14134 84 7.0 3.4 22398 84 7.0 6.0 32098
96 8.0 1.3 14650 96 8.0 2.9 23532 96 8.0 5.2 34124
108 9.0 1.1 15074 108 9.0 2.5 24496 108 9.0 4.6 35891
120 10.0 0.9 15400 120 10.0 2.2 25262 120 10.0 4.1 37323
RESERVAS INCORPORADAS DE PETROLEO [Bls/]
CE2-9036 Caso Bajo CE2-9036 Caso Base CE2-9036 Caso Alto
meses a partir de
ahora.
meses a partir de
ahora.meses a partir de ahora.
89
En las siguiente figura (fig. 31) muestra el caudal incremental de petroleo versus
el periodo de tiempo de vida del proyecto y se puede mostrar las curvas de
declinación de producción del petroleo incremental del pozo CE2-9037, donde la
declinación generado durante el periodo de los 10 años para los 3 casos (Base,
Bajo, Alto) ya mostrado anteriormente es deteminado en base a los datos
obtenidos de la tabla 27.
El comportamiento de las curvas muestran una estabilidad corta de producción
estable por un tiempo promedio de 4 meses de inicio de las mejoras y/o
implementaciones realizadas en el pozo CE2-9036, posterior a ello se incia una
declinación de la producción donde la curva se ajusta mejor aun comportamiento
hiperbólico (Los parámetros de declinación tales como la velocidad de
declinación y constante de declinación se han determinado a partir de la
sencibilización de la curva histórica de producción del pozo CE2-9036).
Figura 31. Pronóstico de producción de petroleo incremental del pozo CE2-9046
90
En las siguiente figura (fig. 32), se muestran la producción acumulada que se
obtendría de los 3 casos mostrados anteriormente, donde en el caso bajo con un
caudal incial de 15.2 bpod se obtendría un acumulado total de 15400 Bls
durante el periodo de 10 años, de igual forma para el caso base con un caudal
incial de 20.2 bpod se obtendría un acumulado total de 25262 Bls durante el
periodo de 10 años, y finalmalmente para el caso alto con un caudal incial de
25.2 bpod se obtendría un acumulado total de 37323 Bls durante el periodo de
10 años.
Figura 32. Pronóstico de Oil Incremental Acumulado del pozo CE2-9036
A contianuación se muestra la evaluación financiera y la determinación de los
valores de cada indicador ecocómico, para los diferentes casos que se esta
considerando para nuestro proyecto de implementación del sistema Electro-
PCP.
91
6.5.2.1 ESCENARIO I: Estudio financiero Caso I (Electro PCP vs PCP).
Figura 33. Evaluación para el Caso Base – Electro PCP
FLUJO NETOVALOR
ACTUAL
0 68 0 0 0 0 0 -68 -68
1 17.0 10.7 0 11 175 41 123 37 77 69
2 13.2 8.3 0 11 136 33 92 28 64 51
3 9.6 6.0 0 11 99 25 62 19 44 31
4 7.3 4.5 0 11 75 20 44 13 31 19
5 5.7 3.6 0 11 59 17 31 9 22 12
6 4.6 2.9 0 0 47 14 33 10 23 12
7 3.8 2.4 0 0 39 12 26 8 18 8
8 3.2 2.0 0 0 32 11 21 6 15 6
9 2.7 1.7 0 0 28 10 18 5 12 4
10 2.3 1.4 0 0 24 9 15 4 10 3
TOTAL 68 713 193 465 139 249 149
EVALUACIÓN ECONÓMICA:
RESERVAS DE PETROLEO,MSTB 25.26 VAN 12%, M$ $148.93
TOTAL DE INVERSIÓN,MUS$ 68.00 TIR ACTUAL,% 92%
NETO CON REGALÍAS (37.3%) 62.7% PLAZO DE RECUPERACIÓN, AÑOS 0.984
PRECIO DE PETROLERO,$/STB 45 11.8 Meses
TASA DE DESCUENTO,% 12 RELACIÓN B/C, $/$ 1.80
TASA DE IMPUESTO % 30 TIEMPO DE VIDA ECONÓMICA, AÑOS 10
OPER. FIJO, $ /AÑO 4,150
OPER. VARIABLE, $ /BP 6.0
IMPUESTOS
(MUS$)
FLUJO DE FONDOS
MILES DE DOLARES AMERICANOS (Net para PEP)
INGRESO
SUJETO A
IMPUESTO
(MUS$)
PARÁMETROS BÁSICOS :
TOTAL DE
INVERSIÓN
(MUS$)
DEPRECIACI
ÓN (MUS$)
TOTAL DE
INGRESOS
(MUS$)
COSTO DE
OPERACIÓN
(MUS$)
EVALUACIÓN ECONÓMICA
CE2-9036 CASO BASE - ELECTRO PCP(Inversión: Costo de SLA ESP-PCP)
AÑO
PROD. DE PETROLEO (BOPD)
TOTAL
(BOPD)REGALÍAS
92
Figura 34. Evaluación para el Caso Base – PCP
FLUJO NETOVALOR
ACTUAL
0 53 0 0 0 0 0 -53 -53
1 17.0 10.7 0 8 175 79 89 27 53 48
2 13.2 8.3 0 8 136 63 65 20 46 36
3 9.6 6.0 0 8 99 48 43 13 30 21
4 7.3 4.5 0 8 75 38 28 8 20 13
5 5.7 3.6 0 8 59 32 19 6 13 7
6 4.6 2.9 0 0 47 27 20 6 14 7
7 3.8 2.4 0 0 39 24 15 4 10 5
8 3.2 2.0 0 0 32 21 11 3 8 3
9 2.7 1.7 0 0 28 19 8 2 6 2
10 2.3 1.4 0 0 24 18 6 2 4 1
TOTAL 53 713 370 303 91 151 91
EVALUACIÓN ECONÓMICA:
RESERVAS DE PETROLEO,MSTB 25.26 VAN 12%, M$ $90.87
TOTAL DE INVERSIÓN,MUS$ 52.50 TIR ACTUAL,% 79%
NETO CON REGALÍAS (37.3%) 62.7% PLAZO DE RECUPERACIÓN, AÑOS 1.133
PRECIO DE PETROLERO,$/STB 45 13.6 Meses
TASA DE DESCUENTO,% 12 RELACIÓN B/C, $/$ 1.37
TASA DE IMPUESTO % 30 TIEMPO DE VIDA ECONÓMICA, AÑOS 10
OPER. FIJO, $ /AÑO 8,450
OPER. VARIABLE, $ /BP 11.30
IMPUESTOS
(MUS$)
FLUJO DE FONDOS
MILES DE DOLARES AMERICANOS (Net para PEP)
INGRESO
SUJETO A
IMPUESTO
(MUS$)
PARÁMETROS BÁSICOS :
AÑO
PROD. DE PETROLEO (BOPD)TOTAL DE
INVERSIÓN
(MUS$)
DEPRECIACI
ÓN (MUS$)
TOTAL DE
INGRESOS
(MUS$)
COSTO DE
OPERACIÓN
(MUS$)
TOTAL
(BOPD)REGALÍAS
EVALUACIÓN ECONÓMICA
CE2-9036 CASO BASE - PCP(Inversión: Costo de PCP)
93
6.5.2.2 ESCENARIO II: Estudio financiero Caso II (Electro PCP vs PCP).
Figura 35. Evaluación para el Caso Bajo – Electro PCP
FLUJO NETOVALOR
ACTUAL
0 68 0 0 0 0 0 -68 -68
1 12.8 8.0 0 11 132 32 89 27 53 48
2 8.9 5.6 0 11 92 24 57 17 40 32
3 5.8 3.6 0 11 60 17 32 10 22 16
4 4.1 2.5 0 11 42 13 18 5 12 8
5 3.0 1.9 0 11 31 11 9 3 6 4
6 2.3 1.4 0 0 23 9 14 4 10 5
7 1.8 1.1 0 0 18 8 10 3 7 3
8 1.4 0.9 0 0 15 7 8 2 5 2
9 1.2 0.7 0 0 12 7 5 2 4 1
10 1.0 0.6 0 0 10 6 4 1 3 1
TOTAL 68 435 134 245 74 95 51
EVALUACIÓN ECONÓMICA:
RESERVAS DE PETROLEO,MSTB 15.40 VAN 12%, M$ $51.34
TOTAL DE INVERSIÓN,MUS$ 68.00 TIR ACTUAL,% 46%
NETO CON REGALÍAS (37.3%) 62.7% PLAZO DE RECUPERACIÓN, AÑOS 1.642
PRECIO DE PETROLERO,$/STB 45 19.7 Meses
TASA DE DESCUENTO,% 12 RELACIÓN B/C, $/$ 1.62
TASA DE IMPUESTO % 30 TIEMPO DE VIDA ECONÓMICA, AÑOS 10
OPER. FIJO, $ /AÑO 4,150
OPER. VARIABLE, $ /BP 5.98
IMPUESTOS
(MUS$)
FLUJO DE FONDOS
MILES DE DOLARES AMERICANOS (Net para PEP)
INGRESO
SUJETO A
IMPUESTO
(MUS$)
PARÁMETROS BÁSICOS :
AÑO
PROD. DE PETROLEO (BOPD)TOTAL DE
INVERSIÓN
(MUS$)
DEPRECIACI
ÓN (MUS$)
TOTAL DE
INGRESOS
(MUS$)
COSTO DE
OPERACIÓN
(MUS$)
TOTAL
(BOPD)REGALÍAS
CE2-9036 CASO BAJO - ELECTRO PCP(Inversión: Costo de SLA ESP-PCP)
94
Figura 36. Evaluación para el Caso Bajo – PCP
FLUJO NETOVALOR
ACTUAL
0 53 0 0 0 0 0 -53 -53
1 12.8 8.0 0 8 132 61 63 19 35 31
2 8.9 5.6 0 8 92 45 39 12 27 21
3 5.8 3.6 0 8 60 32 19 6 14 10
4 4.1 2.5 0 8 42 25 9 3 6 4
5 3.0 1.9 0 8 31 21 2 1 1 1
6 2.3 1.4 0 0 23 18 6 2 4 2
7 1.8 1.1 0 0 18 16 3 1 2 1
8 1.4 0.9 0 0 15 14 0 0 0 0
9 1.2 0.7 0 0 12 13 -1 0 -1 0
10 1.0 0.6 0 0 10 13 -2 0 -2 -1
TOTAL 53 435 258 136 42 33 16
EVALUACIÓN ECONÓMICA:
RESERVAS DE PETROLEO,MSTB 15.40 VAN 12%, M$ $16.27
TOTAL DE INVERSIÓN,MUS$ 52.50 TIR ACTUAL,% 30%
NETO CON REGALÍAS (37.3%) 62.7% PLAZO DE RECUPERACIÓN, AÑOS 1.987
PRECIO DE PETROLERO,$/STB 45 23.8 Meses
TASA DE DESCUENTO,% 12 RELACIÓN B/C, $/$ 1.22
TASA DE IMPUESTO % 30 TIEMPO DE VIDA ECONÓMICA, AÑOS 8
OPER. FIJO, $ /AÑO 8,450
OPER. VARIABLE, $ /BP 11.30
PARÁMETROS BÁSICOS :
TOTAL
(BOPD)REGALÍAS
AÑO
PROD. DE PETROLEO (BOPD)TOTAL DE
INVERSIÓN
(MUS$)
DEPRECIACI
ÓN (MUS$)
TOTAL DE
INGRESOS
(MUS$)
COSTO DE
OPERACIÓN
(MUS$)
INGRESO
SUJETO A
IMPUESTO
(MUS$)
IMPUESTOS
(MUS$)
FLUJO DE FONDOS
CE2-9036 CASO BAJO - PCP(Inversión: Costo de PCP)
MILES DE DOLARES AMERICANOS (Net para PEP)
EVALUACIÓN ECONÓMICA
95
6.5.2.3 ESCENARIO III: Estudio financiero Caso III (Electro PCP vs PCP).
Figura 37. Evaluación para el Caso Alto – Electro PCP
FLUJO NETOVALOR
ACTUAL
0 68 0 0 0 0 0 -68 -68
1 21.3 13.4 0 11 219 51 158 47 102 91
2 17.8 11.2 0 11 183 43 129 39 90 72
3 13.9 8.7 0 11 143 34 97 29 68 48
4 11.1 7.0 0 11 115 28 75 23 53 33
5 9.2 5.7 0 11 94 24 59 18 41 23
6 7.7 4.8 0 0 79 21 58 17 41 21
7 6.5 4.1 0 0 67 18 49 15 34 15
8 5.6 3.5 0 0 58 16 41 12 29 12
9 4.9 3.1 0 0 50 15 36 11 25 9
10 4.3 2.7 0 0 44 14 31 9 22 7
TOTAL 68 1053 265 733 220 436 264
EVALUACIÓN ECONÓMICA:
RESERVAS DE PETROLEO,MSTB 37.32 VAN 12%, M$ $263.84
TOTAL DE INVERSIÓN,MUS$ 68.00 TIR ACTUAL,% 134%
NETO CON REGALÍAS (37.3%) 62.7% PLAZO DE RECUPERACIÓN, AÑOS 0.750
PRECIO DE PETROLERO,$/STB 45 9 Meses
TASA DE DESCUENTO,% 12 RELACIÓN B/C, $/$ 1.91
TASA DE IMPUESTO % 30 TIEMPO DE VIDA ECONÓMICA, AÑOS 10
OPER. FIJO, $ /AÑO 4,150
OPER. VARIABLE, $ /BP 5.98
IMPUESTOS
(MUS$)
FLUJO DE FONDOS
MILES DE DOLARES AMERICANOS (Net para PEP)
INGRESO
SUJETO A
IMPUESTO
(MUS$)
PARÁMETROS BÁSICOS :
AÑO
PROD. DE PETROLEO (BOPD)TOTAL DE
INVERSIÓN
(MUS$)
DEPRECIACI
ÓN (MUS$)
TOTAL DE
INGRESOS
(MUS$)
COSTO DE
OPERACIÓN
(MUS$)
TOTAL
(BOPD)REGALÍAS
EVALUACIÓN ECONÓMICA
CE2-9036 CASO ALTO - ELECTRO PCP(Inversión: Costo de SLA ESP-PCP)
96
Figura 38. Evaluación para el Caso Alto – PCP
FLUJO NETOVALOR
ACTUAL
0 53 0 0 0 0 0 -53 -53
1 21.3 13.4 0 8 219 96 115 35 72 64
2 17.8 11.2 0 8 183 82 93 28 65 52
3 13.9 8.7 0 8 143 66 69 21 48 34
4 11.1 7.0 0 8 115 54 52 16 37 23
5 9.2 5.7 0 8 94 46 40 12 28 16
6 7.7 4.8 0 0 79 40 39 12 27 14
7 6.5 4.1 0 0 67 35 32 10 22 10
8 5.6 3.5 0 0 58 32 26 8 18 7
9 4.9 3.1 0 0 50 29 22 7 15 5
10 4.3 2.7 0 0 44 26 18 5 13 4
TOTAL 53 1053 506 507 152 294 178
EVALUACIÓN ECONÓMICA:
RESERVAS DE PETROLEO,MSTB 37.32 VAN 12%, M$ $178.30
TOTAL DE INVERSIÓN,MUS$ 52.50 TIR ACTUAL,% 122%
NETO CON REGALÍAS (37.3%) 62.7% PLAZO DE RECUPERACIÓN, AÑOS 0.819
PRECIO DE PETROLERO,$/STB 45 9.8 Meses
TASA DE DESCUENTO,% 12 RELACIÓN B/C, $/$ 1.46
TASA DE IMPUESTO % 30 TIEMPO DE VIDA ECONÓMICA, AÑOS 10
OPER. FIJO, $ /AÑO 8,450
OPER. VARIABLE, $ /BP 11.30
PARÁMETROS BÁSICOS :
TOTAL
(BOPD)REGALÍAS
AÑO
PROD. DE PETROLEO (BOPD)TOTAL DE
INVERSIÓN
(MUS$)
DEPRECIACI
ÓN (MUS$)
TOTAL DE
INGRESOS
(MUS$)
COSTO DE
OPERACIÓN
(MUS$)
INGRESO
SUJETO A
IMPUESTO
(MUS$)
IMPUESTOS
(MUS$)
FLUJO DE FONDOS
CE2-9036 CASO ALTO - PCP(Inversión: Costo de PCP)
MILES DE DOLARES AMERICANOS (Net para PEP)
EVALUACIÓN ECONÓMICA
97
6.5.3 RESULTADOS ECONÓMICOS
6.5.3.1 RESULTADOS ECONÓMICOS DEL CASO BASE
En el escenario I (figura 33 y 34) el proyecto muestra indicadores favorables
de inversion tanto para la implementación del sistema Electro-Pcp como para
el mejoramiento de la instalación con PCP para el pozo CE2-9036,y esto se
debe a los resultados obtenidos de los indicadores ecocómicos de ambas
inversiones.
La selección de la primera inversión que se realizaría que es la
implementación del sistema Electro-Pcp en el pozo CE2-9036, los resultados
indica un valor actual neto de 148.9 M$, con una rentabilidad del 92%,
recuperando la inversión en un periodo de 12 meses con una relación
beneficio costo de 1.80, esto durante el periodo de 10 años de vida del
proyecto.
Referente a la segunda opción de inversión que se realizará para el
mejoramiento de la instalación del sistema PCP en el pozo CE2-9036 los
resultados indica un valor actual neto de 90.87 M$, con una rentabilidad del
79%, recuperando la inversión en un periodo de 14 meses con una relación
beneficio costo de 1.37, esto durante el periodo de 10 años de vida del
proyecto.
La siguiente imagen (figura 39), muestra la rentabilidad de las inversiones
tanto para el sistema Electro-PCP (TIR=92%) como para el sistema PCP
(TIR=79%), lo cual el indicador (TIR), nos muestra una mejor preferencia
para optar por el sistema electro-PCP.
98
figura 39. VAN vs Tasa de descuento (caso base)
La siguiente imagen (figura 40), muestra las utilidades actulizadas y los
tiempos de recuperación de capital tanto para el sistema Electro-PCP (VAN=
148.8M$, PB=12 meses) como para el sistema PCP (VAN=90.87M$, PB=14
meses), lo cual el indicador (VAN), nos muestra una mejor preferencia para
optar por el sistema electro-PCP.
figura 40. VAN vs Tiempo del proyecto (caso base)
99
Por lo tanto en el Caso Base la implementación del sistema Electro PCP en
los pozos del Lote X con respecto a otros sistemas como el PCP, presenta
ser mas atractivo, ya que los indicadores muestra una rentabilidad
económica positiva y/o mayores que el sistema.
6.5.3.2 RESULTADOS ECONÓMICOS DEL CASO BAJO
En el escenario II (figura 35 y 36) el proyecto muestra indicadores favorables
de inversion para la implementación del sistema Electro-Pcp y regulares
para la opción del sistema PCP, esto se debe a los resultados obtenidos de
los indicadores ecocómicos de ambas inversiones.
La selección de la primera inversión que se realizaría que es la
implementación del sistema Electro-Pcp en el pozo CE2-9036 los resultados
indica un valor actual neto de 51.34 M$, con una rentabilidad del 46%,
recuperando la inversión en un periodo de 20 meses con una relación
beneficio costo de 1.6, esto durante el periodo de 10 años de vida del
proyecto.
Referente a la segunda opción de inversión que se realizaría para el
mejoramiento de la instalación del sistema PCP en el pozo CE2-9036 los
resultados indica un valor actual neto de 16.27 M$, con una rentabilidad del
30%, recuperando la inversión en un periodo de 24 meses con una relación
beneficio costo de 1.2, esto durante el periodo de 10 años de vida del
proyecto.
La siguiente imagen (figura 41), muestra la rentabilidad de las inversiones
tanto para el sistema Electro-PCP (TIR=46 %) como para el sistema PCP
(TIR=30%), lo cual el indicador (TIR), nos muestra una mejor rentabilidad
para optar por el sistema electro-PCP.
100
figura 41. VAN vs Tasa de descuento (caso bajo)
La siguiente imagen (figura 41), muestra las utilidades actulizadas y los
tiempos de recuperación de capital tanto para el sistema Electro-PCP
(VAN=51.3 M$, PB=20 meses) como para el sistema PCP (VAN=16.3M$,
PB=24meses), lo cual este indicador (VAN) permite definir la mejor
preferencia la cual es optar por el sistema electro-PCP.
figura 42. VAN vs Tiempo del proyecto (caso base)
101
Por lo tanto en el Caso Bajo la implementación del sistema Electro PCP en
los pozos del Lote X con respecto a otros sistemas como el PCP, presenta
ser atractivo, ya que los indicadores económicos muestra una mejor
rentabilidad por la implementación del sistema ESP-PCP en el periodo de
vida del proyecto, sin embargo la inversión por el sistema PCP presentaría
una recuperación de capital sin embargo el valor neto de esta inversión es
bastante baja mostrando su límite de viabilidad ya que a pronosticos
menores resultaría no viabilidad del sistema PCP.
6.5.3.3 RESULTADOS ECONÓMICOS DEL CASO ALTO
En el escenario I (figura 37 y 38) el proyecto muestra indicadores muy
favorables de inversion tanto para la implementación del sistema Electro-Pcp
como para el mejoramiento de la instalación con PCP para el pozo CE2-
9036,y esto se debe a los resultados obtenidos de los indicadores
ecocómicos de ambas inversiones.
La selección de la primera inversión que se realizaría por la implementación
del sistema Electro-Pcp en el pozo CE2-9036, los resultados indica un valor
actual neto de 263.84 M$, con una rentabilidad del 134%, recuperando la
inversión en un periodo de 9 meses con una relación beneficio costo de 1.91,
esto durante el periodo de 10 años de vida del proyecto.
Referente a la segunda opción de inversión que se realizará para el
mejoramiento de la instalación del sistema PCP en el pozo CE2-9036 los
resultados indica un valor actual neto de 178.3 M$, con una rentabilidad del
122 %, recuperando la inversión en un periodo de 10 meses con una relación
beneficio costo de 1.46, esto durante el periodo de 10 años de vida del
proyecto.
La siguiente imagen (figura 43), muestra la rentabilidad de las inversiones
tanto para el sistema Electro-PCP (TIR=134%) como para el sistema PCP
102
(TIR=122%), lo cual el indicador (TIR), nos muestra una mejor preferencia
para optar por el sistema electro-PCP.
figura 43. VAN vs Tasa de descuento (Caso Alto)
La siguiente imagen (figura 44), muestra las utilidades actualizadas y los
tiempos de recuperación de capital tanto para el sistema Electro-PCP
(VAN=263.8 M$, PB=10 meses) como para el sistema PCP (VAN=178.3 M$,
PB=10meses), lo cual los indicadores nos permite definir la mejor
preferencia de inversión la cual es optar por el sistema electro-PCP.
103
figura 44. VAN vs Tiempo del proyecto (Caso Alto)
Por lo tanto en el Caso Alto la implementación del sistema Electro PCP en
los pozos del Lote X con respecto a otros sistemas como el PCP, presentan
ser mas atractivo, ya que los indicadores económicos muestra una
rentabilidad mayor por la implementación del sistema ESP-PCP en el periodo
de vida del proyecto, aunque su alta viabilidad se da gracias a la cantidad de
reservas de crudo otorgado para este escenario, las cuales se estimarían
como reservas optimistas.
En la tabla 28 se pueden ver los resultados obtenidos para los 3 escenarios
(Caso Base, bajo y alto) permitiendo realizar la comparativa entre el Electro-
PCP y el PCP, del cual se puede dar como resultado del estudio económico
que para los 3 escenarios el sistema Electro-PCP presenta mayor
rentabilidad y/o viabilidad económica con referente al sistema PCP el cual
presenta indicadores positivos sin embargo son siempre inferiores al sistema
Electro-PCP.
Esto muestra que la implementación del nuevo sistema artificial en los pozos
del Lote X es factible económicamente.
104
Tabla 28.
Resultado del estudio financiero Pozo CE2-9036
CASO 1 CASO 2 CASO 3
CASO BAJO CASO BASE CASO ALTO
15.40 25.26 37.32
68.0 68.0 68.0
45 45 45.00
51.34 148.93 263.84
46.0% 91.6% 134.0%
1.64 0.98 0.75
1.62 1.80 1.91
10 10 10
15.40 25.26 37.32
52.5 52.5 52.5
45 45 45
16.27 90.87 178.30
29.9% 79.2% 121.8%
1.99 1.13 0.82
1.22 1.37 1.46
8 10 10
RELACIÓN B/C, $/$
TIEMPO DE VIDA ECONÓMICA, AÑOS
TOTAL DE INVERSIÓN,MUS$
TOTAL DE INVERSIÓN,MUS$
PRECIO DE PETROLERO,$/STB
VAN 12%, M$
PCP
TIR ACTUAL,%
PLAZO DE RECUPERACIÓN, AÑOS
RELACIÓN B/C, $/$
TIEMPO DE VIDA ECONÓMICA, AÑOS
RESERVAS DE PETROLEO,MSTB
PLAZO DE RECUPERACIÓN, AÑOS
PRECIO DE PETROLERO,$/STB
VAN 12%, M$
TIR ACTUAL,%
RESUMEN DE ANÁLISIS ECONÓMICO ELECTRO-PCP VS PCP
SLA PARAMETROS / INDICACORES
RESERVAS DE PETROLEO,MSTB
ELECTRO-PCP
105
CAPITULO VII.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 CONCLUSIONES
1. Se comprueba que mediante la combinación de las ventajas mecánico-eléctricas
de los sistemas extractivos convencionales tales como el sistema por bombeo
de cavidades progresivas y el sistema electro sumergible, se logra ampliar el
rango de aplicabilidad del sistema extractivo artificial, adquiriendo las ventajas
de ambos sistemas, y esto permite el mejoramiento del sistema de
levantamiento extractivo en pozos del Lote X.
2. La metodología creada es un criterio de selección de los pozos candidatos para
la implementación del sistema Electro PCP, en base al caudal de producción,
indice de intervención e indice de productividad, permitiendo obtener pozos con
las adecuadas condiciones para la implementación, y esto a la ves permitirá
obtener buenos resultados en el estudio de prefactibilidad técnica y el diseño del
sistema extrativo, ya que el sistema presenta versatilidad para operar altos
caudales de fluido (líquido, gas), altos contenidos de sólidos (arena de
formación, arena de fracturamiento), y bajo desgaste mecánico por abrasión y/o
fricción (varilla/tubo, tubo/casing).
3. La implementación del sistema de levantamiento artificial Electro PCP en el pozo
seleccionado permitirá el incremento de la vida útil del equipamiento de subsuelo
y superficie del pozo en un 300% disminuyendo el indice de frecuencia de falla
del pozo en 0.52, mejora la eficiencia energética del sistema extractivo, menor
consumo de energía por barril de fluido extraido, mejora el seguimiento y control
de operación extractivo, efectiviza las actividades del ingenierro de operaciones,
supervisor y personal de campo, y permite confiabilidad operativa.
106
4. La implementación del sistema de levantamiento artificial Electro PCP en el pozo
el pozo seleccionado permitirá incrementar la rentabilidad del pozo al hacer mas
eficiente el sistema extractivo generará un disminución de la diferida con
respecto a la parte mecánica del pozo, incrementa la producción de petroleo en
un 32%, esto por mejor seguimiento y control extractivo, reduce los costos de
mantenimiento de los pozos en un 47.2% y genera una mejor conservación
operativa de la instalación se subsuelo, debido a la ausencia del desgaste por
fricción.
5. La implementación del sistema de levantamiento artificial Electro PCP muestra
indicadores económicos positivos para los 3 escenarios planteados, donde en el
Caso Base el sistema Electro PCP muestra, valores netos mayor de 58 M$ y
relación B/C=0.43 mayor que el sistema PCP, para el escenario menos
optimista (Caso Bajo) el sistema Electro PCP muestra valores netos mayor de
35 M$ y relación B/C=0.4 mayor que el sistema PCP, y en un escenario muy
optimista (Caso Alto) el sistema Electro PCP muestra una valores netos mayor
de 85.5 M$ y una RCB=0.45 mayor que el sistema PCP, por lo que se
demuestra la viabilidad económica del nuevo sistema.
6. En el estudio económico demuestra la viabilidad económica y la mejor
oportunidad de inversión para la implementacion del sistema Electro-PCP, esto
en comparación a la inversión que se realizaría en el sistema PCP, que a pesar
que sus indicadores económicos son positivos en las escenarios mostrados no
logra superar a la ingresos que generaría la implemtentación del Electro-PCP
siendo este último el mas atrativo para la inversión, sin embargo para ambas
inversiones se debe tener en cuenta que esta sujeto principlamente a los
parámetros de declinación de producción de petroleo pronosticados y el costo de
levantamiento artificial.
107
7.2 RECOMENDACIONES
1. Para poder implementar el sistema Electo PCP en el pozo CE2-9036 se debe
reabilitar la zona arenada y hacer las reparaciones respectivas en la parte
mecánica de la tubería de revestimiento y la adecuada limpieza de la zona de
los perforados a fin de aprovecha el IP del pozo y obtener los caudales
incrementales esperados y se debe asegurar que la producción no supere los
158 bpd (potencial bruto) para no alcanzar alcanzar altos cortes de agua por
efecto de la conificación, además de no generar un alto drow-down ya que
puede generar mayor produción de arena de lo esperado.
2. Si se llegara a implementar el sistema artificial Electro PCP en el pozo CE2-
9036, se recomienda mantener una velocidad de operación de la bomba
moderados, para disminuir posibles desgaste y aumentar el tiempo de vida
operativo de la bomba, como también garantizar un suministro de energía
eléctrica con voltajes estables (calidad de energía electrica), sin presentar
ausencias inesperadas de energía, caidas de voltaje continuos debido a que el
consumo de potencial al arranque del motor eléctrico de fondo es alta y asi evitar
daños al sistema y/o deficiencia de energía.
3. Realizar el seguimiento de los pozos que se encuentran en el rubro de
suceptible a estudio de optimización “color Naranja”, debido a que dichos pozos
podrían presentar en un posterior tiempo, los parámetros adecuados, las
condicones mecánicas y la necesidad de usar las ventajas que presenta el
sistema electro-PCP, con el fin de mejorar la rentabilidad extractiva de dichos
pozos.
108
4. Ampliar el alcance del estudio para pozos de otras zonas del Lote X, y/o en
campos el los cuales presentan similares condiciones para la implementación
del sistema, considerando el pozo estudio como marco de referencia. Siempre
teniendo claro que la información proporcionada sea confiable, para que el
diseño se ajuste a la realidad del pozo, ademas el “run life” tiempo de vida del
equipo puede aumentar dependiendo de las condiciones mecánicas, el control
del nivel de fluido y otros, haciendo la propuesta mas atractiva de lo obtenido.
109
CAPITULO VIII.- REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA
1. Marcelo Hirschfeldt. “Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas”. Oilproduction.net / Versión-2008V1.
2. Eduardo Young - PCP Oil Tools- Argentina.
“Elastómeros: Comportamiento con la temperatura y agente abrasivos”, http://www.oiIproduction.net/fiIes/Young.pdf.
3. Marcelo Hirschfeldt.
“Manifestación del fenómeno de Histéresis en Bombas de Cavidades Progresivas” Publicación 2003.
4. Ing. Benigno Montilla.
“Elongaciones en sarta de varilla en el sistema de levantamiento artificial PCP” Abril 2008.
5. Ingenieros Daniel Ortega, Lina Salinas y Leonardo Granados.
“Lecciones aprendidas y mejores prácticas en el uso del PCP en los campos de Colombia”. SPE PCP CONFERENCE, Edmonton – Canadá, Septiembre 2010.
6. Ing. Mauricio Antoniolli – Weatherford Argentina. “Automatización y control de PCP EN Yacimiento Cerro Dragón”.
7. Cía. Franklin Electric.
“Catálogo de bombas ESPCP – Bombas Electro-PCP” Coverdale Road, Fort Wayne Indiana 46809.
8. Netzsch Bombas & Sistemas.
“Manual de sistemas PCP”. Revisión de noviembre del 2008.
9. Ing. Díaz Cristian E. e Ing. Díaz Yoslery C.
“Diagnóstico del problema de producción de arena y desarrollo de una metodología para la selección del método más adecuado para su control en el área Mayor de Socorro”. Universal Central de Venezuela – Caracas 2002.
110
10. Lic. Fausto Díaz Gutiérrez / Rector de la Universidad Politécnica Hispano
Mexicana “Manual para la elaboración de Tesis y trabajos de investigación”
11. Ings. Álvaro Fabián Muñoz Rodríguez y Edgar Torres Torres.
“Evaluación técnica de las estrategias de levantamiento artificial implementadas en campo en campos maduros. Diseño de una herramienta Software de selección”. Universidad Industrial de Santander – Facultad de Ingenierías Fisicoquímicas. Bucaramanga 2007.
12. Publicación de la Universidad Central de Venezuela. “Control de arena aplicado a pozos petroleros”. Universidad Central de Venezuela. Caracas – 2006.
13. Ings. Luis Francisco Baieli, Daniel Daparo, Marcos Pereyra “Experiencia con bombas electro-sumergibles de bajo caudal”. Wood Group ESP – 2007.
14. Ings. Laura Farías, Marcelo Hirschfeldt
“Explotación de pozos con PCP en Yacimiento Diadema”. Compañías Asociadas Petroleras S.A. – 2003.
15. Ing. Dong Liu
“Estudio de factibilidad de la aplicación del método de bombeo electro sumergible (BES) en el Campo Bare, Faja petrolífera del Orinoco”. Universidad Simón Bolívar – Sartenejas 2007.
16. Manual básico del C-FER (Desing ALS PCP).
111
ANEXOS
ANEXO A. Tiempos, fallas e IFF para la zona de estudio
Tabla 29.
Tiempo real y fallas para la zona de Carrizo Lote X
POZO 2008 2009 2010 2011 2012 TOTALES
TOT IFF VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM
CA 84 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 2 0.40
CA 88 1 1 2 0 2 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 1 4 3 8 1.60
CA 90 2 0 0 0 1 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 3 2 0 5 1.00
CA 102 1 2 0 1 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0 0 4 2 0 6 1.20
CA 123 1 0 0 0 1 1 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 1 2 4 0.80
AA 127 1 0 1 1 0 0 0 0 1 1 0 0 1 0 0 4 0 2 6 1.20
CA 128 1 0 0 0 0 2 2 0 0 0 0 0 1 0 0 4 0 2 6 1.20
CA 129 0 2 0 0 0 1 0 1 0 0 2 0 0 1 0 0 6 1 7 1.40
CA 1999 0 1 1 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1 2 1 4 0.80
CA 5923 0 1 1 0 1 2 0 1 2 0 1 0 0 1 0 0 5 5 10 2.00
CA 6009 0 0 2 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 1 0 0 2 3 5 1.00
CA 6013 0 2 2 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 3 2 5 1.00
CA 6108 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0 1 1 0 0 2 0 2 4 0.80
CA 6676 2 0 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 2 1 1 4 0.80
CA 9001 0 0 1 0 2 0 0 2 2 0 1 2 0 0 1 0 5 6 11 2.20
CA 9101 0 2 0 1 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 2 3 0 5 1.00
CA 9123 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 1 2 0 3 0.60
CA 9159 0 2 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 1 3 0.60
CA 9161 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 3 0.60
CA 9177 1 0 0 0 0 0 1 0 0 1 0 1 0 0 1 3 0 2 5 1.00
CA 9357 1 1 0 0 0 2 1 1 0 0 0 0 0 0 0 2 2 2 6 1.20
112
CA 9358 1 0 1 1 0 0 1 0 0 1 1 0 0 0 1 4 1 2 7 1.40
CA 9981 1 1 0 0 1 2 0 0 1 0 0 1 1 0 1 2 2 5 9 1.80
CA 9983 1 2 0 0 1 0 0 0 2 0 0 1 1 0 0 2 3 3 8 1.60
CA 9984 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1 0 1 1 0 1 3 0 4 0.80
CA 9986 0 2 0 0 1 1 0 0 0 0 1 0 1 1 0 1 5 1 7 1.40
CA 8276 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 2 2 4 0.80
CA 8277 2 1 1 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 2 3 7 1.40
CA 8366 0 1 2 1 0 1 0 1 0 0 1 1 0 1 0 1 4 4 9 1.80
CA 111 1 0 0 0 1 1 0 0 0 1 1 0 0 0 0 2 2 1 5 1.00
CA 1624 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 1 0.20
CA 2172 1 1 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 1 0 1 2 2 2 6 1.20
CA 6011 1 0 0 0 1 1 0 0 1 0 0 1 0 0 0 1 1 3 5 1.00
CA 9144 0 2 0 0 1 1 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 5 1 6 1.20
CA 9356 0 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 1 0 2 2 4 0.80
Tabla 30
Tiempo real y fallas para la zona de Central 1Lote X
POZO 2008 2009 2010 2011 2012 TOTALES
TOT IFF VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM
CE1-867 1 0 1 0 0 1 0 0 1 0 1 0 1 0 0 2 1 3 6 1.20
CE1-878 1 0 0 1 0 1 2 0 0 0 0 0 0 0 1 4 0 2 6 1.20
CE1-909 1 1 0 0 0 1 0 0 1 0 2 0 1 0 0 2 3 2 6 1.40
CE1-911 0 1 1 1 0 0 1 0 1 0 1 0 0 1 0 2 3 2 6 1.40
CE1-915 0 1 1 0 1 0 2 0 2 1 0 0 0 0 2 3 2 5 6 2.00
CE1-916 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 3 6 0.60
CE1-918 0 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 1 1 6 0.40
CE1-928 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 6 0.20
CE1-1015 2 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 1 0 1 0 2 1 3 6 1.20
CE1-1040 1 0 1 0 0 1 0 0 0 1 0 0 1 0 1 3 0 3 6 1.20
113
CE1-1046 0 1 1 0 0 0 0 1 0 1 0 0 1 0 0 2 2 1 6 1.00
CE1-1047 0 1 0 1 0 1 1 0 0 0 1 1 1 0 0 3 2 2 6 1.40
CE1-1059 1 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 1 2 0 2 6 0.80
CE1-1075 0 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1 0 0 1 1 1 2 6 0.80
CE-1537 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1 0 1 0 0 2 1 1 6 0.80
CE1-2118 1 0 0 1 0 1 2 0 0 0 0 0 0 1 0 4 1 1 6 1.20
CE1-2198 0 1 0 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0 1 0 0 2 2 6 0.80
CE1-2199 0 1 0 1 0 0 1 1 0 0 1 0 1 0 1 3 3 1 6 1.40
CE1-2224 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 1 0 0 1 0 0 4 0 6 0.80
CE1-2226 1 0 0 1 0 1 2 0 0 0 0 0 0 1 0 4 1 1 6 1.20
CE1-2262 0 2 2 0 0 1 0 1 0 0 1 0 0 0 2 0 4 5 6 1.80
CE1-2414E
1 1 1 0 2 0 1 2 0 0 1 1 0 0 0 2 6 2 6 2.00
CE1-2502 0 0 2 0 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 1 0 0 5 6 1.00
CE1-5648 0 1 2 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 2 2 6 0.80
CE1-5769 1 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 1 1 6 0.60
CE1-9013 0 1 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 1 0 1 2 1 6 0.80
114
Tabla 31.
Tiempo real y fallas para la zona de Central 2
POZO 2008 2009 2010 2011 2012 TOTALES
TOT IFF VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM VAR TUB BOM
CE2-9018 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1 0 1 2 0 1 3 0.60
CE2-9022 0 1 1 0 0 0 0 1 0 1 0 0 1 0 1 2 2 2 6 1.20
CE2-9024 0 0 0 0 0 1 0 0 1 0 1 0 1 0 0 1 1 2 4 0.80
CE2-9032 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 1 1 0 2 3 0.60
CE2-9033 0 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1 0 0 1 1 1 2 4 0.80
CE2-9036 1 0 1 1 0 0 0 1 0 0 2 0 1 0 2 3 3 3 9 1.80
CE2-9044 1 0 1 0 1 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 2 2 1 5 1.00
CE2-9076 0 0 0 1 0 1 2 0 0 0 0 0 0 0 1 3 0 2 5 1.00
CE2-9213 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 2 0.40
CE2-9214 0 0 1 0 0 1 1 0 0 0 1 1 1 0 1 2 1 4 7 1.40
CE2-9233 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1 0 0 2 0 2 0.40
CE2-9248 0 0 0 1 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 1 2 0 2 4 0.80
CE2-9274 1 0 2 1 0 1 0 0 2 0 0 0 0 0 0 2 0 5 7 1.40
CE2-9276 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 1 0 1 2 1 2 5 1.00
CE2-9293 0 0 1 0 1 0 0 1 0 0 0 1 0 1 0 0 3 2 5 1.00
CE2-9569 0 1 0 0 0 1 1 0 0 0 1 0 0 0 0 1 2 1 4 0.80
CE2-9811 1 0 1 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 1 2 4 0.80
CE2-9883 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 1 1 2 0.40
CE2-9888 1 0 0 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 3 0 0 3 0.60
CE2-9952 1 1 0 1 0 1 0 1 2 0 0 2 1 0 1 3 2 6 11 2.20
CE2-9967 0 0 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 1 0 2 3 0.60
CE2-9971 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 2 1 3 0.60
CE2-8187 0 2 0 0 0 0 0 1 0 0 2 0 0 1 0 0 6 0 6 1.20
CE2-8317 0 1 1 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1 2 1 4 0.80
CE2-8316 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0.20
CE2-8314 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1 0 1 2 0 2 4 0.80
CE2-8013 1 1 0 0 0 1 0 0 1 0 2 0 0 0 1 1 3 3 7 1.40
115
ANEXO B. Costos unitarios
Figura 37.
Determinación de costos unitarios del ESPCP y PCP (US$/Bls)
ANEXO C. Tipos de curvas de declinación
Figura 36.
Clasificación de las curvas de declinación de producción
DESCRIPCIÓN DE COSTOS
Costos de Producción
Costo Pulling, US$/pozo 9500 US$ 12000 US$
Costo de squezze y limpieza, US$/pozo 35500 US$ 35500 US$
Costo Mediciones Físicas, US$/pozo 120 US$ 120 US$
Costo de Pruebas Hidraulicas, US$/pozo 120 US$ 120 US$
Costos de producción a 10 años, MUS$ 32.55 MUS$ 16.55 MUS$
Costos por producción, US$/Bls 8.1 US$/Bl 4.1 US$/Bl
Costos de Plata de tratamiento agua/crudo
Costo de Tratamiento de Crudo, US$/Bl 0.18 US$/Bl 0.18 US$/Bl
Costo de Tratamiento de Agua, US$/Bl 0.22 US$/Bl 0.22 US$/Bl
Costo por Tratamiento Agua/ Crudo, US$/Bl 0.4 US$/Bl 0.4 US$/Bl
Costo de Mantenimiento
Costo mantenimiento electrico/Mecánico/10 años,MUS$/pozo 1.8 MUS$ 2.2 MUS$
Costo energia Pcp 8HP/ ELEC PCP 4HP por 10 años,US$/pozo 57.5 MUS$ 28.8 MUS$
Costo Sub total, MUS$/pozo 59.3 MUS$ 31.0 MUS$
Costos por mantenimiento US$/Bls 2.8 US$/Bl 1.5 US$/Bl
Total de costo operativo del pozo CE2-9036 11.3 US$/Bl 5.98 US$/Bl
PCP ELEC PCP
116
ANEXO D. Diagrama de bomba Electro PCP
Figura 38.
Diagrama de la bomba ESPCP
117
ANEXO E. Instructivo de montaje de la bomba ESPCP.
1. Asegúrese de que todos los componentes estén limpios de algún tipo de
líquidos de unión y/o compuestos de níquel.
2. Inspeccione todos los componentes ya limpios a fin de detectar desgaste y/o
grietas para su cambio.
3. Con los seguros de bronce atornille la placa de retención (10) previamente
ubicándolo en el término del cuerpo de la válvula de retención (9).
4. Inserte la válvula de retención (11) en el extremo de descarga del cuerpo de la
válvula de retención (9).
5. Alojar la placa de retención (10) en el cuerpo de válvula de retención (9) en el
extremo de descarga.
6. Inserte el clip de retención en la ranura prevista, asegurándose de que encaje
en su posición, manteniendo el cheque bola de la válvula (11) y la placa de
retención de bronce (12) en su lugar. La pelota debe ser libre para moverse en
la cavidad cerrada.
7. Aplique engrasante a la rosca del extremo de descarga del estator (6) y el
seguro de montaje conjunto del extremo de la válvula de retención. La válvula
de retención se une al estator en el extremo superior. Este extremo del estator
tiene la sección roscada más larga. El estator debe tocar fondo en la placa de
retención de bronce (10). Asegure con 300 a 310 Nm. (221 a 228 ft-lbs.).
8. Aplicar engresante en la rosca del estator en el lado de entrada y en la rosca
del cople de unión (5) luego roscarlos y asegúrese de que al menos 2 hilos son
visibles.
9. Aplique engrasante a la rosca del tubo de extensión y atornille el tubo de
extensión (3) en el cople de unión (5). Asegúrese de que los hilos no hacen
por abajo, pero que el extremo del tubo de extensión se reúne con el tubo del
estator. Apriete de 300 a 310 Nm. (221 a 228 pies- lbs).
10. Aplicar engrasante en el lado opuesto del tubo de extensión (3) y en el
adaptador del motor (2), luego roscarlos, asegurando a 300-310 Nm. (221 a
228 pies- lbs).
11. Limpie el eje flexible (4) asegurando que están libres de suciedad.
12. Utilice nuevas acoplamientos de eje (8 y 13) en lo posible.
13. Probar el encaja del acoplamiento de eje (8 y 13), la cabeza del eje de flexión
(4), con el rotor y el acoplamiento del motor (1) , asegurando los contactos de
los extremo de eje de la cabeza del rotor y el acoplamiento del motor.
118
14. Aplique engrasante en el acoplamiento de eje (8) y en la cabeza del eje
flexible (4).
15. Insertar el eje flexible (4) en el rotor (7) con aplicación de engrasante
previamente.
16. Aplique engrasante para el segundo acoplamiento de eje (13) y la cabeza del
eje flexible (4), e inserte el eje flexible en el acoplamiento del motor (1).
17. Aplique engrasante a los tornillos de fijación y asegurar los tornillos de fijación,
de par 2,5 Nm. (2 ft- lbs).
18. Lubricar el rotor (7) con grasa de silicona.
19. Insertar el conjunto giratorio (rotor, eje flexible y acoplamiento de eje del motor)
en el estator (6), hasta que el acoplamiento del motor (1) se extiende hacia
fuera desde el adaptador de motor (2) 50-100 mm (2-4 pulgadas). Girando en
sentido anti horario cuando se mira desde el extremo de acoplamiento
mientras se empuja le ayudará en el proceso de inserción. No utilizar cualquier
tipo de martillo o prensa. Esto podría causar daños en el eje flexible.
20. Probar el funcionamiento del motor para asegurarse de que gira en el sentido
contrario a las agujas del reloj cuando se ve mirando al eje del motor.
21. Probar el ajuste del motor en la bomba con el conjunto giratorio extendido.
22. Alinear el cable del motor por la ranura del adaptador del motor, luego con el
cable conectado al motor, empujar motor y bomba juntos. Asegúrese de que el
motor se pone en contacto con el adaptador del motor y que el motor y el
conjunto giratorio no están bloqueados.
23. Aplicar las tuercas de seguridad y apriete las tuercas de montaje del motor,
asegurando a 100 Nm. (75 ft- lbs).
119
ANEXO F. Diseño de completación de producción del pozo CE2-9036 antes y
después de la implementación del sistema ESPCP.
7/8" x 1225'
GRADO "D"
-
NP = 1230'
COLAPSO
1245' PTA = 1235'
1262
HELICO
T.DURO @ 1254' (09/12/12)
1737
Tpn EZ @ 1808' (31/08/89)
2124
ECHINO
2647
CASING : 5 1/2" FC: 2880'
K55 15.5Lbs/pie (0' - 2911')
DISEÑO DE COMPLETACIÓN INCIAL PCP
CE2 9036
TUBO 2 7/8"
1235´
1250´ -
1262
HELICO
X-OVER 2 7/8" @ 4"
BOMBA = 1717´
SELLO DE MOTOR
1737 MOTOR SUMERGIBLE
PT = 1730´
T.D. @ 1800'
Tpn EZ @ 1808' (31/08/89)
2130
ECHINO
2647
CASING : 5 1/2" FC: 2880'
K55 15.5Lbs/pie (0' - 2911')
CE2-9036
DISEÑO DE COMPLETACIÓN CON ESPCP
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