UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE … · cambio de sistema de levantamiento artificial de...

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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

Análisis técnico económico para el cambio de sistema de levantamiento artificial de

bombeo hidráulico a bombeo mecánico en pozos del Campo Lago Agrio

Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de

Petróleos

AUTOR: Javier Robinson Espín Segovia

TUTOR: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

Quito, 2019

iii

DERECHOS DE AUTOR

Yo, Javier Robinson Espín Segovia, en calidad de autor y titular de los derechos

morales y patrimoniales del trabajo de titulación “Análisis técnico económico para el

cambio de sistema de levantamiento artificial de bombeo hidráulico a bombeo mecánico

en pozos del campo lago agrio”, modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el

Art.114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS

CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la

Universidad Central del Ecuador un licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para

el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi

favor todos los derechos de autoría sobre la obra, establecidos en la normativa citada.

Así mismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la

digitalización y publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de

conformidad a lo dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Declaro que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma

de expresión y no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la

responsabilidad por cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y

liberando a la Universidad de toda responsabilidad.

En la ciudad de Quito a los 16 días del mes de agosto del 2019.

AUTOR

JAVIER ROBINSON ESPIN SEGOVIA

C.C. 1715381206

Correo: [email protected]

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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADORFACULTAD DE INGENIERÍA EN

GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

APROBACIÓN DEL TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de TUTOR he supervisado la

realización del Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ANÁLISIS TÉCNICO

ECONÓMICO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL DE BOMBEO HIDRÁULICO A BOMBEO MECÁNICO EN

POZOS DEL CAMPO LAGO AGRIO”, presentado por el señor Javier Robinson

Espín Segovia, para optar el Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los

requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública

por parte del Tribunal que se designe.

Adjunto reporte de similitudes.

En la ciudad de Quito a los 16 días del mes de agosto del 2019.

TUTOR

Ing. Fernando Lucero Calvache M.Sc.

CC. 1720160272

v

DEDICATORIA

El presente trabajo está dedicado:

A Dios quien ha permitido la consecución de este arduo camino, y cuya

bendición es imprescindible en cada paso a dar en la vida.

A mi amado hijo Nicolás Espín por ser el pilar fundamental para la ejecución y

finalización de mi carrera y el presente trabajo. Que tu amor y ternura estén presentes en

cada uno de nuestros días.

A mis padres por su esfuerzo, dedicación, paciencia y constancia sin los cuales

no sería posible mi desarrollo personal y profesional. Muchas gracias por ser quienes

son y por la confianza depositada en mí.

Javier Espín Segovia.

vi

AGRADECIMIENTOS

Los agradecimientos del presente trabajo están dirigidos para:

Wilson Espín Mena y Silvia Segovia Sánchez, mi padre y mi madre, quienes han

hecho posible la realización y culminación del presente trabajo con el apoyo de mis

hermanos Henry y Mishell.

A la Universidad Central del Ecuador que me ha permitido estudiar en sus

gloriosas aulas para la culminación de la carrera de Ingeniería de Petróleos.

Al Ing. Fernando Lucero Tutor de la tesis y a los Ingenieros Nelson Zuquilanda

y Sergio Lira revisores de la misma. Y a todos los docentes de la Facultad de Ingeniería

en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental especialmente a quienes forman parte de la

Carrera de Ingeniería de Petróleos.

A la empresa PETROAMAZONAS EP y al personal que forma parte de la

misma. Al Ing. Francisco Silva Co-Tutor del presente trabajo y a los Ingenieros Paul

Lara, Atahualpa Mantilla, Guillermo Pavón, y Magaly Abril por su valiosa

colaboración.

A mis compañeros de Carrera de Ingeniería de Petróleos y de manera muy

especial a los Ingenieros Lilian Calva, Alex Chamorro, Jhonny Toalombo y Edwin

Savedra cuya amistad y consideración han sido de gran importancia y aporte a lo largo

de la carrera.

Javier Espín Segovia

vii

INDICE DE CONTENIDOS

DERECHOS DE AUTOR……………………………………………………………….ii

APROBACIÓN DEL TUTOR………………………………………………………….iii

DEDICATORIA………………………………………………………………………...iv

AGRADECIMIENTOS………………………………………………………………….v

INDICE DE CONTENIDOS……………………………………………………………vi

INDICE DE FIGURAS………………………………………………………………..viii

INDICE DE TABLAS…………………………………………………………………...x

INDICE DE ABREVIATURAS………………………………………………………..xi

RESUMEN…………………………………………………………………………….xiii

ABSTRACT…………………………………………………………………………...xv

1 CAPITULO I: GENERALIDADES ......................................................................1

1.1 Introducción ...................................................................................................... 1

1.2 Planteamiento del Problema ............................................................................. 1

1.3 Justificación e Importancia ............................................................................... 2

1.4 Objetivos ........................................................................................................... 2

1.4.1 Objetivo General......................................................................................... 2

1.4.2 Objetivos Específicos ................................................................................. 2

1.5 Entorno del Estudio .......................................................................................... 3

1.5.1 Marco Institucional ..................................................................................... 3

1.5.2 Marco Ético ................................................................................................ 3

1.5.3 Marco Legal ................................................................................................ 3

2 CAPITULO II: MARCO TEÓRICO ....................................................................5

2.1 Descripción del Campo Lago Agrio ................................................................. 5

2.1.1 Ubicación Geográfica ................................................................................. 5

2.1.2 Historia del Campo ..................................................................................... 6

2.1.3 Geología ..................................................................................................... 6

2.1.4 Columna estratigráfica del Campo Lago Agrio .......................................... 9

2.1.5 Petróleo Original en Sitio del Campo Lago Agrio ................................... 10

2.1.6 Estimación de Reservas del Campo Lago Agrio ...................................... 12

2.2 BOMBEO MECÁNICO ................................................................................. 18

2.2.1 Principio de Funcionamiento .................................................................... 18

2.2.2 Equipo de Superficie ................................................................................ 18

viii

2.2.3 Tipos de Unidades de Bombeo Mecánico ................................................ 20

2.2.4 Equipos de Fondo ..................................................................................... 28

2.2.5 Unidades de Bombeo de Fondo ................................................................ 29

2.3 BOMBEO HIDRÁULICO ............................................................................. 37

2.3.1 Principio de Funcionamiento .................................................................... 38

2.3.2 Sistemas de Operación.............................................................................. 39

2.3.3 Equipos de Superficie ............................................................................... 40

2.3.4 Equipos de Fondo ..................................................................................... 41

2.3.5 Bomba Hidráulica Tipo Jet ....................................................................... 43

2.4 Ventajas Relativas de los Sistemas de Levantamiento Artificial ................... 48

2.5 Desventajas relativas de los Sistemas de Levantamiento Artificial ............... 49

3 CAPITULO III: DISEÑO METODOLÓGICO .................................................50

3.1 Tipo de Estudio ............................................................................................... 50

3.2 Universo y Muestra ........................................................................................ 50

3.3 Instrumentos de Recopilación de Información y Datos.................................. 50

3.3.1 Selección de Pozos para Cambio de BHTJ a BM .................................... 51

4 CAPITULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS ...............................................58

4.1 Análisis Técnico ............................................................................................. 58

4.1.1 Calificación de los Pozos Seleccionados .................................................. 58

4.1.2 Análisis del Historial de Producción de los Pozos Seleccionados ........... 63

4.1.3 Reservas de los Pozos Seleccionados ....................................................... 70

4.1.4 Análisis de los Pozos Seleccionados con Bombeo Hidráulico Tipo Jet ... 73

4.1.5 Análisis nodal de los pozos seleccionado para bombeo mecánico ........... 78

4.1.6 Análisis Comparativo del Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet y de

Sistema de Bombeo Mecánico ............................................................................... 87

4.1.7 Diseño Para Bombeo Mecánico Para los Pozos Seleccionados ............... 88

4.2 Análisis Económico ........................................................................................ 93

4.2.1 Consideraciones para el Análisis Económico ........................................... 93

4.2.2 Resultados del Análisis Económico ......................................................... 95

4.2.3 Comparación Económica entre los Sistemas de Levantamiento Propuestos

…………………………………………………………………………...97

5 CAPITULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................98

CONCLUSIONES .........................................................................................................98

RECOMENDACIONES .............................................................................................100

BIBLIOGRAFÍA: ........................................................................................................101

6 ANEXOS ..............................................................................................................103

ix

INDICE DE FIGURAS

Figura 1. Ubicación del Campo Lago Agrio Bloque-56 .................................................. 5

Figura 2. Columna Estratigráfica del Campo Lago Agrio................................................ 9

Figura 3. Evolución de las cifras históricas de reservas ................................................. 17

Figura 4. Porcentaje de reservas Probadas, Probables y Posibles .................................. 17

Figura 5. Designacion API de las unidades de bombeo ................................................. 20

Figura 6. Elementos de la unidad convencional de bombeo mecánico .......................... 22

Figura 7. Esquema del sistema neumático del contrapeso ............................................. 23

Figura 8. Esquema de los elementos de la unidad Mark II............................................. 24

Figura 9. Esquema de los elementos de la unidad RotaFlex .......................................... 25

Figura 10. Diseños de la caja de engranaje .................................................................... 26

Figura 11. Diagrama de un Balancín Convencional con Contrapesos ........................... 27

Figura 12. Diagrama de una Prensa Estopa .................................................................... 27

Figura 13. Válvula de Contrapresión .............................................................................. 28

Figura 14. Bomba de tubería .......................................................................................... 30

Figura 15. Bomba de tubería .......................................................................................... 31

Figura 16. Tipos de válvulas viajeras ............................................................................. 33

Figura 17. Tipos de válvulas viajeras ............................................................................. 33

Figura 18. Carga de fondo del Pistón vs Posición para la bomba llena ......................... 34

Figura 19. Ancla Inferior y Ancla superior de tubería ................................................... 36

Figura 20. Diagrama de un ancla natural de gas............................................................. 36

Figura 21. Bomba hidráulica tipo Jet.............................................................................. 37

Figura 22. Funcionamiento Bomba hidráulica tipo jet ................................................... 38

Figura 23. Standing valve ............................................................................................... 42

Figura 24. Camisas (Slinding Sleeve) abierta y cerrada ................................................. 43

Figura 25. Principio de funcionamiento Bomba Jet ....................................................... 43

Figura 26. Partes de la Bomba Jet .................................................................................. 44

Figura 27. Esquema de la boquilla de bomba jet ............................................................ 45

Figura 28. Esquema de la boquilla de bomba jet ............................................................ 45

Figura 29. Esquema del difusor de bomba jet ................................................................ 46

Figura 30. NO-GO Niple ................................................................................................ 46

Figura 31. Empacadura ................................................................................................... 47

Figura 32. Distribución de sistemas de levantamiento artificial en el campo Lago Agrio

........................................................................................................................................ 51

Figura 33. Porcentaje de producción por SLA en el campo Lago Agrio ....................... 52

Figura 34. Producción y profundidad de pozos del campo Lago Agrio ......................... 54

Figura 35. Producción y profundidad de pozos del campo Lago Agrio ......................... 55

Figura 36, Curva tipo Profundidad vs Caudal ................................................................ 55

Figura 37. Curva tipo Profundidad vs Caudal ................................................................ 56

Figura 38, Historial de producción del pozo Lago 17 año 2019 .................................... 69

Figura 39. Historial de producción del pozo Lago 30 año 2019 .................................... 69



Figura 42. Reservas del pozo Lago 17 año 2019 ............................................................ 72



x


Figura 46. Historial de producción Lago 17 ................................................................... 75




Figura 50, Paso 1 Pipesim ............................................................................................. 81

Figura 51, Paso 2 Pipesim .............................................................................................. 81


Figura 53, paso 4, Pipesim ............................................................................................. 82


Figura 55, Paso 6, Pipesim ............................................................................................. 83




Figura 59, Paso 10 Pipesim ............................................................................................ 85



Figura 62. Diseño Bombeo mecánico Lago 17 .............................................................. 89

Figura 63. Carta dinamométrica Lago 17 ....................................................................... 89







xi

INDICE DE TABLAS

Tabla 1. Formaciones del Campo Lago Agrio ................................................................. 7

Tabla 2. Propiedades de los fluidos .................................................................................. 8

Tabla 3. POES 2018 del Campo Lago Agrio ................................................................. 11

Tabla 4. POES 2017 del Campo Lago Agrio ................................................................. 11

Tabla 5. Cuadro resumen de reservas Campo Lago Agrio ............................................. 13

Tabla 6. Cuadro resumen Reservas Probadas produciendo ............................................ 14

Tabla 7. Cuadro Resumen Reservas Probadas Shut-in................................................... 15

Tabla 8. Cuadro resumen Reservas Probables................................................................ 15

Tabla 9. Cuadro resumen Reservas Posibles .................................................................. 16

Tabla 10.Ventajas relativas a sistemas de levantamiento artificial ................................ 48

Tabla 11. Ventajas relativas a sistemas de levantamiento artificial ............................... 49

Tabla 12. Producción por sistemas de levantamiento artificial en el campo Lago Agrio

........................................................................................................................................ 52

Tabla 13. Pozos seleccionados para cambio de SLA ..................................................... 57

Tabla 14. Sistema de calificación para SLA................................................................... 58

Tabla 15. Calificación del pozo Lago 17 ........................................................................ 59

Tabla 16, Calificación del pozo Lago 30 ........................................................................ 60



Tabla 19. Resumen WO y eventos Lago 17 ................................................................... 64




Tabla 23. Tabla resumen reservas .................................................................................. 71

Tabla 24. Costo beneficio del fluido motriz ................................................................... 77

Tabla 25, Intervenciones en pozos ................................................................................. 77

Tabla 26. Costo total de bombeo hidraulico ................................................................... 78

Tabla 27, In-put data Lago 17 ........................................................................................ 79

Tabla 28, in-put data Lago 30 ......................................................................................... 79

Tabla 29. in-put data Lago 41 ......................................................................................... 80

Tabla 30, in-put data Lago 43 ......................................................................................... 80

Tabla 31. Resumen de análisis de nodos ........................................................................ 87

Tabla 32. Comparativo de BHJ y BM ............................................................................ 88

Tabla 33. Análisis económico para bombeo hidráulico pozo Lago 43 .......................... 96

Tabla 34. Análisis económico para bombeo mecánico pozo Lago 43 .......................... 96

Tabla 35. Comparación de indicadores económicos ...................................................... 97

xii

INDICE DE ABREVIATURAS

°F: Grados Fahrenheit

2P: Reservas Probadas más Probables

3P: Reservas Probadas más Probables más Posibles

API: Instituto Americano del Petróleo

BAPD: Barriles de Agua por Día

BCP: Bomba de Cavidades Progresivas

BES: Bomba Electro-sumergible

BFPD: Barriles de Fluido por Día

BHTJ: Bombeo Hidráulico Tipo Jet

Bls: Barriles

BM: Bombeo Mecánico

Bn: Barriles Normales

Bo: Factor Volumétrico del Petróleo

BPPD: Barriles de Petróleo por Día

BSW: Contenido de Agua y Sedimentos

By: Barriles en Yacimiento

Cp: Centipoise

ft: Pies

GOR: Relación Gas Petróleo (Gas Oil Relation)

HS: Hollín Superior

ID: Diámetro Interno

MTU: Unidad Móvil de Prueba (Movil Test Unit)

NEMA: National Electrical Manufactures Association

OD: Diámetro Externo

plg: Pulgadas

Pb: Presión de Burbuja

Pc: Presión de Cabeza

xiii

POES: Petróleo Original en Sitio

ppm: Partes por Millón

Pr: Presión de Reservorio

Psep: Presión del Separador

Pwf: Presión de Fondo Fluyente

Qi: Caudal Inicial

RPM: Revoluciones por Minuto

SLA: Sistema de Levantamiento Artificial

Smáx: Deslizamiento Máximo

Smín: Deslizamiento Mínimo

Svar: Porcentaje de Variación de Velocidad

Sw: Saturación de Agua

TIR: Tasa Interna de Retorno

TVD: Profundidad Vertical Verdadera

VAN: Valor Actual Neto

WO: Workover

xiv

TÍTULO: Análisis técnico económico para el cambio de sistema de levantamiento

artificial de bombeo hidráulico a bombeo mecánico en pozos del Campo Lago Agrio

AUTOR: Javier Robinson Espín Segovia

TUTOR: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

RESUMEN

El presente estudio presenta la factibilidad del cambio de sistema de levantamiento

artificial de bombeo hidráulico a bombeo mecánico en pozos del campo Lago Agrio.

Inicialmente se realiza una descripción de los fundamentos de los sistemas de

levantamiento artificia; se describe sus principios físicos de funcionamiento,

componentes, así como los sus respectivos equipos de fondo y de superficie.

Para determinar los pozos candidatos del Campo Lago Agrio aptos para el cambio de

sistema de levantamiento artificial se analizaron los parámetros actuales de cada uno de

los pozos productores del campo, se consideró la tasa de producción de fluido y la

profundidad a la que se encuentran. Esta información fue analizada mediante el método

de la curva tipo propuesto en el documento “5 Step Selección Process” de Weatherford

Artificial Lift Sistem, para establecer una selección de los pozos cuyos características

los convierten en candidatos al cambio de Sistema de Levantamiento Artificial.

A continuación se procedió a realizar una calificación, mediante la comparación de las

características de los pozos que fueros seleccionados, con los parámetros óptimos de

funcionamiento de cuatro Sistemas de Levantamiento Artificial en los que se incluían

además de los sistemas de levantamiento en estudio, el Sistema de Bombeo Electro-

sumergible y el Sistema de Bombeo de Cavidades Progresivas.

En los pozos calificados para la implementación de bombeo mecánico, se realizó un

estudio del historial de producción y de las reservas para cada pozo seleccionado;

además se establecieron las condiciones de los pozos durante su producción con el

sistema de bombeo hidráulico y el costo beneficio que arrojaba dicho sistema, a fin de

justificar la viabilidad del cambio de sistema de bombeo hidráulico a bombeo mecánico.

xv

Posteriormente se realizó el análisis nodal para bombeo mecánico en cada pozo, cuyos

resultados fueron comparados con las condiciones de producción de los pozos con

sistemas de levantamiento artificial actual y establecer la viabilidad para la

implementación del sistema de bombeo mecánico

A Continuación se realiza el diseño de los sistemas de bombeo mecánico para los pozos

seleccionados utilizando el software “Rodstar”.

Finalmente, concluido el análisis técnico se realizó el análisis económico con su

respectivo flujo de caja, para determinar la rentabilidad del proyecto.

PALABRAS CLAVE: LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL, BOMBEO MECÁNICO,

BOMBEO HIDRAÚLICO, PRODUCCIÓN, ANÁLISIS TÉCNICO, ANALISIS

ECONÓMICO

xvi

TITLE: Economic technical analysis for the change of artificial lifting system from

hydraulic pumping to mechanical pumping in wells of the Lago Agrio Field

Author: Javier Robinson Espín Segovia

Tutor: Ing. Fernando Lucero M.Sc.

ABSTRACT

The present study presents the feasibility of changing the artificial lifting system from

hydraulic pumping to mechanical pumping in wells of the Lago Agrio field. Initially a

description is made of the fundamentals of the systems of artificial lifting; It describes

its physical principles of operation, components, as well as their respective background

and surface equipment.

To determine the candidate wells of the Lago Agrio Field suitable for the change of

artificial lift system, the current parameters of each of the producing wells of the field

were analyzed, the fluid production rate and the depth at which they are found were

considered. This information was analyzed using the method of the type curve proposed

in the document “5 Step Selection Process” of Weatherford Artificial Lift Sistem, to

establish a selection of the wells whose characteristics make them candidates for the

change of aAtificial Survey System.

A qualification was then carried out, by comparing the characteristics of the wells that

were selected, with the optimal operating parameters of four Artificial Lifting Systems

in which they were included in addition to the survey systems under study, the System

of Electro-submersible Pumping and the Progressive Cavity Pumping System.

In the wells qualified for mechanical pumping implementation, a study of the

production history and reserves for each selected well was carried out; In addition, the

conditions of the wells were established during its production with the hydraulic

pumping system and the cost benefit that said system gave, in order to justify the

viability of the change from hydraulic pumping system to mechanical pumping.

xvii

Subsequently, the nodal analysis was performed for mechanical pumping in each well,

the results of which were compared with the production conditions of the wells with

current artificial lifting systems and establishing the viability for the implementation of

the mechanical pumping system.

Next, the design of the mechanical pumping systems for the selected wells is carried out

using the “Rodstar” software.

Finally, after completing the technical analysis, the economic analysis was carried out

with its respective cash flow, to determine the profitability of the project.

KEYWORDS: ARTIFICIAL LIFTING, MECHANICAL PUMPING, HYDRAULIC

PUMPING, PRODUCTION, TECHNICAL ANALYSIS, ECONOMIC ANALYSIS.

1

1 CAPITULO I: GENERALIDADES

1.1 Introducción

El campo Lago Agrio fue descubierto por la compañía TEXACO en el año 1967 con

la perforación del pozo Lago Agrio 01 como resultado de interpretación sísmica en la

que se detecta varias estructuras de grandes dimensiones, siendo Lago Agrio, Sacha,

Shushufindi, Auca y Cononaco las de mayores dimensiones.

En el campo Lago Agrio existe una gran cantidad de pozos que producen mediante el

sistema de bombeo hidráulico, mismo que resulta eficiente en la mayoría de los casos,

en otros casos debido a la depletación del reservorio tiene una menor producción,

además, el sistema de bombeo hidráulico presenta por diseño una eficiencia baja, lo

cual limita la producción y en algunas configuraciones se requiere del mantenimiento de

las partes y piezas de manera frecuente, lo que hace poco rentable el uso de estos

sistemas que generan costos adicionales en el bombeo del fluido motriz.

Por esta razón se realiza un análisis técnico económico de cuatro pozos los cuales

son candidatos a cambiar el sistema de levantamiento de bombeo hidráulico, por uno de

bombeo mecánico (Campos & Panchi, 2011).

1.2 Planteamiento del Problema

Los pozos candidatos para el cambio del Sistema de Levantamiento Artificial operan

actualmente con un sistema de bombeo hidráulico tipo jet, los cuales utilizan como

fluido motriz petróleo proveniente de las estaciones de producción.

Sin embargo, es necesario considerar que dichos pozos presentan características que

los convierten en candidatos a un cambio de levantamiento artificial entre los que

podemos mencionar: el bajo índice de productividad, limitada disponibilidad de fluido

motriz para el funcionamiento del sistema, disponibilidad de equipos de superficie

haciendo necesario el uso de Unidades Móviles de Prueba (MTU) para producirlos,

cambios frecuentes de bomba y variaciones en las geometrías de las bombas, los cuales

han elevado los costos de las operaciones en dichos pozos sin lograr los resultados

esperados.

Considerando que el mecanismo de bombeo mecánico está siendo utilizado

actualmente en el pozo Lago 34, el cual produce a una tasa estable desde que inició su

2

operación con este mecanismo y presenta además un mínimo de inconvenientes técnicos

y bajos costos de operación.

1.3 Justificación e Importancia

La importancia de la producción de hidrocarburos, es necesario innovar

constantemente los sistemas a través de los cuales dicha producción se lleva a cabo. El

sistema de levantamiento artificial adecuado para las características de un pozo

determinado tiene incidencia en la producción y en el futuro rendimiento del mismo.

El presente trabajo es de gran incidencia para las futuras operaciones en el mediano y

largo plazo, el campo Lago Agrio al ser considerado maduro ha ido declinando en su

producción, viéndose afectado el recobro de petróleo. Por lo que, es necesario la

implementación de un sistema de levantamiento artificial adecuado desde la perspectiva

técnica y económica.

La empresa PETROAMAZONAS EP ve como una alternativa viable el cambio de

sistemas de levantamiento, a fin de evitar los altos costos y la baja eficiencia en el

sistema de bombeo hidráulico por un sistema de bombeo mecánico más rentable a las

condiciones de los pozos candidatos del campo Lago Agrio.

1.4 Objetivos

1.4.1 Objetivo General

Analizar técnica y económicamente las condiciones de los pozos del campo Lago

Agrio candidatos a cambiar el tipo de levantamiento artificial de bombeo hidráulico tipo

jet por el sistema de bombeo mecánico.

1.4.2 Objetivos Específicos

Evaluar las condiciones técnicas de los pozos seleccionados para ser candidatos

al cambio de sistema de levantamiento artificial mediante el uso de historial de

trabajos de reacondicionamiento, producción, profundidad, geometría, tipo y

número de intervenciones en los pozos; número de cambios de bombas

hidráulicas, disponibilidad de fluido motriz, equipos de superficie del sistema de

levantamiento hidráulico y sus respectivas reservas.

Determinar los pozos candidatos al cambio de sistema de levantamiento artificial

en base a procesos de selección.

3

Realizar el diseño en base a la disponibilidad de los equipos para la

implementación del sistema de bombeo mecánico en los pozos seleccionados.

Analizar los potenciales beneficios económicos resultantes del cambio de

sistema de levantamiento artificial.

1.5 Entorno del Estudio

1.5.1 Marco Institucional

Las instituciones que cooperan del presente estudio son la Universidad Central del

Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental; y la

empresa PETROAMAZONAS EP, cuyo propósito es el optimizar técnica y económica

la producción de 4 pozos del campo Lago Agrio (Pinto Arteaga, 2017)

1.5.2 Marco Ético

La realización del siguiente trabajo tendrá un valor técnico y económico en el que la

obtención de la información, será traducida en resultados confiables para el desarrollo

sostenible de la producción del campo Lago Agrio.

1.5.3 Marco Legal

El estudio técnico presentado cumple con la normativa vigente para la obtención del

título de tercer nivel:

Art. 1, Art. 317, Art.350, Art. 356, contemplados en la Constitución de la

República del Ecuador.

Art. 123 y 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior (LOES).

Art. 37, Reglamento de Régimen Académico del Sistema Nacional de

Educación Superior.

Art. 212 del Estatuto Universitario.

Guía Operativa Unidad De Titulación Especial Para Carreras y Programas de

la Universidad Central del Ecuador.

Convenio Macro Cooperación Técnica-Científica.

4

Art. 29, Art. 30, Art. 32 contemplado en el Reglamento de Operaciones

Hidrocarburíferas.

Art. 2 y Art. 3 Código orgánico de la economía social de los conocimientos,

creatividad e innovación.

5

2 CAPITULO II: MARCO TEÓRICO

2.1 Descripción del Campo Lago Agrio

2.1.1 Ubicación Geográfica

El campo Lago Agrio se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, Bloque-

56, en el borde Nor-Occidental de la Cuenca Amazónica, al Sur-Oeste del campo

Charapa y al Oeste de los campos Atacapi y Parahuacu. Comprende una extensión de

11km de largo y 3,8 km de ancho con un área total de 41,8 km2, ubicado entre las

latitudes 0°00’ – 0°10’ N y las longitudes 76°50’ – 76°57’ W (Petroamazonas EP,

2019)

Figura 1. Ubicación del Campo Lago Agrio Bloque-56, (Petroamazonas EP, 2019)

6

2.1.2 Historia del Campo

El campo Lago Agrio fue descubierto por la Cía. Texaco mediante la perforación del

pozo Lago Agrio – 01, en Abril de 1967, estimándose producción comercial de aceite de

la arenisca Hollín. Otros reservorios de importancia incluyen las areniscas “T” Superior

e Inferior, “U” Superior e Inferior y Basal Tena (28 a 32 °API), se inició su producción

en Mayo de 1972 luego de la inauguración del Oleoducto Transecuatoriano. La

producción inicial de la arenisca Hollín del pozo Lago Agrio – 01 fue de 1399 BPPD y

BSW 1 % (Petroamazonas EP, 2019).

2.1.3 Geología

“Estructuralmente el campo Lago Agrio a nivel de la base del marcador sísmico

Caliza “A”, está constituido por un anticlinal alargado con dirección NE-SO, de 11 Km.

de largo y 4.5 Km. de ancho, limitado al este por una falla inversa con buzamiento hacia

el oeste y contra la cual cierra la estructura; el salto de falla aproximadamente es de

225’ al Norte, 325’ hacia el Centro del Campo y disminuyendo levemente hacia el Sur

donde el desplazamiento es de 35 pies”.

“Los sedimentos que conforman la roca reservorio en el campo Lago Agrio

corresponde principalmente a depósitos de canales estuarinos y mareales, barras de

arena y depósitos de planicie arenosa de marea. Las facies no reservorio corresponden a

depósitos de ambientes de planicie mareal lodosa y las facies asociadas a ambientes

marinos abiertos de plataforma glauconítica y plataforma carbonatada”. (Petroamazonas

EP, 2019)

La Tabla 1 muestra una breve descripción de las características de las principales

formaciones reservorio del campo Lago Agrio.

7

Tabla 1. Formaciones del Campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)

FORMACIÓN DESCRIPCIÓN

FORMACIÓN TENA

BASAL TENA

Tope a 8873, base a 9002 espesor Microconglomerado discordante depositado en canales, con clastos de lutitas verdes y cuarzo. En el

anticlinal Mirador estas arenas pasan a margas arenosas verdes con estratificación cruzada de tipo espina de pescado. No existen núcleos

para la Arenisca Basal Tena en el campo Lago Agrio, el mapa sedimentológico ha sido construido en base a registros eléctricos

FORMACIÓN NAPO

U. SUPERIOR

No se ha podido describir núcleos para el intervalo “U” Superior. La interpretación sedimentológica está basada en registros de pozo y

descripciones en registros litológicos que indican la presencia de glauconita en la matriz de areniscas de grano fino a medio.

U. INFERIOR

Se interpreta el ambiente de depositación como un sistema estuarino, con facies de barras y canales mareales ubicados en la parte este del

campo, que correspondería a las zonas más proximales, mientras que hacia el este las arenas son más discontinuas e interpretadas como

planicies arenosas amalgamadas con planicies

T. SUPERIOR

Indican un intervalo arenoso, con intercalaciones de lutitas. Las arenas son de grano fino a medio, cemento calcáreo y matriz arcillosa. Se

presenta glauconita durante todo el intervalo. En la parte norte contiene cuerpos de arena progradantes, orientados en sentido E-O. Hacia la

parte central del campo estos cuerpos son más discontinuos, y se encuentran rodeados de areniscas con intercalaciones arcillosas,

representando zonas de planicies arenosas y/o lodosas posiblemente de ambiente mareal.

T. INFERIOR

En la parte norte del campo tienen un importante componente arcilloso (registros gamma ray con formas aserradas), con cuerpos arenosos

más discontinuos. En la parte central del campo los cuerpos de arena son más continuos y posiblemente presenten mejores condiciones para

roca reservorio. Hacia el sur aparecen zonas dominadas por arenas finas con lodos arcillosos depositadas en planicie arenosa y mareal.

FORMACIÓN HOLLÍN

SUPERIOR

En su base areniscas finas con intercalaciones de lutitas y material orgánico, interpretadas como depósitos de planicie lodosa en un

ambiente mareal, a continuación hacia arriba, aparecen areniscas de grano medio, con estratificación cruzada, intercalaciones de capas de

lodo y niveles de carbón. Estas arenas representan barras mareales y se encuentran impregnadas de petróleo.

INFERIOR

Fue depositada en un ambiente fluvial de ríos entrelazados durante el Aptiano, rellenando paleovalles a continuación del evento tectónico

que deformó las rocas Jurasicas de Misahualli. Hacia el tope de Hollín Inferior, estas areniscas retrogradan a ambientes de estuario y de

plataforma marina somera con glauconita

8

Las características de los fluidos correspondientes a cada arena reservorio del campo

Lago Agrio se encuentran en la siguiente tabla 2.

Tabla 2. Propiedades de los fluidos. (Petroamazonas EP, 2019)

A continuación la figura 1 muestra la columna estratigráfica del campo Lago Agrio.

ARENA

RESERVORIOPi (psi)

Presion

actual (psi)Pb (psi) API (°)

Boi

(BY/BN)

GOR

(SCF/BBl)Tr (°F)

Viscocidad

(cp)

Basal Tena 3500 1095 810 24 1,16 163 212 2,21

U Superior 4195 1837 700 29,1 1,24 186 222 1,07

U Inferior 4195 1796 700 29,1 1,24 191 222 1,07

T Superior 4417 2101 770 32 1,22 210 224 3,02

T Inferior 4417 2312 770 32,5 1,22 263 225 3,01

Hollín Superior 4485 3422 850 28,3 1,18 269 225 1,78

Hollín Inferior 4485 4300 750 28,8 1,18 546 232 1,45

9

2.1.4 Columna estratigráfica del Campo Lago Agrio

Figura 2. Columna Estratigráfica del Campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)

10

2.1.5 Petróleo Original en Sitio del Campo Lago Agrio

El petróleo original en sitio (POES) correspondiente al campo Lago Agrio para el

año 2018 es de 745’783,647 de barriles de petróleo, el cual ha variado en

aproximadamente 10% más en relación al POES obtenido para el año 2017 que fue de

670’984,997.00 de barriles de petróleo, incrementando los valores del POES en los

reservorios U Superior, U Inferior, Hollín Superior y Hollín Inferior; y disminuyendo en

los reservorios Basal Tena, T Superior y T Inferior como se puede observar a

continuación en los cuadros de “Tabla de cálculo de POES” (Petroamazonas EP, 2019)

El POES en el año 2018 ha aumentado en aproximadamente 74 MMBLS

La variación del POES entre 2017 y 2018 se debe a la variación de los mapas

estructurales de las diferentes Formaciones y Unidades Estratigráficas del campo Lago

Agrio para el 2018, esta variación producto de la interpretación geofísica se da debido al

ingreso de nueva información obtenida de registros VSP que fueron tomados en el

campo.

11

Tabla 3. POES 2018 del Campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)

Tabla 4. POES 2017 del Campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)

12

2.1.6 Estimación de Reservas del Campo Lago Agrio

La estimación de reservas se basa en cálculos volumétricos y en los Análisis de

Curvas de Declinación (DCA) por pozo. En la siguiente tabla se presenta un resumen de

reservas por yacimiento. En el campo Lago Agrio el reporte de las reservas en base al

estudio de certificación realizado por la compañía Ryder Scott presentado en Abril 2018

y cortado al 31 de Diciembre del 2017, con los debidos ajustes correspondientes a la

producción del año 2018.

Con esa consideración, en el reporte del presenta año, se mantiene el volumen total

de reservas 3P pero se reduce el nivel de clasificación de un porcentaje de las reservas

probadas Shutín, Detrás del Casing y No Desarrolladas pasándolas a las categorías de

Probables o Posibles. Esto hace que las reservas Probadas reportadas se reduzcan en 9.6

MMBls (Petroamazonas EP, 2019)

13

Tabla 5.Cuadro resumen de reservas Campo Lago Agrio. (Petroamazonas EP, 2019)

14

Reservas Probadas en Producción

Las reservas Probadas Produciendo fueron calculadas mediante el análisis de curvas

de declinación, de las 28 completaciones que se encuentran produciendo al 31 de

diciembre de 2018; estos pozos se encuentran distribuidos de acuerdo a la siguiente

tabla.

Tabla 6. Cuadro resumen Reservas Probadas en Producción, (Petroamazonas EP, 2019)

CAMPO RESERVORIO

Reservas Probadas

en producción

(Bls).

Número de

completaciones

asociadas

Lago Basal Tena 513,106 1

Agrio U Superior 223,527 1

U Inferior 290,634 2

T Superior 3,212 1

T Inferior 683,492 3

Hollín Superior 4,773,510 17

Hollín Inferior 869,659 3

Subtotal 7,357,139 28

Es importante mencionar que para sustentar los pronósticos de producción de cada

yacimiento se realizó una revisión pozo a pozo, basados en el comportamiento histórico

de producción, determinando así la tasa de declinación y las reservas (Petroamazonas

EP, 2019)

Reservas Probadas Cerradas (Shutin)

Estas reservas fueron calculadas mediante el análisis de curvas de declinación de

pozos análogos, los cuales cuentan con historia de producción suficiente como para

estimar su tasa de declinación. Se consideraron 18 completaciones en esta categoría.

15

Tabla 7. Cuadro Resumen Reservas Probadas Shut-in, (Petroamazonas EP, 2019)

CAMPO RESERVORIO

Reservas

Probadas

Shut-in Bls

Número de

completaciones

asociadas




T Superior 0 0


Hollín Superior 719,801 3

Hollín Inferior 1,053,131 3

Subtotal 3,180,695 18

Reservas Probables

Esta categoría se basó en el reporte de certificación de reservas de Ryder Scott y en

el análisis de comportamiento de producción de pozos vecinos, correlaciones

estructurales, estratigráficas, propiedades petrofísicas, etc. Se consideraron 39

completaciones en esta categoría (Petroamazonas EP, 2019)

Tabla 8. Cuadro resumen Reservas Probables. (Petroamazonas EP, 2019)

CAMPO RESERVORIO

Reservas

Probables

Bls

Número de

completaciones

asociadas

Lago Basal Tena 1,269,325 13


U Inferior 1,506,871 7

T Superior 432,425 4




Subtotal 6,550,026 39

16

Reservas Posibles

Esta categoría se basó en el reporte de certificación de reservas de Ryder Scott y en

el análisis de comportamiento de producción de pozos vecinos, correlaciones

estructurales, estratigráficas, propiedades petrofísicas, etc. Se consideraron 23

completaciones en esta categoría (Petroamazonas EP, 2019).

Tabla 9. Cuadro resumen Reservas Posibles. (Petroamazonas EP, 2019)

CAMPO RESERVORIO Reservas

posibles Bls.

Numero de

completaciones

asociadas




T Superior 483,751 5




Subtotal 3,953,546 23

Cifras Históricas de Reservas

Para el campo Lago Agrio se tuvo las siguientes reservas 3P para el año desde el

2013 a 2108.

Año Reservas 3P (MMBLS)

2013 53.20

2014 63.91

2015 56.41

2016 64.90

2017 41.16

2018 32.73

17

Figura 3. Evolución de las cifras históricas de reservas, (Petroamazonas EP, 2019)

El campo Lago Agrio tiene los siguientes porcentajes de reservas probadas,

probables y posibles al 31 de diciembre 2018.

Figura 4. Porcentaje de reservas Probadas, Probables y Posibles, (Petroamazonas EP, 2019)

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Re

serv

as d

e P

etr

óle

o (

MM

Bls

)

Reservas de Petróleo 3P (MMbls)

PROBADAS68%

PROBABLES20%

POSIBLES12%

Porentaje de reservas Probadas, Probables y Posibles al 31/Dic/2018

18

2.2 BOMBEO MECÁNICO

2.2.1 Principio de Funcionamiento

Este sistema consiste en una unidad de bombeo de superficie (balancín) que

convierte el movimiento rotatorio del motor en movimiento reciprocante vertical para

impulsar la bomba de subsuelo y levantar mecánicamente los fluidos desde el pozo a

superficie.

Para el bombeo mecánico es necesario transmitir la energía producida en la

superficie (motor, equipo de bombeo superficial) para poder extraer fluido del pozo,

ésta energía se transmite mediante una sarta de varillas de determinada velocidad, en el

fondo del pozo se encuentra la bomba asentada y es la que empuja el petróleo hacia la

superficie.

El sistema de bombeo mecánico ha demostrado que normalmente resulta en una

óptima producción y costos mínimos. Los otros métodos deben ser seleccionados solo

donde se hayan demostrado ventajas significativas en cuanto a instalación y operación.

(Clegg & Bucaram, 2008)

La eficiencia de este sistema, depende principalmente de la producción, que está

entre los 5 y 700 BPD, debido a que la profundidad y la producción son inversamente

proporcionales en el sistema de bombeo mecánico.

El sistema de levantamiento artificial de bombeo mecánico está compuesto

principalmente por dos secciones:

Equipo de superficie

Equipo de fondo

2.2.2 Equipo de Superficie

Comprende las partes que se encuentran a nivel del suelo y por tanto son observables

a simple vista. El equipo está compuesto por la unidad de motriz, unidad de bombeo,

caja de engranaje, prensa estopa, barra pulida, cabezal y líneas de flujo (Rey, 2004)

19

Unidad Motriz

La unidad motriz está constituida por un motor el cual puede ser de combustión o

eléctrico. La función del motor es la de suministrar la energía suficiente a la instalación,

de tal manera que la energía sea transmitida a la bomba utilizada para levantar el fluido.

(Rey, 2004)

Motores Eléctricos

Las unidades de bombeo de varilla son accionas por un motor eléctrico debido a su

bajo costo, adaptabilidad para la operación automática y fácil control. Generalmente, los

motores eléctricos de bombeo mecánico son trifásicos, es decir motores de inducción de

tres fases.

Los motores eléctricos que son utilizados para bombeo mecánico cumplen las

normas NEMA (National Electrical Manufactures Association) que clasifica los

motores según el deslizamiento y las características de torque durante el arranque. Estos

pueden ser motores tipo B, C y D (Estrada, 2014)

Motores a Gas

Son motores cuyo funcionamiento generalmente se da mediante la combustión de

gas, por lo que, son más económicos en comparación con sus pares eléctricos. No

obstante, el mantenimiento y costos de los motores a gas son normalmente más altos

que en los motores eléctricos.

Estos motores son utilizados principalmente en locaciones donde no existe la

disponibilidad de energía eléctrica (Estrada, 2014)

Unidad de Bombeo

La función de la unidad de bombeo consiste en la conversión del movimiento

rotacional de la unidad motriz a movimiento reciprocante ascendente descendente de la

barra pulida a fin de levantar el fluido desde el fondo hacia la superficie. Para un diseño

óptimo de la unidad de bombeo se debe considerar el tamaño exacto de la caja de

engranaje y de estructura, así como, una capacidad suficiente de carrera para la

producción de fluido (Campos & Panchi, 2011)

Las especificaciones API de las unidades de bombeo mecánico están determinadas

por códigos ver figura 5.

20

Figura 5. Designacion API de las unidades de bombeo, (Weatherford International LA, 2017)

2.2.3 Tipos de Unidades de Bombeo Mecánico

De acuerdo a la geometría y clase de contrapeso de la unidad de bombeo mecánico

existen 4 tipos de unidades de bombeo:

Unidad convencional

Unidad balanceada por aire

Unidad de geometría especial o Mark II

Unidad RotaFlex

Unidad Convencional

La unidad convencional tiene como geometría un sistema de palanca de clase I, en el

cual el punto de apoyo se encuentra en la mitad de la viga del balancín empleando

contrapesos mecánicos (Campos & Panchi, 2011) ver figura 6.

Unidad Balanceada por Aire

En este tipo de unidades se utiliza un tanque cilíndrico ubicado frente a la unidad

aloja un pistón y un cilindro de aire. La fuerza que ejerce el aire comprimido dentro del

cilindro se utiliza para hacer un contrapeso a la carga del pozo.

Para evitar el escape de aire entre el pistón y el cilindro se dispone de un depósito de

aceite al tope del pistón que actúa como un sello de aire, y para que el sistema de

presión llegue a su nivel de trabajo se utiliza un compresor de aire auxiliar, a fin de

mantener y controlar la presión del aire dentro den un rango predeterminado.

Son diferentes estructuralmente a las unidades convencionales debido a que los

brazos de la manivela están conectados entre el punto de carga y el punto de apoyo del

21

balancín; además son aproximadamente 35% más pequeñas y 40% más livianas y

permiten una mayor longitud de carrera del vástago pulido (Rey, 2004) ver figura 7.

Unidad Mark II

El reductor de velocidad de esta unidad se encuentra al frente y el punto de rotación

está hacia atrás, los contrapesos están montados hacia el frente también. La geometría

poco usual del Mark II genera una carrera ascendente más lenta y una carrera

descendente más rápida con una reducción en la aceleración cuando la carga es mayor,

esto resulta en menos cargas máximas, una vida más larga de las varillas y menor

esfuerzo de torsión máximo y menos caballos de fuerza (Camacho, 2013) ver figura 8.

Unidad RotaFlex

La unidad de bombeo mecánico RotaFlex es una bomba de carrera larga que se ha

diseñado para ser usada con bombas de pistón. Su diseño permite ofrecer un bombeo

eficiente y rentable en pozos profundos, complejos y de alto caudal; además nos brinda

la posibilidad de utilizar unidades a pistón en pozos donde anteriormente se operaban

únicamente bombas electrosumergibles o hidráulicas.

El bombeo con esta unidad reduce la carga estructural sobre el equipo, extendiendo

la vida útil de la completación de fondo de pozo, ya que la sarta de las varillas trabaja a

velocidades relativamente constantes.

La menor cantidad de ciclos de bombeo y una velocidad constante alargan la vida

operativa de la unidad de bombeo, la bomba de fondeo de pozo y de la sarta de varillas.

Es importante considerar que la unidad RotaFlex no necesita ser desarmada para ser

transportada de un pozo a otro para operar de manera eficiente y segura (Campos &

Panchi, 2011) ver figura 9.

22

Figura 6. Elementos de la unidad convencional de bombeo mecánico, (Catálogo general Lufking, 2015)

23

Figura 7. Esquema del sistema neumático del contrapeso, (Catálogo general Lufking, 2015)

24

Figura 8. Esquema de los elementos de la unidad Mark II, (Catálogo general Lufking, 2015)

25

Figura 9. Esquema de los elementos de la unidad RotaFlex, (Catálogo general Lufking, 2015)

26

Caja de Engranaje

También denominado reductor de engranaje es una de las partes más importantes de

la unidad de bombeo ya que representa el 50% del costo de la unidad. Su función

principal es la de transformar torques bajos y velocidades altas (RPM) de la unidad

motriz, en altos torques y velocidades bajas necesarios para la operación de la unidad de

bombeo.

Una reducción normal en una caja de engranaje es de 30:1. Lo que se significa, que

la caja de engranaje reduce las velocidades a la entrada 30 veces, mientras aumenta el

torque de entrada 30 veces. (Campos & Panchi, 2011)

Figura 10. Diseños de la caja de engranaje, (Weatherford International LA, 2017)

Contrapesos

La presencia de los contrapesos, permiten que el tamaño de la caja de engranaje

pueda ser minimizado, ya que estos reducen el torque que la caja debe suministrar.

En la carrera descendente almacenan energía cuando suben.

En la carrera ascendente los contrapesos se encargan de proporcionar energía a la

caja de engranaje cuando caen (Estrada, 2014)

“La condición operacional ideal es igualar el torque en la carrera ascendente y

descendente usando la cantidad correcta del torque o momento en el contrabalanceo”.

(Enterprice, 2017)

27

Figura 11. Diagrama de un Balancín Convencional con Contrapesos, (Weatherford International LA, 2017)

Barra Pulida

La barra pulida es una barra de acero macizo de diferentes tamaños y longitudes

estándar, la misma que se encuentra equipada con conexiones en ambos extremos.

Conecta la unidad de bombeo a la sarta de varillas y es la única parte de la sarta que esta

visible en la superficie.

La función principal de la barra pulida es soportar el peso de la sarta de varillas,

bomba y fluido. Por lo tanto, la barra pulida experimenta cargas más altas que cualquier

otra parte de la sarta. Además otra función de la barra pulida es de actuar como sello

para evitar la filtración de los fluidos del pozo (Estrada, 2014).

Prensa Estopa

La prensa estopa tiene como función principal soportar la carga de la sarta de

varillas, bomba y fluido. Por lo que, la barra pulida soporta cargas más altas que en

cualquier otro lugar de la sarta (Campos & Panchi, 2011).

Figura 12. Diagrama de una Prensa Estopa, (Weatherford International LA, 2017)

28

Líneas de Flujo

Las líneas de flujo conectan el cabezal del pozo separador. La barra pulida debe

soportar además del peso de la sarta de varillas y de fluido, la presión de la línea de

flujo.

Las altas presiones que soporta la línea de flujo pueden resultar en altas cargas en la

barra pulida y una disminución en la eficiencia. Estas cargas adicionales dependerán del

pistón; mientras más grande sea el tamaño del pistón, más grande será la presión en la

línea de flujo (Enterprice, 2017)

Válvula de Contrapresión

Se encarga de minimizar el bloqueo por gas y además evita la deposición de

parafinas en la tubería de producción debido al mantenimiento de una presión estable

que evita la liberación de gas.

En pozos con exceso de gas tendrá que instalarse un orificio o pressure back en la

línea de flujo con esto se evita el “cabeceo” o interrupción de la producción.

Figura 13. Válvula de Contrapresión, (Weatherford International LA, 2017)

2.2.4 Equipos de Fondo

Sarta de Varillas

La sarta de varillas son piezas metálicas de forma cilíndrica encargadas de transmitir

el movimiento de balancín a la bomba de subsuelo para que esta bombee el crudo hacia

la superficie.

29

Las varillas de diámetros mayores son usados en la superficie y màs pequeños en la

base para minimizar las cargas tensionales y los costos (Campos & Panchi, 2011)

Tubería de Producción

“El fluido se produce a través del espacio anular tubería-cabillas hasta la superficie.

Cuando la tubería está anclada al anular, esta tiene un efecto menor en el

comportamiento del sistema en la mayoría de los casos. Si la tubería no está anclada

entonces podría afectar las cargas sobre las cabillas y el desplazamiento de la bomba

debido a su estiramiento. El estiramiento de la tubería será cubierto con más detalle

luego” (Enterprice, 2017)

2.2.5 Unidades de Bombeo de Fondo

Bombas de Subsuelo

Una bomba de subsuelo es una bomba de pistón que se utiliza para producir petróleo

desde el fondo del pozo a la superficie, es accionada por el movimiento reciprocante de

la sarta de varillas, el cual es transmitido por la unidad de bombeo o balancín.

La bomba está formada por el embolo llamado también como pistón y un cilindro

conocido como barril o camisa de la bomba, en la cual se realiza el movimiento del

pistón. Posee una válvula estacionaria o válvula fija la cual permite y omite la entrada

de fluido al interior de la bomba; y de una válvula móvil o válvula viajera que permite o

no, la entrada de crudo de la bomba hacia el interior del pistón.

La válvula fija se encuentra sujeta a la tubería por medio de un sistema de anclaje o

zapato, el mismo que efectúa un sello hermético que sirve para evitar que el crudo

retorne del interior de la bomba hacia el pozo (Campos & Panchi, 2011)

Tipos de Bombas

Bombas de Tubería

Son bombas en las que el barril o camisa y la zapata de la bomba, forman parte

integral de la tubería de producción; por lo que, es necesario extraer la totalidad de la

tubería para reemplazar la bomba en el interior del pozo (Campos & Panchi, 2011)

30

Las bombas de tubería son utilizadas principalmente en pozos con altas tasas de

producción y en pozos poco profundos en comparación con las bombas insertables; de

manera que, pueden ser utilizadas con diámetros de pistón mayores a los utilizados con

bombas insertables (Enterprice, 2017)

Figura 14. Bomba de tubería, (Weatherford International LA, 2017)

Bombas Insertables

En esta clase de bombas el barril o camisa, el pistón, la válvula fija y viajera forman

un solo conjunto de ensamblaje, el cual es insertado o removido por la sarta de varillas.

Es decir, que para la colocación o reemplazo de la bomba únicamente se requiere

extraer la sarta de varillas, sin necesidad de remover la tubería de producción (Campos

& Panchi, 2011)

31

Figura 15. Bomba de tubería, (Weatherford International LA, 2017)

Componentes de la Bomba de Subsuelo

De manera independiente al tipo de bomba de subsuelo, todas ellas poseen los

mismos componentes principales:

El pistón

El barril

La válvula viajera

Válvula fija

Pistones

Los pistones son quienes proveen el movimiento, actuando como sello de alta

presión para la bomba. La presión diferencial dentro de esta superficie sellante está

presente únicamente cuando la válvula viajera se encuentra cerrada.

El pistón se encuentra conectado a la sarta de varillas; es hueco, de esta manera el

fluido producido viaja por el interior, además se encarga de sostener la jaula de la

válvula viajera (Estrada, 2014)

32

“La longitud del pistón varía entre 6 y 12 plg por cada 1000 pies de profundidad de

la bomba. Esta longitud varia también dependiendo de la viscosidad del fluido,

temperatura de fondo, diámetro del pistón y espacio libre entre el pistón y el barril. Por

ejemplo, si se utiliza un pistón de 8 plg por cada 1000 pies entonces a un pozo de 6000

pies necesitara un pistón de 4 pies” (Enterprice, 2017)

El Barril

El barril y el émbolo en una bomba de varilla son tubos simples, mecanizados y

pulidos. El espacio libre entre el émbolo y el barril representa unas pocas pulgadas y

son denominados clearens (Estrada, 2014).

Pueden ser de pared delgada o de pared gruesa.

Barril de pared delgada.- Los barriles de pared delgada se utilizan en pozos de

poca profundidad debido a la limitada capacidad de las paredes a los esfuerzos

(Estrada, 2014)

Barril de pared gruesa.- Se utilizan en pozos más profundos o bombas de

diámetro grande que necesitan soportar grandes cargas de fluido. La máxima

profundidad de asentamiento depende del tipo de bomba (Enterprice, 2017)

Válvula Fija y Válvula Viajera

Tanto, la válvula viajera y la fija de las bombas de subsuelo son combinaciones de

bolas y asiento. El ensamblaje bola y asiento se encuentran en una jaula que permite el

flujo de fluidos mientras mantiene la bola en posición de asentar apropiadamente.

En algunas ocasiones el desgaste en los anillos de la jaula causa que la bola golpee el

asiento fuera del centro, lo que provoca el aceleramiento del desgaste de la bomba. Para

combatir este problema puede usarse anillos extra resistentes que soporten deformación

del metal (Enterprice, 2017)

33

Figura 16. Tipos de válvulas viajeras, (Weatherford International LA, 2017)

Figura 17. Tipos de válvulas viajeras, (Weatherford International LA, 2017)

Acción de las Válvulas

La bomba se encuentra fija en el extremo inferior de la columna de producción

(tubing) que va acoplada en una sección de la tubería llamada “asiento de válvula” o

“niple de asiento”.

Está formada por una camisa de gran longitud (12 a 14 pies) y una válvula de bola en

un extremo inferior denominada válvula fija (“standing valve”). El pistón, el cual se

mueve verticalmente, en su interior tiene una longitud que va entre 2 a 8 pies; en su

interior es hueco y tiene una válvula de bola en su extremo inferior, llamada válvula

viajera (traveling valve) (Rey, 2004)

34

En la carrera ascendente, cuando el pintón se mueve hacia arriba, la válvula viajera

se cierra y se eleva la carga de fluido, llegando a superficie, a la vez que por debajo de

la válvula se produce el llenado de la camisa debido a la caída de presión, de tal forma

que la válvula fija se abre permitiendo la entrada fluido desde el reservorio (Estrada,

2014) En la carrera descendente, cuando el pistón se mueve hacia abajo, la válvula fija

se cierra y se produce la apertura de la válvula viajera, produciendo la transferencia del

fluido que se encontraba en la camisa al interior del pistón, completándose el ciclo (Rey,

2004)

Cargas de Fluido

Para conocer la manera en que se aplican las cargas del fluido al pistón de la bomba

y la sarta de varillas se considera tres parámetros importantes que son: la carga sobre las

varillas, la forma de la carta dinamométrica y el comportamiento de las varillas de

succión.

Una carta dinamométrica es un gráfico donde se representa la carga versus posición.

En el gráfico se puede observar cómo sería la carta dinamométrica de la bomba para el

caso de bomba llena (Estrada, 2014)

Figura 18. Carga de fondo del Pistón vs Posición para la bomba llena, (Catálogo general Lufking, 2015)

35

Carrera Ascendente:

Al inicio de la carrera ascendente, la válvula viajera cierra (punto A de la figura 18).

A este punto la válvula viajera levanta las cargas del fluido.

Estas cargas permanecen constantes durante todo el recorrido ascendente (del punto

A hasta B).

Carrera Descendente:

Durante la carrera descendente, cuando el pistón comienza el movimiento hacia

abajo, la válvula viajera abre (punto C). En este punto la válvula viajera se libera de la

carga de fluido y la presión del mismo es transferida a la tubería a través de la válvula

fija. Por lo que, la válvula viajera no lleva la carga de fluido durante la carrera

descendente (desde el punto C al D).

Las diferencias de carga existentes entre los puntos A y D (o B y C) son las cargas

del fluido en el pistón. Como se muestra en la figura 18, las cargas de fluido son

transferidas instantáneamente desde D hasta A y desde B hasta C.

Esto es verdad solo al asumir incompresibilidad del fluido y bomba llena. Algunas

veces, por ejemplo cuando pozos con alta producción de gas son bombeados, la

transferencia de cargas de fluido no son instantáneas.

La tasa de levantamiento de carga depende de la integridad de la bomba, el tipo de

fluido bombeado, espaciamiento de la bomba, y si la tuberías está o no anclada

(Enterprice, 2017)

Ancla de Tubería y Niple de Asiento

El ancla de tubería está diseñada para ser utilizado en pozos para eliminar el

estiramiento y compresión en la tubería de producción, en ocasiones existe un

rozamiento en la sarta de varillas, ocasionando el desgaste de ambos.

El niple de asiento o llamada también zapata es un acople de tubería diseñado para

que la bomba se ajuste a la tubería y permita asentar la bomba con un fuerte sello. Puede

tener un cierre mecánico o por copas de fricción. Cuando la bomba de tubería es

estrecha, la válvula fija se conecta en la base del pistón (Estrada, 2014)

36

Figura 19. Ancla Inferior y Ancla superior de tubería, (Weatherford International LA, 2017)

Ancla de Gas

“La bomba de varillas de succión está diseñada para bombear líquido. La presencia

de gas en el líquido producido reduce la eficiencia de la bomba.

En la carrera descendente, la bomba comprime el gas hasta que la presión dentro del

barril sea lo suficientemente alta para abrir la válvula viajera. Dependiendo de la

cantidad de gas libre, una gran parte de la carrera ascendente puede desperdiciarse en la

compresión del gas antes que algún líquido sea producido.

Debido a esto, las eficiencias volumétricas menores al 50% son comunes cuando el

gas entra a la bomba” (Enterprice, 2017)

Figura 20. Diagrama de un ancla natural de gas, (Weatherford International LA, 2017)

En la carrera ascendente, el gas entra a la bomba, y ocupa una gran parte del

volumen de la bomba y de esta manera reduce la cantidad de líquido que puede entrar a

la bomba. Las anclas de gas ayudan a reducir el volumen de gas libre que ingresa a la

bomba. Esto ocurre debido a la separación del gas y su flujo hacia la superficie a través

del anular (espacio revestidor-tubería) antes de su entrada a la bomba (Estrada, 2014)

37

2.3 BOMBEO HIDRÁULICO

Sistema de levantamiento artificial que funciona con una bomba de fondo de pozo

que utiliza como principio la ley de Pascal, que indica: “la presión aplicada en cualquier

punto sobre un líquido contenido en un recipiente se transmite con igual intensidad a

cada porción del líquido y a las paredes del recipiente que lo contiene".

El uso de este principio permite transmitir la presión desde un sistema superficial

central a través de una tubería llena de líquido a cualquier número de puntos debajo de

la superficie en un pozo. Una bomba hidráulica de superficie presuriza el petróleo crudo

llamado petróleo motriz, que hace funcionar la bomba inferior.

Cuando se utiliza una sola línea de tuberías para la producción, el petróleo motriz se

bombea hacia abajo por la tubería de producción y se produce una mezcla del petróleo

crudo de la formación y el petróleo motriz, a través del espacio anular comprendido

entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción.

Si se utilizan dos sartas de tuberías de producción, el petróleo motriz se bombea a

través de una de las tuberías y la mezcla de petróleo crudo de la formación y petróleo

motriz se produce en la otra tubería paralela (“bombeo hidráulico - Schlumberger

Oilfield Glossary,” n.d.)

Figura 21. Bomba hidráulica tipo Jet,(H. SALGADO CASTRO, 2000)

38

2.3.1 Principio de Funcionamiento

El bombeo hidráulico convierte la energía del fluido de potencia en un chorro de alta

velocidad que se mezcla directamente con los fluidos. En el proceso de mezcla

turbulenta, la energía y el momento de la energía se agregan a los fluidos producidos.

La bomba de chorro hidráulico, es un sistema especial de bombeo hidráulico que a

diferencia del tipo de pistón no tiene partes móviles, y su acción de bombeo se logra

mediante la transferencia de energía entre el fluido de potencia y los fluidos producidos.

En este sistema, el fluido de potencia entra por la parte superior de la bomba y pasa a

través de la boquilla, donde su presión total (energía total) se convierte en una carga

para la velocidad (energía cinética).

Posteriormente, la boquilla descarga un chorro en la garganta, que tiene

comunicación con los fluidos de formación. En la garganta, cuyo diámetro es siempre

mayor que la salida de la boquilla, se produce la mezcla entre los fluidos producidos y

el fluido de potencia. Al mismo tiempo, el fluido de potencia pierde la energía que se

gana para los fluidos también. Más tarde, la mezcla pasa al difusor que es la última

sección del trabajo, en ella la energía que se conserva a medida que la velocidad se

convierte en presión estática. Cuando esta presión es mayor que la que ejerce la

columna de fluido en el anillo, el fluido fluye hacia la superficie.(H. Ramos Morales, H.

Salgado Castro, O. Ruiz Maldonado and A. Salazar Munive & Ek-Balam, 2000)

Figura 22. Funcionamiento Bomba hidráulica tipo jet, (H. SALGADO CASTRO, 2000)

39

2.3.2 Sistemas de Operación

Básicamente existen dos tipos de sistemas de operación para bombeo hidráulico:

sistema de Fluido motriz abierto y

sistema de fluido motriz cerrado.

Sistema de Fluido Motriz Abierto

La aplicación de este sistema es la más sencilla y económica. En este sistema, el

fluido motriz retorna a la superficie mezclado con el petróleo producido, ya sea por la

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

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

En la ejecución de este sistema existen varias ventajas como: la adición de fluido

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

reduce dicho porcentaje y por lo tanto disminuye el efecto de corrosión. Así mismo, la

adición de petróleo ligero puede reducir la viscosidad en pozos productores de petróleo

pesado(H. Ramos Morales, H. Salgado Castro, O. Ruiz Maldonado and A. Salazar

Munive & Ek-Balam, 2000)

Sistema de Fluido Motriz Cerrado

En este tipo de sistema los fluidos producidos, tanto el fluido motriz como el petróleo

producido, permanecen separados durante la producción porque hay un pistón separado

(o cara del pistón) para cada fluido. Se utiliza un el BHA apropiado, el cual, tiene

orificios y pasos de sellado para mantener los dos fluidos separados.

El fluido producido llega a la superficie en una sarta de tubería independiente. Y por

medio de una línea de tubería paralela se levanta el fluido de potencia hacia la

superficie, siendo clasificados a sus respectivas instalaciones.

La principal ventaja de las instalaciones de sistema de fluido motriz cerrado, es que,

únicamente los fluidos producidos deben pasar por las instalaciones de separación de

superficie; y el fluido de energía permanece en un circuito cerrado separado. (Brown,

2017)

40

2.3.3 Equipos de Superficie

Tubería de Alta y Baja Presión

Se utilizan para la conducción del fluido motriz hasta el pozo, y el retorno de la

mezcla hasta la estación. Las tuberías de alta presión pueden soportar hasta 5000 psi, en

tanto que las tuberías de baja presión tienen márgenes de resistencia menores (500–800

Psi) (CORTES & LAVAYEN, 2013)

Bombas de Superficie

Encargada de transformar el fluido de baja presión (100 psi) a alta presión (3500 psi).

De esta manera suministra la potencia para la inyección de fluido motriz; pueden ser de

tipo triplex o quintuplex de desplazamiento positivo, accionadas por un motor eléctrico

o de combustión interna (ANDRADE ZUÑIGA, 2014)

Motor

Los motores de combustión interna se basan en la quema de una mescla en aire y

combustible, en este caso el diésel, dentro de un cilindro o cámara con el propósito de

elevar la presión y empujar el cilindro para generar suficiente potencia el movimiento

lineal que a su vez es convertido en movimiento rotativo gracias al eje principal de

motor o cigüeñal (COELLO, 2017)

Cabezal de Distribución

Los cabezales de distribución se emplean cuando existen varios pozos produciendo

con bombeo hidráulico y la alimentación del fluido de potencia se hace desde una

estación central. Los cabezales se encargan de distribuir el fluido de potencia hacia cada

pozo y la producción de cada pozo hacia el tanque correspondiente. Los cabezales se

disponen en secciones modulares, de tal manera que se pueden agregar o quitar

fácilmente.(PÉREZ GARCÍA, 2013)

Las funciones principales de los cabezales se pueden resumir en las siguientes:

Distribuir el fluido de potencia para cada pozo.

Regular el gasto de fluido de potencia para cada pozo.

Abastecer un medio para la medición de flujo hacia cada pozo.

Proveer un medio para la medición de la presión en cada pozo.

41

Entregar un medio para correr tapones solubles en las tuberías de

superficie.

Proporcionar una válvula manual o automática para controlar la presión y

desviar el exceso de fluido de potencia.

Cabezal de Pozo

Todo pozo siempre posee un cabezal, y dentro del BH dichos cabezales de pozo

tienen el mismo sistema de funcionamiento.

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

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

con las líneas de inyección y producción, por lo tanto dirige el movimiento de cualquier

fluido (motriz o retorno) en cualquier sentido dentro del pozo (CORTES & LAVAYEN,

2013)

2.3.4 Equipos de Fondo

Casing

Constituye la tubería de revestimiento del pozo, en bombeo hidráulico se la utiliza

como tubería de producción o inyección del fluido motriz, dependiendo del tipo de

bomba Jet que se utilice para realizar la evaluación. Para la inyección de fluido por esta

tubería es necesario saber el tiempo de vida del pozo, ya que, si el tiempo es muy

prolongado, la tubería no podrá soportar la alta presión. Es necesario, por tanto

determinar la presión a la que va estar sometida esta tubería (COELLO, 2017)

Tubería de Producción

Tubería utilizada para inyectar el fluido motriz en un sistema de inyección directa,

aunque, se la puede utilizar como tubería de producción en un sistema de inyección

inversa. Los tamaños más comunes utilizados son de 31/2, 27/8, 2

3/8, y se extiende desde

la superficie hasta la zona productora (Soria, 2017)

42

Cavidad

Consiste en un conjunto de extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos

de manera especial para determinado tipo de bomba (pistón o jet). En el interior de la

cavidad se aloja la bomba (CORTES & LAVAYEN, 2013)

Válvula de Pie (Standing Valve)

Es una válvula de retención que está conformada por una válvula de bola, un asiento

y un bypass. Se utiliza como válvula check para permitir el flujo en un solo sentido, y;

mantener el fluido en la tubería de producción para evitar que regrese a la zona

productora. Son utilizados para realizar pruebas de presión en tuberías de producción y

del espacio anular (COELLO, 2017)

Figura 23. Standing valve, (Catálogo general Lufking, 2015)

Camisa

Es un nipple con agujeros que va colocada directamente en el intervalo de la zona o

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

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

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

una herramienta auxiliar llamada “Shifting tool” (CORTES & LAVAYEN, 2013)

43

Figura 24. Camisas (Slinding Sleeve) abierta y cerrada, (Catálogo general Lufking, 2015)

2.3.5 Bomba Hidráulica Tipo Jet

La bomba jet es una clase especial de bomba hidráulica cuyo funcionamiento se basa

en el principio de Venturi que consiste en el paso de un fluido en un área reducida

nozzle (boquilla) en donde sufre una transformación de energía potencial a cinética,

logrando la succión del fluido de la formación, estos se mezclan y pasan por una área

constante Throat (garganta), posteriormente esta mezcla de fluidos sufre otra vez un

cambio de energía cinética a potencial al atravesar por un área expandida llamada

difusor, es aquí donde la energía potencial tiene que ser suficiente para poder vencer la

columna hidrostática y llevar el fluido a la superficie (VÁSQUEZ ENRÍQUEZ, 2014)

Figura 25. Principio de funcionamiento Bomba Jet, (H. SALGADO CASTRO, 2000)

Partes de la Bomba Jet

La bomba jet se compone de 11 partes y fáciles de armar en la misma área de trabajo

(pozo), sin embargo, son solo tres las partes principales para realizar el efecto Venturi,

permitiendo que la bomba sea eficiente.

44

A continuación mencionaremos las partes complementarias:

Fishing neck

Upper packing mandrell

Outer tube.

Nozzle retainer

Housing throat

Discharge body

Adapter extension

Botton plug

Chevron parking. (Center y End adapter)

Figura 26. Partes de la Bomba Jet, (Weatherford International LA, 2017)

Boquilla (Nozzle)

La boquilla es una herramienta de aleación de tungsteno diseñada para soportar altas

presiones y temperaturas, esta boquilla tiene la forma de un embudo en el extremo

superior tiene un diámetro más grande que en el extremo inferior, esto sirve para

generar una mayor velocidad y disminuir la presión a la salida de la boquilla (extremo

inferior)

45

En esta boquilla es donde el fluido motriz realiza el cambio de energía potencial a

energía cinética aumentado su velocidad y disminuyendo su presión (VÁSQUEZ

ENRÍQUEZ, 2014)

Figura 27. Esquema de la boquilla de bomba jet, (H. SALGADO CASTRO, 2000)

Garganta (Throat)

La garganta es un agujero cilíndrico recto con un borde de radio suavizado; el

diámetro de la garganta es siempre mayor que el de la salida del nozzle, lo que permite

que el fluido motriz entre en contacto con el fluido del pozo en la garganta, el fluido

motriz y el fluido producido se mezclan y el momento es transferido del fluido motriz al

producido provocando que la energía se eleve en este último. Por el fin de la garganta

los dos fluidos están íntimamente mezclados, pero todavía se encuentran a gran

velocidad y la mezcla posee una energía cinética significativa.

La garganta y la boquilla son construidas de carburo de Tungsteno o de materiales

cerámicos. Con diferentes medidas de la boquilla y gargantas las bombas pueden

producir menos de 50 BFPD hasta más de 12000 BFPD. Volúmenes significativos de

gas libre pueden ser manejados sin el desgaste excesivo que se presenta en las bombas

de desplazamiento positivo por el golpeteo de entrada que existe en las bombas

centrifugas y la vibración (ANDRADE ZUÑIGA, 2014)

Figura 28. Esquema de la boquilla de bomba jet, (Simulation, n.d.)

46

Difusor (Difuser)

Es un elemento que tiene como característica principal un área expandida la cual

sirve para realizar el cambio de energía del fluido de energía cinética a potencial, esta

energía debe ser la suficiente para vencer el peso de la columna hidrostática y llevar la

producción a la superficie (VÁSQUEZ ENRÍQUEZ, 2014)

Figura 29. Esquema del difusor de bomba jet,(Simulation, n.d.)

Espaciador

Es el dispositivo que se coloca entre la boquilla y la garganta, es aquí en donde entra

el fluido producido con el fluido inyectado (ANDRADE ZUÑIGA, 2014)

Nipple de Asiento (No-go Niple)

Son herramientas que se utilizados para proveer un medio para el asentamiento de

equipos de control de flujo de fondo como el standing valve, elementos registradores de

presión, tapones, entre otros elementos.

Se utilizan también para prevenir la perdida de herramientas en el interior del pozo y

por lo general estos niples son colocados en el punto más profundo de la tubería de

producción (ANDRADE ZUÑIGA, 2014)

Figura 30. NO-GO Niple, (Sertectpet, 2019)

47

Empacadura

Se utiliza para aislar zonas de interés o estratos productores. Proporciona un sello

entre la tubería de revestimiento y la de producción, con el objetivo de evitar el

movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia la

camisa de circulación. El flujo de los fluidos en la producción sobre la camisa de

circulación dependerá del tipo de bomba usada (Soria, 2017)

Figura 31. Empacadura, (Sertectpet, 2019)

48

2.4 Ventajas Relativas de los Sistemas de Levantamiento Artificial

Tabla 10.Ventajas relativas a sistemas de levantamiento artificial, (Brown, 2017)

VENTAJAS RELATIVAS DE LOS SLA BM BHTJ BES BCP Diseño del sistema

relativamente simple

Recuperable sin tirar

del tubo

Simple de operar Perfil bajo

Unidades fácilmente

cambiables a otros

pozos con costo

mínimo

No tiene partes

móviles

Se pueden levantar

volúmenes

extremadamente

altos, 20,000 B / D

(19078 m 3 / d), en

pozos poco profundos

con una cubierta

grande

Puede usar motores

eléctricos de fondo de

pozo que manejan

bien la arena y el

fluido viscoso

Eficiente, simple y

fácil de operar

No hay problemas en

agujeros desviados o

direccionales

Aplicable costa

afuera

Costo moderado

Aplicable a agujeros

delgados y múltiples

terminaciones

Utilizable en lugares

urbanos

Apto para lugares

urbanos

Alta eficiencia

eléctrica

Puede bombear un

pozo a muy baja

presión (dependiendo

de la profundidad y la

velocidad)

Aplicable en alta mar Fácil de instalar

sensor de presión en

el fondo del pozo

para medir la presión

de la superficie a

través del cable

Algunos tipos son

recuperables con

varillas

El sistema

generalmente se

ventila naturalmente

para la separación de

gases y los sondeos

de nivel de fluido

Puede usar el agua

como fuente de

energía

El pozos desviados

no presenta ningún

problema

Puede levantar altas

temperaturas y

aceites viscosos

El fluido de potencia

no tiene que estar tan

limpio como para el

bombeo hidráulico de

pistones

Corrosión y

tratamiento a escala

fácil de realizar

Corrosión y

tratamientos a escala

fáciles de realizar

Tratamiento de

emulsión a escala de

corrosión fácil de

realizar

Actualmente se está

levantando ± 120,000

B / D (19068 m 3 / d)

Disponibilidad de

diferentes tamaños

La fuente de energía

se puede ubicar de

forma remota y puede

manejar grandes

volúmenes hasta

30,000 B / D

(4769.62 m 3 / d)

Coste de producción

para grandes

volúmenes

generalmente muy

bajo

Las varillas de

succión huecas están

disponibles para

orificios delgados

Facilitar el

tratamiento con

inhibidores

Disponibilidad en

diferentes tamaños

49

2.5 Desventajas relativas de los Sistemas de Levantamiento Artificial

Tabla 11. Ventajas relativas a sistemas de levantamiento artificial, (Brown, 2017)

DESVENTAJAS RELATIVAS DE LOS SLA

BM BHTJ BES BCP Los pozos desviados

presentan un

problema de fricción

Método de

levantamiento

relativamente

ineficiente

Más tiempo de

inactividad cuando se

encuentran problemas

debido a que toda la

unidad está en el

fondo del pozo

Elastómeros en el

estator se hinchan

con algunos tipos de

fluidos

La alta producción de

sólidos es

problemática

El diseño del sistema

es más complejo

Solo aplicable con

energía eléctrica

POC es dificil

Los pozos gaseosos

suelen bajar la

eficiencia

volumétrica

Muy sensible a

cualquier cambio en

la contrapresión

No es práctico en

pozos poco

profundos y de bajo

volumen

Pierde eficiencia con

profundidad

La profundidad es

limitada,

principalmente

debido a la capacidad

de la barra

Requiere al menos

20% de inmersión

para acercarse a la

mejor eficiencia de

levantamiento

Caro para cambiar el

equipo para que

coincida

disminución de la

capacidad del pozo

Las varillas giratorias

llevan tubo;

Aceleración y post-

giro de varillas

aumentan con la

profundidad

Limitado en lugares

urbanos

La bomba puede

cavitar bajo ciertas

condiciones

Se requieren altos

voltajes (1,000 V)

Pesado y voluminoso

en operaciones

offshore

Se requieren altas

presiones de fluidos

en la superficie

El cable causa

problemas en el

manejo de los

tubulares

Susceptible a

problemas de

parafina

Los sistemas de

aceite de potencia son

un riesgo de incendio

Los cables se

deterioran en altas

temperaturas

Los tubos no pueden

recubrirse

internamente para la

corrosión

La producción de gas

libre a través de la

bomba reduce la

capacidad para

manejar líquidos

No se puede colocar

debajo de la entrada

de fluido sin una

cubierta para dirigir

el fluido por el motor

El H2S limita la

profundidad a la cual

se puede configurar

una bomba de gran

volumen

Disponibilidad de

fluido motriz

El sistema tiene una

profundidad limitada,

10,000 pies (3048.0

m), debido al costo

del cable y la

disponibilidad de

potencia

Limitación del diseño

de la bomba de fondo

de pozo en

revestimiento de

diámetro pequeño

La producción de gas

y sólidos es

problemática

50

3 CAPITULO III: DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de Estudio

La metodología a utilizar en este estudio técnico es de carácter:

Descriptivo: Porque se realizó un análisis con respecto a los datos de registros

eléctricos e historial de trabajos de reacondicionamiento, producción,

profundidad, geometría, tipo y número de intervenciones en los pozos; número

de cambios de bombas hidráulicas, disponibilidad de fluido motriz, equipos de

superficie del sistema de levantamiento hidráulico y sus respectivas reservas.

Prospectivo: Porque los resultados obtenidos servirán para fundamentar la toma de

decisiones en el futuro.

Cuantitativo: Porque se determinó cuantitativamente el comportamiento de los

pozos y las opciones de optimización.

3.2 Universo y Muestra

El universo corresponde a todos los pozos que se encuentran produciendo en la

actualidad en campo Lago Agrio por el sistema de bombeo hidráulico Power Oil.

La muestra está dada por los pozos que cumplen los parámetros que justifican el

cambio de sistema de levantamiento artificial a bombeo mecánico.

3.3 Instrumentos de Recopilación de Información y Datos

Los datos recopilados fueron proporcionados por la empresa Petroamazonas E.P en los

que constan: estado actual de producción, historial de producción, reservas, características y

propiedades de los pozos del campo Lago Agrio.

Las herramientas que se utilizaron para el procesamiento de datos fueron: Oil Fiel

Manager®, PIPESIM Flow Modeling® y Microsoft Excel® cuyas licencias fueron

proporcionadas por la Universidad Central del Ecuador y Petroamazonas E.P

.

51

3.3.1 Selección de Pozos para Cambio de BHTJ a BM

Estado Actual del Campo Lago Agrio

En el campo Lago Agrio tenemos un total de 51 pozos de los cuales se encuentran

produciendo 29 a la fecha. De los pozos productores, se realizó un proceso de selección

para evaluar sus características individuales y de esta manera establecer cuáles son los

pozos candidatos para el cambio de sistema de levantamiento artificial a bombeo

mecánico.

Dentro del proceso de selección se cumplió una serie de pasos en los que se

considera:

Distribución de Sistema de Levantamiento

Los sistemas de levantamiento artificial que se utilizan actualmente en el campo

Lago Agrio son de tipo: bomba electrosumergible, bombeo hidráulico tipo jet y bombeo

mecánico.

En la figura 32 se muestra la distribución de los sistemas de levantamiento artificial

aplicados a los pozos productores en el campo Lago Agrio.

Figura 32. Distribución de sistemas de levantamiento artificial en el campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP,

2019)

52

La cantidad de pozos produciendo con BES corresponde al 35% del total del campo,

el BHTJ alcanza un valor del 62% y el sistema de BM representa tan solo el 1%,

quedando en evidencia que el sistema BHTJ, es el más utilizado.

Adicionalmente la tabla 14 muestra la producción del campo Lago Agrio para cada

sistema de levantamiento, a junio de 2019.

Tabla 12. Producción por sistemas de levantamiento artificial en el campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP,

2019)

Podemos observar que los tres tipos de sistemas acumulan una producción total de

7560,52 BFPD, correspondiendo a los siguientes porcentajes

Figura 33. Porcentaje de producción por SLA en el campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)

83,00

4.467,34

3.010,18

0,00

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

3.000,00

3.500,00

4.000,00

4.500,00

5.000,00

BM BHTJ BES

Producción por tipo de SLA (BFPD)

1%

59%

40%

Porcentaje de producción por SLA

BM

BHTJ

BES

53

En la gráfica se visualiza que la producción proveniente de bombeo hidráulico

representa el 59% del total, el electrosumergible aporta una producción correspondiente

al 40% y el pozo por flujo natural representa un 1% del valor total.

Parámetros e Información Requeridos para el Diseño de Sistema de

Levantamiento Artificial de Bombeo Mecánico en el Campo Lago Agrio

Recolección de Datos

Para el proceso de optimización del campo se recopiló la siguiente información

Nombre de los pozos productores

Profundidad de cada uno de los pozos

Historial de producción

Reservas

Geometría de los pozos

Diagramas de completación

Estado mecánico de los pozos

Registros eléctricos

De manera adicional fue necesario conocer las características de la locación del pozo

para estar al tanto de alguna condición especial como poblaciones cercanas. En este

trabajo no se tienen limitaciones que impidan colocar una unidad de bombeo mecánico

de cualquier clase.

Proceso de Pre-selección

En la pre-selección se tomaron los 29 pozos productores del campo Lago Agrio para

establecer los rangos de aplicación del sistema de bombeo mecánico. Para aquello se

empleó el Método de la Curva.

El método de la curva tipo consiste en el análisis de la producción y la profundidad

de cada uno de los pozos productores del campo, tabulando y graficando la información

como se establece en los siguientes tres pasos.

Paso 1: Inicialmente se procedió a tabular la producción y profundidad de los 29

pozos productores del campo y su grafica correspondiente.

54

POZO Profundidad

(ft)

Caudal

BFPD

LGA-004HS 9793 600.40

LGA-009TI 9797 201.20

LGA-013HS 9886 241.30

LGA-022BT 8859 271.20

LGA-027HS 9107 513.00

LGA-038HS 9895 467.90

LGA-045HS 9843 140.67

LGAJ-039HS 9344 410.40

LGA-017HS 9921 103.00

LGA-018HI 9879 241.92

LGA-018HS 9918 46.08

LGA-032HS 9144 218.00

LGA-034US 9615 83.00

LGA-035HS 9678 128.30

LGA-036HS 9707 193.03

LGA-037HS 9826 237.50

LGAC-011HS 9850 278.16

LGAE-024HI 9963 912.37

LGAE-040HS 9941 422.50

LGAE-049UI 9290 99.96

LGAF-042HS 9988 471.20

LGAF-047HI 10378 256.14

LGAF-047HS 10378 76.51

LGAF-048TI 9994 46.06

LGAG-044UI 9448 112.20

LGAG-050HS 10148 600.80

LGAH-031TI 9431 84.61

LGAH-031TS 9431 16.12

LGAI-043HS 9561 87.00

Figura 34. Producción y profundidad de pozos del campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)

55

Figura 35. Producción y profundidad de pozos del campo Lago Agrio ,(Petroamazonas EP, 2019)

Paso 2: Fue seleccionado el gráfico de la Curva Tipo para Bombeo Mecánico de

Profundidad vs. Caudal tomado del documento “5 Step Selection Process” de

Weatherford® Artificial Lift System.

Figura 36, Curva tipo Profundidad vs Caudal, (Petroamazonas EP, 2019)

Paso 3: Consiste en superponer la Curva tipo del paso dos en el grafico del paso 2 en

escala logarítmica.

10,00

100,00

1.000,00

8600 8800 9000 9200 9400 9600 9800 10000 10200 10400 10600

BFP

D

PROFUNDIDAD DE LEVANTAMIENTO [FT]

Profundidad vs Caudal

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

8000 8500 9000 9500 10000 10500 11000 11500 12000

BFP

D

PROFUNDIDAD DE LEVANTAMIENTO [FT]

Curva tipo Profundidad vs Caudal

BHTJ

BM

BES

56

Figura 37. Curva tipo Profundidad vs Caudal, (Petroamazonas EP, 2019)

57

Teóricamente, todos los pozos que se ubican por debajo de la curva tipo serían los

candidatos pre-seleccionados para el cambio de SLA a bombeo mecánico. Sin embargo,

se debe tener en cuenta que la eficiencia del sistema aumenta conforme disminuye la

tasa de producción y la profundidad.

Por esta razón como un criterio de pre-selección se consideraron los pozos con

caudales que se encuentren alrededor y por debajo de 100 BFPD. Adicionalmente se

utilizó como factor discriminante la geometría de los pozos .ya que, el sistema de BM

presenta buenos resultados en pozos verticales, y son poco eficientes en pozos

direccionales u horizontales.

Adicionalmente, los pozos Lago 30 y 41 que fueron cerrados pocos meses atrás

como consecuencia de bajo aporte de caudal, también se consideraron dentro de este

estudio para el cambio de SLA ya que se encontraban produciendo con bombeo

hidráulico hasta el momento de su cierre, y se pretende reactivar su producción con el

sistema de bombeo mecánico.

De esta manera los pozos aptos para el cambio de sistema de levantamiento artificial

son los que se presentan en la tabla 13.

Tabla 13. Pozos seleccionados para cambio de SLA, (Petroamazonas EP, 2019)

POZO TIPO BFPD BPPD BAPD BSW (%) º API GOR (Scf/B) SLA

LAG-17 VERTICAL 103,00 46,35 56,65 26,4 28,7 1338 BHTJ

LAG-30 VERTICAL CERRADO CERRADO CERRADO - 28 314,5 BHTJ

LAG-41 VERTICAL CERRADO CERRADO CERRADO - 28,2 225 BHTJ

LAG-43 VERTICAL 87,00 33,58 53,42 30 29,1 893 BHTJ

58

4 CAPITULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1 Análisis Técnico

4.1.1 Calificación de los Pozos Seleccionados

Para establecer la viabilidad de la instalación de un sistema de bombeo mecánico en

los pozos seleccionados, se realizó un procedimiento de calificación el cual se basa en el

trabajo titulación de (SALAZAR SALTOS, 2018); en el cual se comparan los

parámetros de los 4 sistemas de levantamiento más aptos para dichos pozos. De lo cual

se obtuvo el siguiente sistema de calificación.

Tabla 14. Sistema de calificación para SLA

Sistema de levantamiento artificial (SLA)

Criterio BM BHTJ BES BCP

Profundidad bomba (ft) 100-16000 5000-15000 1000-15000 2000-6000

Tasa de producción (BFPD)

5-1500 300-4000 100-30000 5-1500

Temperatura operación (ºF)

100-500 100-500 70-400 75-250

Manejo de sólidos

Bajo Medio Bajo Alto

Manejo de GOR

Bajo Medio Bajo Medio

Disponibilidad de energía

Gas Elect. Diesel Elect. Electricidad Gas Elect.

Perfil de pozo

Vertical Indiferente Indiferente Vertical

Resultado preliminar

Eficiencia del sistema (%) 45%-60% 10%-30% 35%-60% 50%-75%

Costo mensual op. ($M)

1500 2520 2668 700

Costo instalación ($M)

128 134 66 53

Selección final

59

El sistema consiste en comparar los parámetros más importantes para la instalación

de cada uno de los diferentes sistemas de levantamiento artificial con las condiciones

actuales de los pozos seleccionados. De esta manera, se marca con una X si los

parámetros establecidos para cada SLA cumplen con las condiciones actuales del pozo.

Posteriormente se procede a contar cuantos parámetros cumple el pozo en una escala

del 1 al 10, siendo 10 el valor más ponderado, y se procede a calificar cual sistema que

obtiene el mayor puntaje y por tanto es el más adecuado para su instalación.

Tabla 15. Calificación del pozo Lago 17

LAGO 17




X X X


5-1500 300-4000 100-30000 5-1500

X

X

Temperatura operación (ºF) 100-500 100-500 70-400 75-250

X X X X

Manejo de sólidos Bajo Medio Bajo Alto

X X X X

Manejo de GLR Bajo Medio Bajo Medio

X

X



X X X X

Perfil de pozo Vertical Indiferente Indiferente Vertical

X X X X

Resultado preliminar 7 5 5 4


X

X X

Costo mensual op. ($M) 1500 2520 2668 700

X

X

Costo instalación ($M) 128 134 66 53

X X

Selección final 9 5 7 7

60

Tabla 16, Calificación del pozo Lago 30

LAGO 30




X X X


5-1500 300-4000 100-30000 5-1500

X

X


X X X X


X X X X


X

X



X X X X


X X X X



X

X X


X

X


X X


61


LAGO 41




X X X


5-1500 300-4000 100-30000 5-1500

X

X


X X X X


X X X X


X

X



X X X X


X X X X



X

X X


X

X


X X


62


LAGO 43




X X X


5-1500 300-4000 100-30000 5-1500

X

X


X X X X


X X X X


X

X



X X X X


X X X X



X

X X


X

X


X X


Los cuatro pozos seleccionados reciben el puntaje más alto en el sistema de

levantamiento artificial por bombeo mecánico con un valor de 9. Esto se debe a que las

condiciones de los pozos son muy similares principalmente en las tasas de producción

profundidad, geometría y costos del sistema.

Por lo tanto, los resultados de la calificación muestran que la implementación de un

sistema de bombeo mecánico es el más apto para una producción eficiente y rentable,

frente a los sistemas de levantamiento artificial considerados, para cada uno de los

pozos seleccionados.

63

4.1.2 Análisis del Historial de Producción de los Pozos Seleccionados

El análisis se los realizo mediante el programa OFM, para visualizar el

comportamiento de los pozos seleccionados en su vida productiva. Además se realiza

una descripción de los principales trabajos en intervenciones en los mencionados pozos

y su consecuente afectación en la producción de los pozos seleccionados. Las curvas del

historial de producción corresponden a las figuras 38, 39, 40, 41 respectivamente.

LAGO 17

El pozo Lago 17 inició su producción en noviembre de 1970 en la formación Hollín,

en el cual mostro en sus pruebas iniciales una producción de 1505 BPPD, 0,2 % de

BSW y con API de 28,8 º mediante flujo natural.

En junio de 1983 se realiza la instalación de un equipo electrosumergible como

sistema de levantamiento artificial para mejorar la producción del pozo con 204 BPPD,

75% BSW y API de 28.

Para julio de 1991 se inicia la producción del pozo en la arena “T” haciendo uso de

un equipo BES, por una caída en la extracción de la arena Hollín, de la cual se obtiene

85 BPPD, 30 % de BSW y 28 API.

Debido al bajo aporte suministrado por el equipo BES, en noviembre de 1994, se

decide cambiar el sistema de levantamiento artificial a bombeo hidráulico, la cual

presenta mejores resultados arrojando una producción de 220 BPPD, con un BSW de

24,7% y 27,7º API.

El sistema de bombeo hidráulico presenta buenos resultados hasta el año 2009 donde

la producción comienza a decaer; por lo que resulta necesario la implementación de un

nuevo sistema de levantamiento artificial, siendo elegido el de bombeo mecánico; el

cual entra en operación en diciembre del mismo año, dando inicialmente 156 BPPD,

11% de BSW con un API de 29.

El sistema de BM estabiliza la producción durante los siguientes 5 años en un

promedio de 85 BPPD y 10 % de BSW, hasta que presenta problemas en sus

herramientas de fondo cuya reparación no resulta satisfactoria; dando como resultado

una caída en la producción en los siguientes meses que llega a los 40 BPPD con 10% de

BSW y posterior cierre de pozo en julio de 2016 por ruptura de varillas.

64

En marzo de 2017 se decide cambiar la zona de producción a la arena Hollín

Superior y cambiar el sistema de BM por el de BHTJ para probar el aporte del pozo con

dicho sistema, mismo que inicia la producción con 95 BPPD y 26,4 % de BSW y que

produce hasta la actualidad con valores bastantes irregulares por lo que se proyecta

como candidato a realizar el cambio por bombeo mecánico.

En la tabla 19 se desglosan los trabajos y eventos más importantes del pozo. Así

como la figura 38 muestra el historial de producción del pozo Lago17.

Tabla 19. Resumen WO y eventos Lago 17, (Petroamazonas EP, 2019)

LAGO 30

Se inicia la producción en el año de 1982 por flujo natural de la arena “T”, se

obtienen en las pruebas iniciales 984 BPPD un BSW de 0 y con un grado API de 28.

En octubre de 1985 para mejorar la producción, se realiza la instalación de un equipo

BES, además de un tratamiento de acidificación a la arena y de anti-incrustantes con lo

cual se logra obtener 252 BPPD y 32% de BSW.

Para el año de 1989 se produce la avería del equipo BES, por lo que es sustituida por

un sistema de BHTJ, al cual evidencia una mejora en la producción con 579 BPPD un

BSW de 33% y 28º API.

En mayo de 2002 se decide iniciar la producción en la arena “U” mediante el mismo

SLA, en donde se realiza fracturamiento hidráulico que presenta buenos resultados pues

se logran recuperar 351 BPPD de 29,6º API y 3% de BSW.

Los trabajos dan buenos resultados hasta el año 2012 en donde la produccion decae,

razón por la cual, se decide realizar un cambio en el sistema de levantamiento artificial

de BHTJ a BM, iniciando su operación con 125 BPPD y un BSW de 5%.

WO Fecha Trabajo BFPD BPPD BAPD BSW API

1 08-dic-75 Inicia producccion flujo natural en hollin 4170 BFPD y 1668 BPPD 1508 1505 3 0,2 28,8

7 12-jun-83 Cambio a BES inicia con 815 BFPD y 215 BPPD 804 204 611 75 28

10 19-jul-91 Completado para BES DN-280 en "T" con 122 BFPD y 85 BPPD 122 85 37 30 28

13 17-nov-94 Cambio a BHTJ con 258 BFPD y 231 BPPD 292 220 72 24,7 27,7

17 11-dic-09 Cambio a BM RHBC 16' x 1,75" con 175 BFPD y 156 BPPD 175 156 19 11 29,0

26-Jun-16 Pozo con BM deja de aportar 50 BFPD y 40 BPPD - - - - -

20 22-Mar-17 Cambio BHTJ en HS 108 33 75,2 69,6 22,7

21 23-Mar-17 Produce MTU y BHTJ en "HS" 129 BFPD y 83 BPPD 129 95 34,1 26,4 26,4

65

Hasta mediados del año 2014 se estabiliza la producción en promedio 75 BPPD y

BSW de 5%, se presentan complicaciones en las varillas por lo que se detiene la

producción con la bomba en interior del pozo como pescado y el pozo queda cerrado.

El 20 de febrero de 2017, se reactiva la producción luego de realizar un re-

punzonamiento de la arena “U” y la instalación de una bomba hidráulica tipo jet con la

cual se recuperan 31 BPPD y 77% de BSW.

Por el bajo aporte de la arena “U”, en abril de 2108, se procede a re-punzonar la

arena Hollín Inferior (HI) con el mismo sistema de BHTJ, que no tiene una buena

producción con 14 BPPD de 23º API y 57,2% de BSW por lo que el pozo es cerrado por

bajo aporte.

En abril de 2019 el pozo se comenzó a probar en la arena Hollín Superior (HS)

mediante el uso de una unidad MTU de lo cual se obtuvo 26 BPPD con API de 28º y un

BSW de 82% y el pozo es cerrado hasta la fecha actual. Por ello, se pretende elevar y

estabilizar la producción de este pozo mediante la implementación del sistema de BM.



PI 12-feb-82 Inicia operaciones flujo natural "H" 984 984 0 0 28,6

3 11-oct-85 Acidificación tratamiento anti-incrustaciones y bajar BES 536 252 32 32 25

6 01-mar-89 Bes quemada bajar completación para BHTJ 878 579 299 34 28,6

11 12-mar-96 Recuperar bomba atascada, controlar agua en Hollín, sino disparar “U” y probar186 185 1 0,5 28,3

16 20-may-02 Fracturamiento hidráulico a arena “U” 362 351 5 3 29,6

19 24-Nov-12 Cambio de BHTJ a BM 132 125 7 5,0 28,1

5-Jul-14 Pozo cerrado momentaneo por baja producción (Bomba en pesca) - - - - -

20 20-Feb-17 Pullin mecánico y repunzonar arena "UI" y cambio a BHTJ 120 31 89 74,0 27,0

21 18-Apr-18 Moler CIBP’s y repunzonar Hi producción con BHTJ 33 14 19 57,2 23

22 17-Apr-19 Cambio de completación produce de HS con unidad MTU 144 26 118 82,0 28

66

LAGO 41

El pozo inicia su producción en mayo de 1999 con flujo natural proveniente de la

arena Hollín Inferior (HI), la prueba inicial muestra un aporte de 488 BPPD con un

grado API de 29,4 y 1,4% de BSW; con una rápida caída de producción de crudo del

pozo llegando a los 306 BPPD en un mes.

Para incrementar la producción, en junio de 1999, por el gran potencial que presenta

el pozo se procede a instalar un sistema de levantamiento artificial por BHTJ, el cual se

ejecuta de manera exitosa en el que se obtienen 1022 BPPD con un grado API de 28,6 y

un BSW de 1% en el inicio de la producción.

Sin embargo el pozo presenta una caída en la producción en el siguiente mes

llegando a los 550 BPPD y BSW de 0,3% a finales de julio de 1999. Por esta razón se

determinó que un equipo BES es más adecuado para mejorar la producción del pozo por

lo que se instala dicha unidad en agosto del mismo año, el mismo que inicia su

operación con 553 BPPD y con un 20% de BSW.

En agosto del año 2000 se procede a punzar la arena Hollín Superior (HS) para

incrementar el aporte del pozo y así producir tanto de la arena Hollín Superior (HS)

como de la arena Hollín Inferior (HI), utilizando como SLA el sistema de BHTJ en que

se obtienen 464 BPPD de 28,8 grados API y BSW de 8,3%.

Desde el año 2000 al 2012 el pozo presenta una producción irregular atribuida a

material incrustante y corrosivo del pozo, las mismas que generan desgaste en la

boquilla y cavitación en la garganta de la bomba hidráulica.

A partir del año 2012 el pozo incrementa su comportamiento irregular, presenta

variaciones del BSW en los que alcanza valores de hasta el 96% por lo que fue cerrado

en 3 ocasiones en 2013, 2014 y 2018, por el bajo aporte de petróleo y alto contenido de

agua. Durante este lapso de tiempo también se realizó cambios en el SLA y

fracturamiento hidráulico en la arena Hollín Superior (HS).

A inicios de mayo de 2019 se re-dispara la arena “HS” para aprovechar las reservas

que presenta dicha arena, no da buen resultado en las pruebas de producción con el

sistema de BHTJ pues se obtuvo 1 BPPD con un BSW de 96 % y el pozo queda cerrado

a la fecha actual. Por esta razón se propone el cambio de SLA de bombeo hidráulico

tipo jet a bombeo mecánico.

67


LAGO 43

El pozo lago 43 inicia su producción en el año 2003, desde la arena “HS” mediante

el uso de una bomba electrosumergible, con una tasa de producción de 447 BPPD con

un grado API de 27 y un BSW de 2 %.

Desde el año 2003 hasta el 2012 el pozo no presenta intervenciones importantes de

cambios en la producción, salvo un problema por comunicación entre tubing y casing

en el año 2008 sin llegar a ser de gran importancia. La producción durante este periodo

de tiempo tiene un promedio de 150 BPPD y un BSW de 27 %.

En septiembre de 2012 se realiza fracturamiento hidráulico en la arena “HS” a fin de

incrementar el aporte del pozo, de la cual se obtiene resultados satisfactorios con una

producción de 254 BPPD de un grado API de 29º y 31% de BSW.

En los años siguientes el pozo presenta un comportamiento muy regular con una

producción promedio que está alrededor de los 200 BPPD y con BSW de 27%, hasta

noviembre de 2017, fecha desde la cual empieza a caer la producción del pozo por

debajo de los 100 barriles de petróleo. Por lo que se decide cambiar el sistema de

levantamiento artificial a bombeo mecánico para elevar y mantener la producción del

pozo.


PI 16-May-99 Inicia producción con flujo natural en "HI" 495 488 7 1,4 29,4

25-Jun-99 Cambio a BHTJ 1032 1022 10 1,0 28,6

1 5-Aug-99 Instalación de BES en "HS" 691 553 138 20,0 20,2

2 23-May-00 Cambio de BES a BHTJ 506 464 42 8,3 28,8

5-Oct-12 Pozo cerrado por bajo aporte 266 32 234 88,0 28,2

3-Feb-13 Inicia producción Power Oil 426 165 261 61,3 28,2

10-Mar-13 Pozo cerrado por aporte esporadico 348 67 281 80,7 27,9

3 10-Dec-14 REPUNZONAR ARENISCA "HS" 468 152 316 67,5 25,7

23-Dec-14 Pozo cerrado por alto BSW 358 15 343 95,9 27,1

4 10-Apr-16 Realiza fractura en “Tinf” Y “Uinf” y Cambio a BES 561 337 224 40,0 20,7

5 6-Aug-17 Cambio de BES a BHTJ y redisparar "Ti" 139 70 70 50,0 32,6

12-Mar-18 Cerrado por bajo aporte y alto BSW 64 2 62 97,2 28,9

6 7-May-19 Moler CIBP y redisparar en "HS" 98 1 97 99,1 28,2

24-May-19 Se cierra pozo en Tow por bajo aporte 46 1 46 98,6 28,2

68

Tabla 22. Resumen WO y eventos Lago 43,(Petroamazonas EP, 2019)


PI 30-Jun-03 Inicia producción con BES en "HS" 456 447 9 2 27,0

1 3-Nov-03 Tratamiento a “HS” Evaluar y cambio a BHTJ 264 243 21 8 28,3

2 08-abr-06 Cambio de BHA por cavidad defectuosa 140 92 48 34,5 29,1

3 11-oct-07 Cambio de BHA com. tbg-csg. Repunzar “HS” 171 123 48 27,9 29,0

4 29-nov-08 Cambio de BHA por comunicación TBG-CSG 287 194 93 32,5 29,4

5 26-sep-12 Fracturamiento hidráulico a la arena “HS” 369 254 115 31,2 29,3

6 6-Nov-17 Tratamiento antiescala, limpieza de punzados - - - - -

9-Nov-17 Cerrado 3 Tbg. Punta de lanza y pescado - - - - -

6 19-Jan-18 Termina WO y queda en prducción 175 42 133 75,90 29,1

7 30-Jun-18Recuperar completación hidráulica, realizar pesca, fracturar

arena158 11 147 93,00 29,1

8 30-Sep-18 Cambio de completación de bombeo hidráulico 288 20 268 93,00 29,1

69

Figura 38, Historial de producción del pozo Lago 17 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)

Figura 39. Historial de producción del pozo Lago 30 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)

Figura 40. Historial de producción del pozo Lago 41 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)

Figura 41. Historial de producción del pozo Lago 43 año 2019,(Petroamazonas EP, 2019)

1972 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

0

50

100

150

200

250

0

20

40

60

80

100

Date

Axis 1 LGA-017HS

AGUA PROM DIA CAL ( bbl/d )

PETROLEO PROM DIA CAL ( bbl/d )

Axis 2

VC.WATERCUT ( % ) LGA-017HS

LGA-017HS

1982 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

0

60

120

180

240

300

0

20

40

60

80

100

Date

Axis 1 LGA-030HS



Axis 2


LGA-030HS

2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

0

200

400

600

800

1000

0

20

40

60

80

100

Date

Axis 1 LGA-041HS



Axis 2


LGA-041HS

2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

0

300

600

900

1200

1500

0

20

40

60

80

100

Date

Axis 1 LGAI-043HS



Axis 2

VC.WATERCUT ( % ) LGAI-043HS

LGAI-043HS

70

4.1.3 Reservas de los Pozos Seleccionados

Para determinar la viabilidad en el cambio de SLA es necesario analizar inicialmente

si la cantidad de petróleo recuperable es la suficiente para que el proyecto sea rentable.

Por este motivo se realizó un estudio de las reservas de cada uno de los pozos

candidatos al cambio de SLA y el tiempo de producción proyectado para los mismos.

El estudio se enfocó en las reservas de la arena Hollín Superior en cada uno de los

casos, ya que, la finalidad del proyecto es la extracción de crudo mediante la instalación

del sistema de bombeo mecánico en dicha arena, existe la posibilidad de la extracción

de fluido de diferentes arenas con el mismo sistema de levantamiento en el futuro.

La estimación de las reservas de los pozos en cuestión se realizó mediante el uso del

software OFM para el cálculo de dichas reservas cuyas graficas corresponden a las

figuras 42, 43, 44 y 45 para los pozos seleccionados.

A continuación se presentan los resultados de las reservas de cada uno de los pozos

seleccionados.

LAGO 17

En el pozo Lago 17 las reservas de petróleo se estimaron en 165.188 barriles, con un

caudal inicial de 52 BPPD, hasta alcanzar el límite económico de 20 BPPD en un

periodo de 10 años.

LAGO 30

Las reservas del pozo Lago 30 se determinaron en junio de 2019 con un total de

152.806 barriles de petróleo, de la que se pretende recuperar un caudal máximo de 5020

BPPD, iniciando en septiembre de 2019 con una tasa de producción de 89 BPPD, hasta

agosto de 2028 con 20 BPPD como límite económico.

LAGO 41

La estimación de reservas en el pozo Lago 41 fueron de 173.451 barriles de petróleo,

se pretende obtener un caudal máximo de 5700 BPPD, iniciando con una tasa de

producción de 100 BPPD en noviembre de 2019, llegando al límite económico de 20

BPPD en mayo de 2019.

71

LAGO 43

Las reservas del pozo Lago 43 en el año 2018 se estimaron en 112462 barriles de

petróleo, con un caudal máximo del pozo de 2445 BPPD, con un caudal inicial de

petróleo de 42 BPPD en agosto de 2019 y finalizando en el límite económico de 20

BPPD en el julio de 2026.

En la siguiente tabla se presenta un resumen sobre el análisis de las reservas de los

pozos seleccionados con su respectivo el caudal inicial de producción y la tasa de

declinación. Cave recalcar que los años de explotación es el tiempo en el cual, cada

pozo alcanza la producción de 20 BPPD considerado el límite económico de operación.

Tabla 23. tabla resumen reservas, (Petroamazonas EP, 2019)

Pozo Arena Reservas Qi( BPPD) Tasa de declinación

LAG 17 HS 165188 51 0,06629

LAG 30 HS 152806 88 0,15422

LAG 41 HS 173451 99 0,15532

LAG 43 HS 112462 41 0,10813

Total 603907

72

Figura 42. Reservas del pozo Lago 17 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)

Figura 43, Reservas del pozo Lago 30 año 2019,(Petroamazonas EP, 2019)

Figura 44, Reservas del pozo Lago 41 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)

Figura 45. Reservas del pozo Lago 41 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)

1972 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 2000 02 04 06 08 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32

0.1

1

10

100

1000

PETR

OLEO

PRO

M DI

A CA

L, bb

l/d

Date

PETROAMAZONAS EP

ACTIVO LAGO-LIBERTADOR

LGA-017HS

Working forecast ParametersPhase : OilCase Name : PB_PRODUCIENDOb : 0Di : 0.0662919 A.e.qi : 50.9897 bbl/dti : 07/31/2019te : 03/31/2033Final Rate : 19.9686 bbl/dCum. Prod. : 260.088 MbblCum. Date : 07/31/2019Reserves : 165.188 MbblReserves Date : 03/31/2033EUR : 425.275 MbblForecast Ended By : RateDB Forecast Date : 06/05/2019Reserve Type : None

PETROAMAZONAS EP


LGA-017HS

1982 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

1

5

10

50

100

500

1000

PETR

OLEO

PROM

DIA C

AL, b

bl/d

Date

PETROAMAZONAS EP


LGA-030HS

Working forecast ParametersPhase : OilCase Name : RRb : 0Di : 0.154223 A.e.qi : 90 bbl/dti : 08/31/2019te : 08/31/2028Final Rate : 19.9249 bbl/dCum. Prod. : 566.378 MbblCum. Date : 04/30/2019Reserves : 152.806 MbblReserves Date : 08/31/2028EUR : 719.184 MbblForecast Ended By : RateDB Forecast Date : 08/05/2019Reserve Type : None

PETROAMAZONAS EP


LGA-030HS

2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

1

5

10

50

100

500

1000

PETR

OLEO

PRO

M DI

A CA

L, bb

l/d

Date

PETROAMAZONAS EP


LGA-041HS

Working forecast ParametersPhase : OilCase Name : PB_SHUTINb : 0Di : 0.155324 A.e.qi : 100 bbl/dti : 10/31/2019te : 05/31/2029Final Rate : 19.8386 bbl/dCum. Prod. : 1250.29 MbblCum. Date : 12/31/2014Reserves : 173.451 MbblReserves Date : 05/31/2029EUR : 1423.74 MbblForecast Ended By : RateDB Forecast Date : 06/04/2019Reserve Type : None

PETROAMAZONAS EP


LGA-041HS

2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

0.01

0.1

1

10

100

1000

PETR

OLEO

PRO

M D

IA C

AL, b

bl/d

Date

PETROAMAZONAS EP


LGAI-043HS

Working forecast ParametersPhase : OilCase Name : RRb : 0Di : 0.108136 A.e.qi : 41.4868 bbl/dti : 07/31/2019te : 12/31/2025Final Rate : 19.8983 bbl/dCum. Prod. : 868.066 MbblCum. Date : 07/31/2019Reserves : 68.9018 MbblReserves Date : 12/31/2025EUR : 936.968 MbblForecast Ended By : RateDB Forecast Date : 08/05/2019Reserve Type : None

PETROAMAZONAS EP


LGAI-043HS

73

4.1.4 Análisis de los Pozos Seleccionados con Bombeo Hidráulico Tipo Jet

Los pozos seleccionados fueron sometidos a un análisis de su comportamiento desde

el año 2017 hasta la actualidad. Dentro de este análisis se consideró la producción de los

pozos y las intervenciones que tuvieron lugar en cada uno de ellos desde el año

mencionado.

Producción de los Pozos Seleccionados con el Sistema de Bombeo Hidráulico

Tipo Jet.

LAGO 17

El pozo Lago 17 muestra un comportamiento irregular desde el año 2017, en el cual

se observa un incremento y caída de la producción con un tasa menor de 150 BFPD;

con una relativa estabilidad en el año 2018. En 2019 la figura 46 muestra una reducción

en la tasa de producción de fluido y de agua con un aumento del BSW.

LAGO 30

La figura 47 muestra el comportamiento de la producción del pozo Lago 30, el cual

evidencia una disminución de la tasa de producción desde el año 2017, con una tasa de

BFPD menor a los 80 BLS con una contante caída de la producción. A partir de mayo

de 2018 se ha intentado probar las condiciones de aporte del pozo obteniendo una

producción de fluido que está compuesto mayormente de agua llegando a valores de 99

y 100% de BSW, por lo que, se decide cerrarlo por bajo aporte.

En la actualidad el pozo se encuentra a prueba, a fin de implementar un sistema de

levantamiento artificial más acorde a sus características de bajo aporte de fluido y

permita aprovechar las reservas remanentes del pozo.

LAGO 41

En el año 2017 el pozo registró varios cierres y paralizaciones debido a los bajos

aportes que mostraba; por este motivo su producción fue intermitente y no fue

considerada en el análisis de este pozo.

La figura 48 muestra la producción desde 2018 en la cual el aporte del pozo es

considerable; sin embargo, el pozo Lago 41 tiene la tendencia a mostrar un

74

comportamiento cíclico; en el cual, luego de ser intervenido evidencia un incremento de

la producción la cual baja rápidamente en un lapso de pocos días, razón por la cual fue

cerrado a finales del año anterior.

Por lo antes mencionado, se pretende estabilizar la producción mediante la

implementación del sistema de bombeo mecánico.

LAGO 43

En los últimos años el pozo Lago 43 ha necesitado de varias intervenciones para que

su producción sea rentable. Sin embargo, la caída en el aporte de fluido y de petróleo ha

sido inevitable con un alto incremento del BSW, llegando a mayo de 2019 con una

producción de 87 BFPD y 34 BPPD. Ver figura 49

Por el bajo aporte que presenta el pozo es necesario un cambio de SLA de bombeo

hidráulico a bombeo mecánico para alcanzar un nivel de producción estable y rentable.

75

Figura 46, Historial de producción Lago 17, (Petroamazonas EP, 2019)

Figura 47. Historial de producción Lago 30, (Petroamazonas EP, 2019)



76

El análisis de la producción de los pozos seleccionados con el actual sistema de

levantamiento artificial nos muestra que los últimos años el aporte de fluido ha ido

disminuyendo llegando a tasas alrededor de los 100 BFPD y decayendo con el tiempo.

La implementación de un sistema de levantamiento adecuado para dichas tasas de

producción es una alternativa viable para la estabilización y aprovechamiento de las reservas

en cada uno de los pozos.

Por lo antes mencionado se considera que el sistema de bombeo mecánico es el SLA más

adecuado de acuerdo a las condiciones de producción de los pozos seleccionados.

Análisis de Disposición y Costo del Fluido Motriz

El fluido motriz es de gran importancia en el BHTJ. En el campo Lago Agrio los pozos de

bombeo hidráulico utilizan el Sistema Power Oil, el cual usa del petróleo como fluido motriz.

De esta manera la estación de producción proporciona el petróleo necesario para el

funcionamiento de las bombas jet, además, una parte de la producción de petróleo del campo

debe destinarse al sistema centralizado de bombeo hidráulico.

Los altos volúmenes que se requieren para mantener en funcionamiento el sistema de

bombeo hidráulico un inconveniente, más aún en el Campo Lago Agrio donde la producción

de petróleo está alrededor de los 12.000 BPPD.

Los costos económicos provenientes del sistema de BHTJ son elevados ya que los

volúmenes de inyección de petróleo son altos y la recuperación de petróleo es demasiado baja,

esto significa que el sistema de bombeo hidráulico sea ineficiente en este tipo te pozos.

La tabla 24 muestra un análisis de los costos para la disposición de fluido motriz, los

ingresos monetarios que genera el petróleo extraído, y las pérdidas económicas que se

generan en los pozos seleccionados al no poder comercializar este petróleo.

Para el análisis costo beneficio del bombeo hidráulico en los pozos seleccionado se

consideró el precio del barril de petróleo en agosto de 2019 que es 58,58$, y un costo por

barril de petróleo producido de 7,92$ en la misma fecha.

77

Tabla 24. Costo beneficio del fluido motriz

Intervenciones en los Pozos Seleccionados

Los pozos seleccionados para el cambio de SLA, fueron sometidos a un análisis del

número de intervenciones que tuvieron lugar a partir del año 2017 a la actualidad, a fin de

determinar los costos que generan dichos trabajos en los pozos seleccionados con el sistema

BHTJ.

Las intervenciones consideradas para el análisis corresponden a los cambio de bomba jet,

repuestos de la bomba, la cual incluye cambios en la geometría de la bomba jet y la

utilización de MTU.

En la tabla se muestra un resumen de los costos anuales que generan las intervenciones

mencionadas, el detalle de los trabajos en cada uno de los pozos se encuentran en el Anexo 3.

Tabla 25, Intervenciones en pozos

Pozo BIPD BPPD Bls Totales

Costo de

producción

por barril ($)

Precio barril

de petróleo

($)

Precio menos

costo ($)

Costo diario

para

obtención

de fluido

motriz ($)

Ganancia

diaria por

petróleo

producido

($)

Pérdidas

monetarias

diarias($)

Pérdidas

monetarias

anuales($)

LAGO 17 1270 46 1316 7,92 58,58 50,66 10058,4 2694,68 7363,72 2687757,8

LAGO 30 1253 25 1278 7,92 58,58 50,66 9923,76 1464,5 8459,26 3087629,9

LAGO 41 1248 39 1287 7,92 58,58 50,66 9884,16 2284,62 7599,54 2773832,1

LAGO 43 1260 34 1294 7,92 58,58 50,66 9979,2 1991,72 7987,48 2915430,2

Total 5031 144 5175 - - - 39845,52 8435,52 31410 11464650

COSTO BENEFICIO PARA FLUIDO MOTRIZ

Años

Pozos No. Interven Costos ($) No. Interven Costos ($) No. Interven Costos ($)

LAGO 17 7 8517,11 8 9713,88 4 6785,56

LAGO 30 - - 8 26.193,51 4 3.111,17

LAGO 41 9 15.424,29 18 48.779,56 6 10.213,97

LAGO 43 7 7.875,94 6 10.517,53 1 736,44

Total 23 31817,34 40 95204,48 15 20847,14

2017 2018 2019

INTREVENCIONES EN POZOS SELECIONADOS

78

Resumen del BHTJ en los Pozos Seleccionados

El bombeo hidráulico es un sistema de levantamiento artificial que no es óptimo para los

pozos seleccionados, presenta gastos que son mayores a los ingresos que genera la producción

de petróleo.

La tabla 26 muestra los principales costos que genera la operación con el sistema actual de

levantamiento artificial. En 2018 todos los pozos se encontraban produciendo y se consideró

analizar los gastos totales en un periodo de tiempo vencido.

Tabla 26. Costo total de bombeo hidraulico

Es importante recalcar que en este análisis no se consideró los costos que genera la

paralización de la producción en los pozos para su intervención, así como las operaciones

menores como limpieza de la bomba, limpieza de turbina, entre otros; los cuales representan

un gasto adicional para el funcionamiento del sistema de BHTJ.

4.1.5 Análisis nodal de los pozos seleccionado para bombeo mecánico

El análisis nodal para bombeo mecánico de los pozos seleccionados se realizó mediante el

uso de programa PIPESIM, utilizado datos mecánicos, propiedades petrofísicas y

características de los fluidos de cada pozo.

La data de cada uno de los pozos necesarios para ingresar dentro del programa se muestran

en las siguientes de tablas 27, 28, 29, 30.

Fluido Motriz Intervenciones Total

LAGO 17 $ 2.687.757,80 $ 9.713,88 $ 2.697.471,68

LAGO 30 $ 3.087.629,90 $ 26.193,51 $ 3.113.823,41

LAGO 41 $ 2.773.832,10 $ 48.779,56 $ 2.822.611,66

LAGO 43 $ 2.915.430,20 $ 10.517,53 $ 2.925.947,73

Total $ 11.464.650,00 $ 95.204,48 $ 11.559.854,48

POZOSGASTOS ($) 2018

79

Tabla 27, In-put data Lago 17

Tabla 28, in-put data Lago 30

Pr (psia) 3200 BSW (%) 45,000

Tr (ºF) 225 Bo (Br/Bs) 1,1802

Pb (psia) 750 U (cp) 2,047

API (°) 29,1 GOR 72

Gesp gas 0,870 Salinidad (ppm) 12.500

Espesor (ft) 50 Qmax (BPPD) 137

Prof de disparos (ft) 9987 Pc (psi) 85

Prof de bomba (ft) 9630 ID tubing (pulg) 2,992

Prof de casing (ft) 10156 OD Tubing (pulg) 3,5

Prof de tubing (ft) 9921 ID casing (pulg) 5,92

Psep (Psi) 25 Long sep (ft) 3463

Lago 17

Pr (psia) 3200 BSW (%) 45

Tr (ºF) 205 Bo (Br/Bs) 1,1934

Pb (psia) 850 U (cp) 2,006

API (°) 28,3 GOR 314,5








Lago 30

80

Tabla 29. in-put data Lago 41

Tabla 30, in-put data Lago 43

A continuación se muestra como ejemplo, el cálculo del análisis nodal para bombeo

mecánico del pozo Lago 43. En el cual se ingresan los datos correspondientes a dicho pozo y

se obtiene la curva IPR y OPR, que posteriormente fueron de gran importancia para el diseño

de cada uno de los pozos seleccionados.

Las figuras 50 a 61 muestran y describen los pasos a para la realización del análisis nodal

de pozo Lago 43.

Los resultados del análisis nodal de los pozos seleccionados se encuentran en el anexo 4.

Pr (psia) 1970 BSW (%) 50

Tr (ºF) 225 Bo (Br/Bs) 1,2113

Pb (psia) 800 U (cp) 2,222

API (°) 28,3 GOR 150

Gesp gas 1,284 Salinidad (ppm) 8624







Lago 41

Pr (psia) 3200 BSW (%) 72

Tr (ºF) 220 Bo (Br/Bs) 1,17

Pb (psia) 750 U (cp) 2,299

API (°) 29,1 GOR 300








Lago 43

81

Paso 1. Ingresar nombre del pozo

Figura 50, Paso 1 Pipesim

Paso 2. Profundidad y características de casing y tubing


82

Paso 3. Tipo de pozo


Paso 4. Equipos de fondo de pozo

Figura 53, paso 4, Pipesim

83

Paso 5. Profundidad de la bomba y caudal requerido


Paso 6. Gradiente de temperatura (calcula el programa)

Figura 55, Paso 6, Pipesim

84

Paso 7. Caudal máximo, presión y temperatura de fondo (cálculo para Voguel)


Paso 8. BSW, GOR y API


85

Paso 9. El programa calcula viscosidades a diferentes temperaturas


Paso 10. Densidad a presión y temperatura inicial, y a presión de burbuja


86

Paso 11. Presión, temperatura y tasa de fluido en la cabeza del pozo


Paso 12. Muestra de resultados


87

Como resultados de análisis nodal para los pozos seleccionados, al tener un bajo aporte de

fluido se consideraron bombas de bajo caudal para el análisis de la curva OPR. Los rangos

establecidos de los caudales de las bombas fueron de 150 a 350 barriles con intervalo de 50

barriles.

Con esta consideración se obtuvieron los resultados que se encuentran detallados en el

Anexo 4.

Luego de realizar el análisis de las gráficas y de las tablas se determinó la tasa de

operación para cada pozo, cuya información se encuentra en la tabla 31.

Tabla 31. Resumen de análisis de nodos

POZO Tasa nominal dela

bomba (BFPD) BFPD BPPD

Presión en el nodo (psi)

Gas en el Intake (scf/Bl)

Presión en el Intake (psi)

LAGO 17 200 133 73 302,36 0,002924 172,919

LAGO 30 200 134 34 123,03 0,000000 5,368

LAGO 41 150 109 55 849,67 0,007693 747,356

LAGO 43 200 157 44 712,12 0,004515 498,471

4.1.6 Análisis Comparativo del Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet y de Sistema

de Bombeo Mecánico

En base a los datos de producción de los pozos 2018-2019, en el que se utilizó el sistema de

BHTJ y los datos obtenidos en el análisis nodal para BM se estableció una comparación para

establecer la factibilidad del cambio sistema de levantamiento artificial en los pozos en

estudio.

La tabla 32 nos refleja los caudales de producción para cada sistema de levantamiento

artificial y el costo diferencial entre ambos sistemas.

88

Tabla 32. Comparativo de BHJ y BM

En el análisis comparativo se puedo determinar que el incremento en la producción no es

demasiado alta; sin embargo, los pozos 30 y 41 que permanecen cerrados por bajo aporte

evidencian que el sistema de BHTJ es poco eficiente en pozos con bajo aporte.

Con la implementación del sistema de bombeo mecánico en los pozos seleccionados se

podrá obtener una ganancia de 1’313.425,87 de dólares al año por incremento de la

producción además del ahorro que se obtiene al prescindir de los gastos operativos de la

bomba jet que alcanzar un valor de 11.559.854,48 de dólares.

Por lo antes mencionado se puede colegir, que el sistema de bombeo mecánico el cual es

ideal para pozos con reservorios depletados que presentan bajas tasas de producción, es un

modelo más eficiente para el aprovechamiento de las reservas existentes en los pozos

seleccionados.

4.1.7 Diseño Para Bombeo Mecánico Para los Pozos Seleccionados

El diseño fue realizado a partir de los datos obtenidos en el análisis de reservas de cada

uno de los pozos seleccionados para el cambio de bombeo hidráulico a bombeo mecánico.

Mediante el uso del programa RODSTAR se obtuvieron cada uno de los diseños de los

pozos, en el cual se ingresó la información que se encuentra en el Anexo5, con la

colaboración de la empresa LOXODONTA. En las siguientes figuras se muestran los

resultados de los diseños correspondientes a cada pozo y sus cartas dinamométricas.

POZO

Incremental de

produccón

(BPPD)

Precio del

petróleo ($)

Ganacia diaria

($)

Redito anual

($)

LAGO 17 27 58,58 1604,02 585466,65

LAGO 30 9 58,58 499,10 182172,51

LAGO 41 16 58,58 918,17 335132,70

LAGO 43 10 58,58 577,13 210654,01

Total 61 - 3598,43 1313425,87

46

25

34

144 205

39 55

Producción BM

(BPPD)

Producción BHTJ

(BPPD)

73

34

44

89

LAGO 17

Figura 62. Diseño Bombeo mecánico Lago 17

Figura 63. Carta dinamométrica Lago 17

90

LAGO 30



91

LAGO 41

Figura 66.Diseño Bombeo mecánico Lago 41


92

LAGO 43



93

4.2 Análisis Económico

A partir de los resultados obtenidos en el estudio técnico de los pozos se realizó el análisis

económico correspondiente, a fin de establecer la viabilidad del proyecto propuesto en

términos económicos. De esta manera se logra definir de manera integral todos los aspectos a

considerar dentro del proyecto. Los cálculos se realizaron tanto para el sistema de bombeo

hidráulico y mecánico para establecer una comparación real del costo beneficio en cada

sistema de levantamiento artificial. Para la realización de los cálculos se tomó en cuenta los

costos operacionales de la empresa y las condiciones del mercado petrolero.

4.2.1 Consideraciones para el Análisis Económico

Consideraciones Generales

El costo de operación por barril de petróleo es de 7,92 USD en agosto de 2019 (página

oficial de la empresa Petroamazonas E.P).

El precio del barril de petróleo es el correspondiente al crudo oriente que produce en el

campo Lago Agrio cuyo valor fue de 58,58 en agosto de 2019.

Se toma una tasa de actualización de 12% anual.

El impuesto sobre regalía corresponde al 19,5% anual sobre ingreso gravable

Costo de transporte 1,06 USD/BBL

Costo de comercialización 0,10 USD/BBL

Ley de la Circunscripción Territorial Especial Amazónica (CTEA) correspondiente al

4,9% o un mínimo de 2 USD/BBL. Para el presente estudio se toma 2 USD/BBL.

En los costos de mantenimiento se consideró una tasa nominal de 1,5% al año, por

motivo del incremento de herramientas y operaciones en la industria petrolera.

Para el análisis de ambos SLA se consideran las mismas tasas de producción y

declinación que se obtuvieron en el software OFM, el cual se encuentra en la tabla 25,

para un periodo de 10 años.

El costo del Kwh para ambos sistemas es de 0,15 USD, valor que se obtuvo del costo

de consumo en el diseño para bombeo mecánico.

Consideraciones para Bombeo Hidráulico

La inversión inicial corresponde al valor de una bomba hidráulica nueva de 23000

USD y su costo de instalación en workover con un valor de 270000 USD con un total

94

de 293000 USD, valor promedio que se considera para todos los pozos. Los datos

fueron suministrados por Petroamazonas E.P.

El costo de la energía para bombeo hidráulico es el consumo de energía de los

motores, los cuales son utilizados para el funcionamiento de las bombas de alta

presión, para la inyección del fluido motriz. El detalle de los equipos y su consumo de

energía de encuentra en el Anexo 7.

El costo del mantenimiento del equipo se considera el promedio del costo de las

intervenciones de los últimos tres años para cada uno de los pozos seleccionados,

cuyos valores se detallan en la Anexo 8.

Consideraciones para el Bombeo Mecánico

La inversión inicial es la instalación del equipo incluido el personal, los equipos y los

misceláneos de fondo y de superficie; que tienen un valor de 110.568 USD, para cada

uno de los pozos. En el anexo 9 se encuentra el desglose de cada uno de los costos.

Los datos fueron suministrados por la empresa Loxodonta.

El costo de la energía necesaria para el funcionamiento del sistema se determinó en el

diseño de cada uno de los pozos, por lo que, cada uno de estos se encuentran en las

figuras 62, 64, 66 y 68 respectivamente.

Los costos de mantenimiento fueron suministrados por la empresa Loxodonta

encargada de las operaciones de bombeo mecánico dando un valor de 5.541 USD

semestralmente.

Indicadores Utilizados en el Análisis

Los ingresos por concepto de la producción de petróleo multiplicado por el valor del

precio del crudo oriente.

Los egresos que están dados por la instalación de los equipos, mantenimiento, costos

operacionales y de comercialización.

Flujo neto de caja que es el valor bruto que se recibe antes del pago de impuestos;

ingresos menos egresos.

El valor actual neto (VAN) que está dado por la suma de los valores presentes de

todos los flujos de caja netos esperados del proyecto, menos el valor de la inversión

inicial.

La tasa interna de retorno (TIR) que corresponde a la tasa de descuento que hace que

el VAN de una inversión sea igual a 0.

95

Costo beneficio el cual indica cuanto se obtiene en el proyecto por cada dólar

invertido. Se obtiene dividiendo el VAN y el valor de inversión inicial.

4.2.2 Resultados del Análisis Económico

Para el análisis económico se consideró la misma tasa de producción y de declinación

obtenidos en el estudio de las reservas en la sección 4.1.3. El estudio que permite un análisis

homogéneo y objetivo, a pesar que el desarrollo de análisis nodal de los pozos en la sección

4.1.6, que nos muestra un incremental en la producción de petróleo.

Como ejemplo de cálculo se tomó el pozo Lago 43, los resultados de los pozos Lago 17, 30

y 41, se encuentran en el Anexo 10 para el sistema bombeo hidráulico, y en el Anexo 11 para

el sistema de bombeo mecánico.

96

Tabla 33. Análisis económico para bombeo hidráulico pozo Lago 43

Tabla 34. Análisis económico para bombeo mecánico pozo Lago 43

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 2.250.399$

Prod. Prom BPPD - 41 37 33 30 27 24 21 20 18 16 TIR 462%

Prod. Anual - 14.785 13.639 12.164 10.850 9.677 8.629 7.697 7.406 6.570 5.840 PRI 3 meses

USD/BBl - 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 Costo Beneficio 20,35$

Ingresos año - 866.130 798.945 712.581 635.589 566.900 505.499 450.869 433.858 384.871 342.107

Inversión inicial 110.568

- 11.083 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672

- 166 169 171 174 176 179 182 185 187 190

- 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672 12.862

Costo por barril - 117.101 108.017 96.341 85.931 76.645 68.343 60.957 58.658 52.034 46.253

Costo transporte - 15.673 14.457 12.894 11.501 10.258 9.147 8.158 7.851 6.964 6.190

Costo comercialización - 1.479 1.364 1.216 1.085 968 863 770 741 657 584

Costo regalias - 168.895 155.794 138.953 123.940 110.546 98.572 87.919 84.602 75.050 66.711

Costo Ley CTEA - 29.571 27.277 24.328 21.700 19.355 17.258 15.393 14.813 13.140 11.680

Costo energia anual - 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628

Costo Total - 364.595 230.938 209.609 190.616 173.693 158.587 145.169 141.119 129.111 118.655

Flujo neto de caja -110568 501.535 568.007 502.972 444.972 393.207 346.912 305.700 292.740 255.760 223.452

Costos (USD/Año)

Costos de

manteniemiento

LAGO 43 BOMBEO MECÁNICO

INGRESOS

EGRESOS

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 641.428$


Prod. Anual - 14.785 13.639 12.164 10.850 9.677 8.629 7.697 7.406 6.570 5.840 PRI 1 año


Ingresos año - 866.130 798.945 712.581 635.589 566.900 505.499 450.869 433.858 384.871 342.107


- 74.418 75.534 76.667 77.817 78.985 80.169 81.372 82.592 83.831 85.089

- 1.116 1.133 1.150 1.167 1.185 1.203 1.221 1.239 1.257 1.276

- 75.534 76.667 77.817 78.985 80.169 81.372 82.592 83.831 85.089 86.365

Costo por barril - 117.101 108.017 96.341 85.931 76.645 68.343 60.957 58.658 52.034 46.253


Costo comercialización - 1.479 1.364 1.216 1.085 968 863 770 741 657 584

Costo regalias - 168.895 155.794 138.953 123.940 110.546 98.572 87.919 84.602 75.050 66.711

Costo Ley CTEA - 29.571 27.277 24.328 21.700 19.355 17.258 15.393 14.813 13.140 11.680


Costo Total - 550.718 525.200 492.320 463.044 436.962 413.685 393.012 386.797 368.301 352.202

Flujo neto de caja -293000 315.412 273.745 220.261 172.545 129.938 91.815 57.856 47.062 16.569 -10095

Costos (USD/Año)

Costos de

manteniemiento

LAGO 43 BOMBEO HIDRÁULICO

INGRESOS

EGRESOS

97

4.2.3 Comparación Económica entre los Sistemas de Levantamiento Propuestos

En el análisis económico de los sistemas propuesto se determina que ambos son rentables

en el plazo temporal establecido; sin embargo se puede colegir que la diferencia en los costos

de energía necesarios para cada sistema y el valor del mantenimiento son de gran importancia.

La tabla 35 muestra el incremento de los indicadores más importantes lo cual evidencia la

mayor factibilidad del proyecto para la implementación del sistema de bombeo mecánico.

Tabla 35. Comparación de indicadores económicos

SLA

Pozos VAN (USD) TIR (%)Costo beneficio

(USD)VAN (USD) TIR (%)

Costo beneficio

(USD)VAN (USD) TIR (%)

Costo beneficio

(USD)

LAGO 17 1.220.132$ 86% 11,04$ 2.737.812$ 571% 24,76$ 1.517.680$ 484% 14$

LAGO 30 2.250.192$ 283% 20,35$ 3.601.662$ 946% 32,57$ 1.351.470$ 663% 12$

LAGO 41 3.092.254$ 354% 27,97$ 4.091.094$ 969% 37,00$ 998.840$ 615% 9$

LAGO 43 641.428$ 91% 5,80$ 2.250.399$ 462% 20,35$ 1.608.971$ 371% 15$

Bombeo Hidraulico Tipo Jet Bombeo Mecánico Incremento

98

5 CAPITULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES

El sistema de bombeo mecánico es una alternativa rentable para la producción de

pozos petroleros con bajo aporte de fluido que presentan reservas considerables de

petróleo.

El método de la curva y el sistema de calificación de pozos fueron herramientas de

gran utilidad para determinar que el sistema de levantamiento artificial por bombeo

mecánico es el que mejor y se ajusta a las condiciones actuales de los pozos

seleccionados.

Las reservas de los pozos seleccionados tienen 603.907 barriles de petróleo, al

precio actual de 58,58 dólares por barril representa un valor económico 35,3

millones de dólares que justifica la implementación de un sistema de mayor

eficiencia que permita aprovechar el recursos con un menor costo operacional.

Los pozos seleccionados durante su operación con bombeo hidráulico presentan

deficiencia por el tipo de sistema de levantamiento artificial no adecuado para las

bajas tasas de producción que presentan los pozos, su tasa de declinación y

aumento en la producción de agua.

El fluido motriz y el costo de operación del sistema de bombeo hidráulico es alto y

necesita 5031 BPPD, y se obtiene una producción de apenas 144 BBPD para los

cuatro pozos, generando una pérdida económica anual de 11.464.650 de dólares.

Los altos costos de operación y mantenimiento de los pozos seleccionados pueden

minimizarse con la implementación de un sistema de bombeo mecánico más

eficiente para bajas tasas de producción. En el pozo lago 17, el sistema de bombeo

hidráulico requiere de 74.418 USD al año para mantenimiento, mientras que en el

sistema de bombeo mecánico requiere de 11.083 USD por año, dando un ahorro de

63.335.

El principal ahorro entre los dos sistemas analizados es el costo por consumo de

energía; el sistema de bombeo hidráulico consume entre cuatro y cinco veces

energía al año versus el sistema de bombeo mecánico. Tomando el pozo Lago 41,

se tiene un consumo de energía de 186 Kwh para un motor de 250 HP con un costo

anual 149.130 USD, para el sistema de bombeo hidráulico, en tanto que sistema de

99

bombeo mecánico consume 14 Kwh para una bomba de 20 HP con un costo de

energía anual de 22.428 USD, dando un ahorro de 126.702 USD anual.

El análisis económico nos muestra que la mayor rentabilidad para los pozos

seleccionados está determinada por el sistema de bombeo mecánico por encima del

bombeo hidráulico. En el caso del Pozo Lago 43, comparando el VAN este se

incrementó 1.608.971 USD, la TIR aumentó 371 % y mientras que el costo

beneficio subió 15 USD.

100

RECOMENDACIONES

Se recomienda la implementación de un sistema de bombeo mecánico en pozos

potencialmente explotables en los cuales la capacidad de producción de los mismos

sea menor a los 200 barriles de fluido por día.

La supervisión y control permanente de los equipos utilizados en bombeo mecánico

durante su operación, a fin de solucionar posibles problemas en los equipos y de

esta manera alcanzar una mayor eficiencia en el funcionamiento del sistema.

Realizar un análisis del comportamiento del gas en los pozos seleccionados durante

la aplicación del sistema de bombeo mecánico y realizar la instalación de un

separador de gas de ser necesario.

Es recomendable realizar un estudio de las arenas productoras mediante la

realización de pruebas de presión en el campo Lago Agrio, con el fin de determinar

el estado actual de las condiciones de los reservorios.

Realizar trabajos de reacondicionamiento (estimulación, fracturamiento), para

incrementar el incide de productividad de los pozos, previo estudio de los

potenciales productores y reservas de los pozos.

Se recomienda realizar un estudio de las reservas y potencial productor de los

pozos cerrados en el campo Lago Agrio.

101

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Pinto Arteaga, G. R. (noviembre de 2017). Guía de Procedimientos. Quito,

Pichincha.p.p.13,14

103

6 ANEXOS

104

Anexo 1. Mapa estructural del campo Lago Agrio arena “Hollín Superior”

105

Anexo2. Diagramas mecánicos de los pozos seleccionados

LAGO 17

106

LAGO 30

107

LAGO 41

108

LAGO 43

109

Anexo 3. Intervenciones y costos del sistema BHTJ en los pozos seleccionados

No Fecha Intenvencion Costo

1 19-Sep-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 467,33

2 17-Dec-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 1.204,83

3 17-Dec-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.189,79


5 18-Dec-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 245,34

6 28-Dec-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44


8 6-Apr-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44

9 6-Apr-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 1.185,66

10 24-Nov-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44

11 24-Nov-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 269,78

12 27-Nov-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44

13 27-Nov-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.207,20



16 18-Mar-19 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44

17 18-Mar-19 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.021,36


19 24-Apr-19 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.291,32

25.016,55

LAGO 17

TOTAL COSTO DE INTERVENCIONES

110


1 2-May-18 EVALUACION CON MTU 5.211,97

2 2-May-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 632,85





7 29-May-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.751,58

8 2-Jun-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 632,85


10 12-Apr-19 REPUESTOS DE BOMBA JET 915,88

11 12-Apr-19 RENTA DE BOMBA JET 826,00

12 13-Apr-19 REPUESTOS DE BOMBA JET 632,85

29.304,68

LAGO 30





3 19-May-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44



6 19-Jun-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44

7 15-Oct-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.096,87

8 29-Jul-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44

9 29-Jul-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.096,87

10 20-Oct-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44

11 20-Oct-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.198,59




19.129,91

LAGO 43


111


1 19-Sep-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44

2 19-Sep-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.012,75

3 10-Nov-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 1.204,83

4 10-Nov-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.384,43




8 8-Dec-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 889,71


10 11-Feb-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 1.181,31

11 13-Feb-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44

12 27-Feb-18 VENTA DE BOMBA JET 9.682,40


14 7-Mar-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.269,04


16 16-Mar-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 433,34





21 3-Jun-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.274,62



24 1-Jun-18 VENTA DE BOMBA JET 9.682,40

25 3-Jul-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44

26 3-Jul-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.105,67







74.417,82

LAGO 41


112

Anexo 4. Resultados del análisis nodal para bombeo mecánico

LAGO 17

Operating point

Stock-tank

liquid at nodal

point (STB/d)

Pressure at

nodal analysis

point (psi)

Stock-tank oil at

nodal analysis

point (STB/d)

RODPUMP

Intake free gas

flowrate

(mmscf/d)

RODPUMP Intake

pressure (psi)

NOMLIQRATE=150 sbbl/day 131,0878 443,2677 72,09827 0,000785672 308,4221





113

LAGO 30

Operating point

Stock-tank

liquid at nodal

point (STB/d)

Pressure at

nodal analysis

point (psi)

Stock-tank oil at

nodal analysis

point (STB/d)

RODPUMP

Intake free

gas flowrate

(mmscf/d)

RODPUMP

Intake pressure

(psi)

NOMLIQRATE=150 sbbl/day 134,0801 123,0347 33,52002 0 5,367692





114

LAGO 41

Operating point

Stock-tank

liquid at nodal

point (STB/d)

Pressure at

nodal analysis

point (psi)

Stock-tank oil at

nodal analysis

point (STB/d)

RODPUMP

Intake free

gas flowrate

(mmscf/d)

RODPUMP

Intake pressure

(psi)






115

LAGO 43

Operating point

Stock-tank

liquid at nodal

point (STB/d)

Pressure at

nodal analysis

point (psi)

Stock-tank oil

at nodal

analysis

point (STB/d)

RODPUMP

Intake free

gas flowrate

(mmscf/d)

RODPUMP

Intake

pressure (psi)






116

Anexo 5. Datos requeridos para el diseño del sistema de bombeo mecánico

INCLUIR:

1. ESTADO MECANICO

2. HISTORIAL DE PRODUCCION

3. SURVEY

F 1,03 SG(w ater)

SG(aire)

cp @ F

F

psi

psi

ft(MD) @ N/A ft

ft(MD) deg/100ft

deg

deg

STB/Psig STB/Psig

psig psig

BFPD BFPD

psig psig

% %

BPPD BPPD

BFPD BFPD

TRATMIENTO QUIMICO

Corrosion: Emulsin: Scale

Tasa de Petróleo Deseado: Tas de Petróleo Deseado:

Tasa de Fluido Deseado: 130 Tasa de Fluido Deseado:

Presión de Fondo Fluyente: 520 Presión de Fondo Fluyente:

Corte de Agua (BSW): 45 Corte de Agua (BSW):

Presión de Yacimiento: 3200 Presión de Yacimiento:

Tasa de Flujo de Prueba: 130 Tasa de Flujo de Prueba:

Máxima Desviación: N/A

CRITERIO PARA EL DIMENSIONAMIENTO

CONDICIONES ACTUALES PROYECCION 1 ANO

Índice de Productividad: 0,04 Índice de Productividad:

Desviación @ Intake: N/A

Tipo de Cabezal: HIDRAULICO

Profundidad de Intake: 9630 Máximo Dogleg: N/A

Tubing: 0 9921 9,3 3,5 2,992

Liner: Wellhead Presión: 85

Tope de Perforaciones: 9987 Dogleg @ Intake: N/A

Welhead Temperatura: 110

Caising: 0 10156 23 7 6,276 Caising Presión:

ft f t lb/ft plg plg

Caising: 0 732 36 9,625 8,921

Observaciones:

INFORMACION DEL POZO

Top MD Bottom MD Peso OD ID

GOR: 72 scf/scb Gravedad del Gas: 0,87

Densidad del Aceite: 29,1 API Viscocidad:

CARACTERISTICAS DEL FLUIDO

Presion de Burbuja: 750 psi Temp. Yacimiento: 225 Gravedad del Agua:

HOJA DE DATOS PARA BOMBEO MECANICO Y RESP

OPERADORA:

POZO: LAGO 17

FORMACION: HS

117

.

INCLUIR:

1. ESTADO MECANICO


3. SURVEY

F SG(w ater)

SG(aire)

cp @ F

F

psi

psi

ft(MD) @ N/A ft

ft(MD) deg/100ft

deg

deg

STB/Psig STB/Psig

psig psig

BFPD BFPD

psig psig

% %

BPPD BPPD

BFPD BFPD

TRATMIENTO QUIMICO


Tasa de Petróleo Deseado: 32,4 Tas de Petróleo Deseado:




Presión de Yacimiento: 1350,81 Presión de Yacimiento:









Tubing: 0 9425 9,3 3,5 2,992

Liner: Wellhead Presión: 50



Caising: Caising Presión:


Caising: 0 10008 26 7 6,276

Observaciones:



GOR: 314,5 scf/scb Gravedad del Gas: 1,2





OPERADORA:

POZO: LAGO 30

FORMACION: HS

118

INCLUIR:

1. ESTADO MECANICO


3. SURVEY

F SG(w ater)

SG(aire)

cp @ F

F

psi

psi

ft(MD) @ N/A ft

ft(MD) deg/100ft

deg

deg

STB/Psig STB/Psig

psig psig

BFPD BFPD

psig psig

% %

BPPD BPPD

BFPD BFPD

TRATMIENTO QUIMICO


Tasa de Petróleo Deseado: 60 Tas de Petróleo Deseado:













Tubing: 0 9870 9,3 3,5 2,992

Liner: 0 10176 25 7 6,276 Wellhead Presión: 100


Welhead Temperatura:



Caising: 0 750 40,5 10,73 9,85

Observaciones:








OPERADORA:

POZO: LAGO 41

FORMACION: HS

119

INCLUIR:

1. ESTADO MECANICO


3. SURVEY

F 1,03 SG(w ater)

SG(aire)

cp @ F

F

psi

psi

ft(MD) @ N/A ft

ft(MD) deg/100ft

deg

deg

STB/Psig STB/Psig

psig psig

BFPD BFPD

psig psig

% %

BPPD BPPD

BFPD BFPD

TRATMIENTO QUIMICO


Tasa de Petróleo Deseado: 50 Tas de Petróleo Deseado:













Tubing: 0 9530 9,3 .3-1/2 2,992

Liner: 0 10145 26 7 6,276 Wellhead Presión: 50





Caising: 0 2739 40,5 10 3/4 9,84

Observaciones:








OPERADORA:

POZO: LAGO AGRIO 43

FORMACION: HS

120

Anexo 6. Consumo de energía para el sistema de bombeo hidráulico

MEL-2512;

MOTOR

ELECTRICO;

350 HP

MotorConsumo

nominal

261 Kwh

Equipos disponibles:

Capacidad de

Caudal

Maximo (Flow

rate)

Caudal Actual

(Flow rate)

PowerOil # 2: HPS REDA 538 S-100-N

104 STAGES

HS100N; 3400

BFPD 60 HZ,

3800 PSI.

1270 BIPD

3600 PSI 55 HZ

LAGO 17UBICACIÓN: LOCACION POZO LAGO 17

Capacidad de

Caudal

Maximo (Flow

rate)

Caudal Actual

(Flow rate)Motor

Consumo

nominal

*PowerOil # 1: 165T-5H Triplex

72 GPM 2400

BFPD @ 60 HZ

3850 PSI

Cerrado por bajo

aporte de pozo

UBICACIÓN: LOCACION POZO LAGO 17


MEL-0067;

MOTOR

ELECTRIC

O; 150 HP

112 Kwh

LAGO 30

Capacidad de

Caudal

Maximo (Flow

rate)

Caudal Actual

(Flow rate)Motor

Consumo

nominal

UBICACIÓN: ESTACION LAGO NORTE

186,43 Kwh


LAGO 41

PowerOil # 1: HPS REDA 87 STAGES

HS75N

SCHLUMBERGE

R 1200 BFPD

@ 3800 PSI

Cerrado por bajo

aporte de pozo

MEL-1254;

MOTOR

ELECTRIC

O; 250 HP

Capacidad de

Caudal

Maximo (Flow

rate)

Caudal Actual

(Flow rate)Motor

Consumo

nominal

LAGO 43

149,14 Kwh

UBICACIÓN: ESTACION LAGO NORTE


* PowerOil # 4: QUINTUPLEX

6000 BFPD @

3800 PSI @ 400

RPM

2222 BIPD

58.2 Hz 3700 PSI

MEL-3640;

MOTOR

ELECTRIC

O; 1000 HP

(200 HP)

121

Anexo 7. Cálculo de costo anual del consumo de energía para bombeo hidráulico

POZOS KWh USD/KWh USD/Hora USD/Día USD/Año

LAGO 17 261 0,152 39,67

952

347.527

LAGO 30 186,43 0,152 28,34

680

248.235

LAGO 41 112 0,152 17,02

409

149.130

LAGO 43 149,14 0,152 22,67

544

198.583

Anexo 8. Cálculo promedio del costo de mantenimiento para el sistema de bombeo

hidráulico

INTREVENCIONES EN POZOS SELECIONADOS

Años 2017 2018 2019 Promedio

Pozos No.

Intervenciones Costos (USD)

No. Intervenciones

Costos (USD)

No. Intervenciones

Costos (USD)

Costos (USD)

LAGO 17 7 8.517 8 9.714 4 6.786 25.017

LAGO 30 - - 8 26.194 4 3.111 29.305

LAGO 41 9 15.424 18 48.780 6 10.214 74.418

LAGO 43 7 7.876 6 10.518 1 736 19.130

Total 23 31.817 40 95.204 15 20.847 36.967

122

Anexo 9. Costo de los misceláneos para la implementación del bombeo mecánico

No. OTQ

Descripción del Requerimiento o de la Orden de Trabajo :

ITEM SERVICIOS REQUERIDOS CANTIDAD

TARIFA

UNITARIA/

(sin IVA)

UNIDAD DE MEDIDATOTAL

(sin IVA)OBSERVACIONES

FONDO 7

SERVICIO TÉCNICO PARA INSTALACIÓN DE

EQUIPO DE FONDO DE BOMBEO MECÁNICO,

POR TECNICO.

1 $ 700,00 DIA $ 700,00

INCLUYE UN TECNICO,

INCLUYE LAS HERRAMIENTAS

NECESARIAS PARA LA

INSTALACIÓN DE LA BOMBA.

NO INCLUYE REPUESTOS. NO

INCLUYE GRUA, NO INLCUYE

TRANSPORTE.

FONDO 29

MISCELANEOS DE FONDO PARA BOMBEO

MECANICO (INCLUYE ACCESORIOS PARA

VARILLAS DE 1-1/4", 1", 7/8" Y 3/4", SE DEBE

PRESENTAR DESGLOSE DE TODOS LOS

ITEMS)

1 $ 79.972,43 E/A $ 79.972,43

EL COSTO ES REFERENCIAL

Y LA SOLICITUD SE REALIZA

EN FUNCION DE LA

NECESIDAD SEGÚN EL

DESGLOSE

SUPERFICIE 6SERVICIO DE INSTALACION DE EQUIPO DE

SUPERFICIE PROPIEDAD DE PAM, NIVEL 21 $ 6.230,70 E/A $ 6.230,70

INCLUYE CUADRILLA DE 3

PERSONAS, NO INCLUYE

GRUA, INCLUYE CONEXIONES

ELECTRICAS Y VARIADOR, NO

INCUYE OBRA CIVIL, NO

INCLUYE BASE DE

CONCRETO, NO INCLUYE

VIGA, MAXIMO 3 DIAS.

SUPERFICIE 21GRUA 90 TONELADAS O SIMILAR (INCLUYE

MOVILIZACION)1 $ 4.161,55 DIA $ 4.161,55 0

SUPERFICIE 12

REPUESTOS PARA REPARACIÓN DE EQUIPOS

DE SUPERFICIE PARA BOMBEO MECÁNICO

(SE DEBE PRESENTAR DESGLOSE DE TODOS

LOS ITEMS)

1 $ 5.541,39 E/A $ 5.541,39



EN FUNCION DE LA

NECESIDAD SEGÚN EL

DESGLOSE

TALLER 30

MISCELANEOS DE SUPERFICIE PARA

INSTALACION DE EQUIPO PARA BOMBEO

MECANICO (SE DEBE PRESENTAR DESGLOSE

DE TODOS LOS ITEMS)

1 $ 131,86 E/A $ 131,86



EN FUNCION DE LA

NECESIDAD SEGÚN EL

DESGLOSE

VARILLERA 18TARIFA DE OPERACIÓN DE UNIDAD

VARILLERA DIURNA (DE 6:00 A 18:00)15 $ 305,04 HORA $ 4.575,60 0

VARILLERA 25MOVILIZACIÓN DE UNIDAD VARILLERA DE

BASE A POZO111 $ 55,00 KM $ 6.105,00 0

SERVICIO 17

SERVICIO DE MONITOREO DE POZOS DE

BOMBEO MECANICO (INLCUYE WELL

ANALIZER, ANÁLISIS DE DINAGRAMAS,

SONOLOG Y ECHOMETER)

4 $ 400,00 E/A $ 1.600,00 NO INCLUYE MOVILIZACION

26TARIFA DE TRANSPORTE DE TÉCNICO Y

HERRAMIENTAS444 $ 3,49 KM $ 1.549,56 0

Valor Original de la $ 110.568,09

Valor de Revisión $ - Rev. No. 00

Monto Total $ 110.568,09

Fecha de Inicio: 14-Apr-2019

Fecha de Terminación: Hasta la terminación de los trabajos

INSTALACION DE SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO

NOTA: Las fechas, servicios, valores y cantidades de la presente OTQ son estimaciones y podrán existir variaciones de acuerdo a las necesidades operativas de PAM EP

NOTA: No inicie actividades sin autorización previa.

ORDEN DE TRABAJO

OTQ

RESUMEN DE COSTOS Y REQUERIMIENTO DE POSICIONES

CONTRATISTA: LOXODONTA S.A. 07-OPR-ART-UIO-00 Sistema No. : .

SERVICIOS BAJO LLAMADA DE INSTALACIÓN, REPARACIÓN Y MANTENIMIENTO

PARA EQUIPOS DE FONDO Y SUPERFICIE, PROVISIÓN DE MISCELÁNEOS

RELACIONADOS CON SISTEMAS DE BOMBEO MECANICO PARA TODOS LOS

BLOQUES OPERADOS POR PETROAMAZONAS EP

OS 145088

Fecha : 14-Apr-2019

.

123

No. OTQ



TARIFA

UNITARIA/

(sin IVA)



35 SUBCOPLING, 1”, 3/4” 1 $ 130,00 E/A $ 130,00 0

32 SUCKER ROD, 1”, 25’, SIN COUPLING 30 $ 206,76 E/A $ 6.202,80 0

33 COUPLING, 1”, 1” 30 $ 35,36 E/A $ 1.060,80 0

18 ANOD, PONY ROD, 7/8" X 2', HS 1 $ 790,52 E/A $ 790,52 0

14 GUIDE, SPIRALIZED, ROD PUMP, 3.5" X 7/8" 1 $ 1.354,97 E/A $ 1.354,97 0

13 ANCHOR, INSERT PUMP, WFT, 3.5" 1 $ 7.227,74 E/A $ 7.227,74 0

1 GUIDE, SUCKER ROD, 1", HIGH TEMP 460 $ 33,73 E/A $ 15.515,80 0

2 GUIDE, SUCKER ROD, 7/8", HIGH TEMP 522 $ 33,73 E/A $ 17.607,06 0

3 GUIDE, SUCKER ROD, 3/4", HIGH TEMP 343 $ 33,73 E/A $ 11.569,39 0

19 CENTRALIZER, POLISHED ROD, 3" 1 $ 2.142,00 E/A $ 2.142,00 0

7 ADAPTER, WELLHEAD, 3.5" X 2' 2 $ 532,51 E/A $ 1.065,02 0

8 CONE PACKING, SOFT, KEVLAR BRASS, SET 4 $ 287,39 SET $ 1.149,56 0

48PUMP 30-200-RWBC LONG STROKE, ALTO

DESEMPENO1 $ 10.801,33 E/A $ 10.801,33 0

16 NIPPLE, STRAINNER, 1.5" X 5' 1 $ 456,44 E/A $ 456,44 0

45 COUPLING, 3/4”, 3/4” 70 $ 31,44 E/A $ 2.200,80 0

9 RAM,BOP, PR, SR 2 $ 349,10 SET $ 698,20 0






MISCELANEOS DE FONDO



ORDEN DE TRABAJO

OTQ


CONTRATISTA: LOXODONTA S.A. 07-OPR-ART-UIO-00 Sistema No. : .





OS 145088

Fecha : 14-Apr-2019

.

124

No. OTQ



TARIFA

UNITARIA/

(sin IVA)



3 CAJA DE PASO 1 $ 50,72 E/A $ 50,72 TIPO 1

7 KIT ELECTRICO DE INSTALACION 2 $ 40,57 E/A $ 81,14 0

Valor Original de la $ 131,86


Monto Total $ 131,86


| Hasta la terminación de los trabajos

MISCELANEOS DE SUPERFICIE



ORDEN DE TRABAJO

OTQ


CONTRATISTA: LOXODONTA 07-OPR-ART-UIO-00 Sistema No. : .





OS 145088

Fecha : 14-Apr-2019

.

125

No. OTQ



TARIFA

UNITARIA/

(sin IVA)



33 STANDING STRUT, RTX 900/1100 2 $ 1.983,30 Semestral $ 3.966,60 0

10ASSEMBLY, LOAD CELL ROD PUMP 50K SS

W/BEARING PLATE1 $ 1.116,91 Semestral $ 1.116,91 0

11 CABLE, LOAD CELL 100 FT STRAIG 1 $ 457,88 Semestral $ 457,88 0






MISCELANEOS DE SUPERFICIE



ORDEN DE TRABAJO

OTQ


CONTRATISTA: LOXODONTA 07-OPR-ART-UIO-00 Sistema No. : .





OS 145088

Fecha : 14-Apr-2019

.

126

Anexo 10. Análisis económico para el sistema de bombeo hidráulico

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 1.220.132$


Prod. Anual - 18.615 17.520 16.425 15.330 14.235 13.140 12.410 11.680 10.950 10.220 PRI 1 año


Ingresos año - 1.090.467 1.026.322 962.177 898.031 833.886 769.741 726.978 684.214 641.451 598.688


- 25.017 25.392 25.773 26.160 26.552 26.950 27.355 27.765 28.181 28.604

- 375 381 387 392 398 404 410 416 423 429

- 25.392 25.773 26.160 26.552 26.950 27.355 27.765 28.181 28.604 29.033

Costo por barril - 147.431 138.758 130.086 121.414 112.741 104.069 98.287 92.506 86.724 80.942


Costo comercialización - 1.862 1.752 1.643 1.533 1.424 1.314 1.241 1.168 1.095 1.022

Costo regalias - 212.641 200.133 187.624 175.116 162.608 150.100 141.761 133.422 125.083 116.744

Costo Ley CTEA - 37.230 35.040 32.850 30.660 28.470 26.280 24.820 23.360 21.900 20.440


Costo Total - 791.814 767.554 743.300 719.052 694.809 670.572 654.555 638.545 622.540 606.542

Flujo neto de caja -293000 298.652 258.767 218.876 178.980 139.077 99.169 72.422 45.670 18.911 (7.854)


INGRESOS

EGRESOS

Costos (USD/Año)

Costos de

manteniemiento

127

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 2.250.192$




Ingresos año - 1.871.701 1.675.470 1.417.126 1.198.694 1.013.956 857.353 725.178 613.405 518.845 450.887


- 29.305 29.745 30.191 30.644 31.103 31.570 32.043 32.524 33.012 33.507

- 440 446 453 460 467 474 481 488 495 503

- 29.745 30.191 30.644 31.103 31.570 32.043 32.524 33.012 33.507 34.010

Costo por barril - 253.053 226.523 191.595 162.063 137.087 115.914 98.044 82.932 70.148 60.960


Costo comercialización - 3.195 2.860 2.419 2.046 1.731 1.464 1.238 1.047 886 770

Costo regalias - 364.982 326.717 276.339 233.745 197.721 167.184 141.410 119.614 101.175 87.923

Costo Ley CTEA - 63.902 57.203 48.383 40.925 34.618 29.271 24.759 20.942 17.714 15.394


Costo Total - 996.980 922.046 823.258 739.808 669.309 609.624 559.331 516.882 481.053 455.450

Flujo neto de caja -293000 874.720 753.424 593.868 458.886 344.647 247.728 165.847 96.523 37.792 (4.563)


INGRESOS

EGRESOS

Costos (USD/Año)

Costos de

manteniemiento

128

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 3.092.254$




Ingresos año - 2.108.556 1.912.825 1.615.779 1.364.954 1.153.115 973.687 822.501 694.870 586.963 495.681


- 74.418 75.534 76.667 77.817 78.985 80.169 81.372 82.592 83.831 85.089

- 1.116 1.133 1.150 1.167 1.185 1.203 1.221 1.239 1.257 1.276

- 75.534 76.667 77.817 78.985 80.169 81.372 82.592 83.831 85.089 86.365

Costo por barril - 285.076 258.613 218.453 184.541 155.901 131.642 111.202 93.946 79.357 67.016


Costo comercialización - 3.599 3.265 2.758 2.330 1.968 1.662 1.404 1.186 1.002 846

Costo regalias - 411.168 373.001 315.077 266.166 224.857 189.869 160.388 135.500 114.458 96.658

Costo Ley CTEA - 71.989 65.306 55.165 46.601 39.369 33.243 28.081 23.724 20.040 16.923


Costo Total - 1.034.652 960.596 847.638 752.452 672.260 604.537 547.680 499.891 459.697 425.908

Flujo neto de caja -293000 1.073.905 952.229 768.142 612.502 480.855 369.150 274.820 194.979 127.267 69.774

EGRESOS

Costos (USD/Año)

Costos de

manteniemiento

INGRESOS


129

Anexo 11. Análisis económico para el sistema de bombeo mecánico

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 2.737.812$




Ingresos año - 1.090.467 1.026.322 962.177 898.031 833.886 769.741 726.978 684.214 641.451 598.688


- 11.083 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672

- 166 169 171 174 176 179 182 185 187 190

- 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672 12.862

Costo por barril - 147.431 138.758 130.086 121.414 112.741 104.069 98.287 92.506 86.724 80.942



Costo regalias - 212.641 200.133 187.624 175.116 162.608 150.100 141.761 133.422 125.083 116.744

Costo Ley CTEA - 37.230 35.040 32.850 30.660 28.470 26.280 24.820 23.360 21.900 20.440


Costo Total - 452.572 428.100 403.630 379.163 354.699 330.237 313.992 297.749 281.509 265.272

Flujo neto de caja -110568 637.894 598.222 558.546 518.868 479.187 439.504 412.986 386.466 359.942 333.416


Costos de

manteniemiento

Costos (USD/Año)

EGRESOS

INGRESOS

130

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 3.601.662$




Ingresos año - 1.871.701 1.675.470 1.417.126 1.198.694 1.013.956 857.353 725.178 613.405 518.845 450.887


- 11.083 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672

- 166 169 171 174 176 179 182 185 187 190

- 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672 12.862

Costo por barril - 253.053 226.523 191.595 162.063 137.087 115.914 98.044 82.932 70.148 60.960



Costo regalias - 364.982 326.717 276.339 233.745 197.721 167.184 141.410 119.614 101.175 87.923

Costo Ley CTEA - 63.902 57.203 48.383 40.925 34.618 29.271 24.759 20.942 17.714 15.394


Costo Total - 813.385 731.809 624.359 533.539 456.758 391.700 336.821 290.443 251.239 223.119

Flujo neto de caja -110568 1.058.316 943.661 792.766 665.154 557.198 465.653 388.357 322.962 267.606 227.767


INGRESOS

EGRESOS

Costos (USD/Año)

Costos de

manteniemiento

131

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 4.091.094$




Ingresos año - 2.108.556 1.912.825 1.615.779 1.364.954 1.153.115 973.687 822.501 694.870 586.963 495.681


- 11.083 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672

- 166 169 171 174 176 179 182 185 187 190

- 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672 12.862

Costo por barril - 285.076 258.613 218.453 184.541 155.901 131.642 111.202 93.946 79.357 67.016


Costo comercialización - 3.599 3.265 2.758 2.330 1.968 1.662 1.404 1.186 1.002 846

Costo regalias - 411.168 373.001 315.077 266.166 224.857 189.869 160.388 135.500 114.458 96.658

Costo Ley CTEA - 71.989 65.306 55.165 46.601 39.369 33.243 28.081 23.724 20.040 16.923


Costo Total - 843.664 510.031 436.255 373.987 321.428 276.939 239.484 207.896 181.221 158.687

Flujo neto de caja -110568 1.069.160 1.105.749 928.700 779.128 652.259 545.561 455.385 379.067 314.461 280.707

EGRESOS

Costos (USD/Año)

Costos de

manteniemiento

INGRESOS


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