UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

“OPTIMIZACIÓN DE LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA

HIDRÁULICA TIPO JET EN EL CAMPO COCA MEDIANTE EL

SOFTWARE OILWELL HYDRAULIC PARA EL MEJORAMIENTO

DE LA PRODUCCIÓN”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENÍERO EN PETRÓLEOS

Nelsón Andrés Villacrés Castro

Director: Ing. Patricio Jaramillo, MSC

QUITO, DICIEMBRE 2012

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo NELSÓN ANDRÉS VILLACRÉS CASTRO, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________

(Nelson Andrés Villacrés Castro)

C.I.1719418897

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “OPTIMIZACIÓN DE LA

GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET EN EL CAMPO COCA

MEDIANTE EL SOFTWARE OIL WELL HYDRAULIC PARA EL

MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN”, que, para aspirar al título de Ingeniero

en Petróleos fue desarrollado por NELSON ANDRÉS VILLACRÉS CASTRO, bajo

mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con

las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18

y 25

___________________

(Ing. Patricio Jaramillo, MSC)

DIRECTOR DELTRABAJO

C.I.1701279315

DEDICATORIA

Esta tesis va dedicada a la memoria de mi tío Pier María Ruzzi Grossi quien

fue la persona que me inspiro a seguir esta carrera, a mis padres, Nelson

Villacrés y Yolanda Castro quienes siempre me impulsarán para seguir adelante

en cualquier lugar de mi vida, a mis hermanos quienes estarán toda la vida

conmigo.

AGRADECIMIENTO

El presente trabajo agradezco a la empresa PETROECUADOR EP, por

permitirme recopilar información para la realización del presente documento al

Campo Coca, Campo Lobo, Campo Mono y Oso-D donde tuve la oportunidad

para plasmar este sueño.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINAS

RESUMEN XV

ABSTRACT XVI

1. INTRODUCCIÓN 1

1.2. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 1

1.2.1 Objetivo General 1 1.2.2 Objetivos Específicos 2

1.3. HIPÓTESIS 2

1.4. ALCANCE 2

1.5. MARCO DE REFERENCIA 3

2. MARCO TEÓRICO 18

2.1 TIPOS DE COMPLETACIONES 19

2.1.1 Sistema de bomba libre 19 2.1.2 Sistema de bomba fija 19 2.1.3 Sistema de bomba paralela (Libre) 19

2.2 EQUIPOS DE FONDO DE POZO 20

2.2.1 No-Go 20 2.2.2 Standing Valve 20 2.2.3 Camisas 20 2.2.4 Empaquetadura (Packer) 21

ii

2.3.5 Tubería de Producción 22 2.3.6 Tubería de Revestimiento 22

2.3. BOMBAS JET 24

2.4 PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO 25

2.5 NOMENCLATURA DE LA BOMBA JET 27

2.6. Relaciones toberas/gargantas en volúmenes y presión 27

2.7 TIPOS DE BOMBA JET 31

2.7.1 Bomba Jet Directa o Convencional 31 2.7.2 Bomba Jet Reversa 31 2.7.3 Bomba Jet Claw Smart 34

2.8 FABRICANTES DE BOMBAS JET 35

2.9. CONSIDERACIONES EN LA OPERACIÓN DE BOMBAS JET CLAW 37

2.9.1. Prueba de inyectividad 37 2.9.2. Desplazamiento de bomba jet 37 2.9.3. Comportamiento de entrada de fluidos en bomba jet 37 2.9.4. Profundidad de asentamiento de la bomba jet 38 2.9.5. Profundidad Vertical Verdadera (TVD) 38 2.9.6. Profundidad Medida (MD) 38

2.10. DAÑOS MÁS FRECUENTES EN BOMBAS JET 38

2.10.1. Cavitación 38 2.10.2. Taponamiento de la tobera 40 2.10.3 Pérdida de producción 40 2.10.4 Incremento de barriles de inyección 40

iii

2.10.5 Falta de aportación 41 2.10.6 Emulsiones 41

2.11 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO 42

2.12 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO 44

3. METODOLOGÍA 45

3.1 BREVE RESEÑA HISTORICA 45

3.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA 48

3.3 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL 49

3.4 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGIA 49

3.5 RESERVORIOS DE PRODUCCIÓN 50

3.5.1 Formación Tena 50 3.5.2 Formación Napo 50

3.6 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS 53

3.6.1 Permeabilidad horizontal y vertical 54 3.6.2 Contacto Agua-Petróleo 56

3.7 RESERVAS 56

3.7.1 Reservas Probadas 56 3.7.2 Reservas No Probadas 57

3.8 PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS 57

3.9 FACILIDADES CENTRALES DE SUPERFICIE 60

3.9.1 Generalidades 60 3.9.2 Historial de producción 62

iv

3.10 SISTEMA DE TRATAMIENTO EN LA ESTACIÓN COCA 64

3.10.1 Manifold 64 3.10.2 Separador de prueba (V-101) 65 3.10.3 Separador de producción 66 3.10.4 Separador de Agua Libre 66 3.10.5 Bota de gas 67 3.10.6 Tanque de lavado 67 3.10.7 Tanque de almacenamiento de producción 68 3.10.8 Tanque de almacenamiento (V-106 PAYAMINO) 69 3.10.9 Bombas Booster y de transferencia 69 3.10.10 Tanques de agua de formación producida T-210 Y T-211 70 3.10.11 Bombas de reinyección de agua 70

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 71

4.1 ANÁLISIS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA JET 71

4.1.1 Análisis del pozo Coca 01 86 4.1.2 Análisis del Pozo Coca 07 107 4.1.3 Análisis del Pozo Coca 08 112 4.1.4 Análisis de pozo Coca 12-HS 117 4.1.5 Análisis del Pozo Coca 13 122 4.1.6 Análisis del Pozo Coca 18 127 4.1.7Análisis del Pozo Coca 19 132

v

4.2 OPTIMIZACIÓN DE LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPOJET MEDIANTE EL PROGRAMA OILWELL 137

4.2.1 Análisis de pozo Coca 01-BT, Histórico de producción 137

4.2.1.2 Datos de reservorio Coca 01 - BT 138 4.2.1.3 Análisis del pozo Coca 01 - BT mediante OILWELL 138 4.2.1.4 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 144

4.2.2 Análisis de pozo Coca 07- HS Histórico de producción 146

4.2.2.1 Datos de reservorio Coca 07 - HS 147 4.2.2.2Análisis del pozo Coca 07 - HS mediante OILWELL 147 4.2.2.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 150

4.2.3 Análisis de pozo Coca 08-BTHistórico de producción 152 4.2.3.1 Datos de reservorio Coca 08 - BT 153 4.2.3.2 Análisis del pozo Coca 08 - BT mediante OILWELL 153 4.2.3.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 156

4.2.4. Análisis de pozo Coca 12-HS Histórico de producción 158 4.2.4.1 Datos de reservorio Coca 12 - HS 159 4.2.4.2 Análisis del pozo Coca 12 - HS mediante OILWELL 159 4.2.4.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 162

4.2.5 Análisis de pozo Coca 13-HS Histórico de producción 164 4.2.5.1 Datos de reservorio Coca 13 - HS 165 4.2.5.2 Análisis del pozo Coca 13 - HS mediante OILWELL 165

vi

4.2.5.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 168

4.2.6 Análisis de pozo Coca 18-HS Histórico de producción 170 4.2.6.1 Datos de reservorio Coca 18 - HS 171 4.2.6.2 Análisis del pozo Coca 18 - HS mediante OILWELL 171 4.2.6.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 174

4.2.7 Análisis de pozo Coca 19-HS Histórico de producción 176 4.2.7.1 Datos de reservorio Coca 19 - HS 177 4.2.7.2 Análisis del pozo Coca 19 - HS mediante OILWELL 177 4.2.7.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 180

4.3. ANÁLISIS ECONÓMICO 186

4.3.1 Estimación de ingresos 186

4.3.2 Flujo neto de caja (FNC) 186

4.3.3 Valor actual neto (VAN) 187

4.3.4 Tasa interna de retorno (TIR) 188

4.3.5 Relación Beneficio/Costo 188

4.3.6 Estimación de los egresos 189

4.3.6.1 Costos de Bomba Jet. 189 4.3.6.2 Costos por cambio (Reversar Hidráulicamente) 190 4.3.6.3 Costos por mantenimiento 191 4.3.6.4 Costos por contingencia 191 4.3.6.5 Costos totales del proyecto 192

vii

4.3.7 Análisis Económico del proyecto 193

4.3.7.1 Consideraciones. 193

4.3.8 Análisis de Resultados. 197

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 198

5.1 CONCLUSIONES 198

5.2 RECOMENDACIONES 200

GLOSARIO 202

BIBLIOGRAFÍA 204

ANEXOS 203

viii

ÍNDICE DE FIGURAS. PÁGINAS

Figura 1: Sistema de fluido motriz abierto



Figura 4: Sistema de fluido motriz cerrado (FMC)

Figura 5: Diagrama de completación Coca 18

Figura 6: Bomba Jet

Figura 7: Principio de funcionamiento

Figura 8: Nomenclatura

Figura 9: Nomenclatura de la Bomba Jet.

Figura 10: Relación Tobera-Garganta y producción

Figura 11: Bomba jet directa o convencional

Figura 12: Bomba jet reversa

Figura 13: Burbujas de cavitación

Figura14: Ubicación del campo Coca

Figura 15: Arena productora del Campo Coca-Payamino

Figura 16: Esquema de Estación Coca

Figura 17: Nomenclatura de la bomba jet según Smart

Figura 18: Curva de comportamiento de Guiberson

Figura 19: Curva H – M de Guiberson

Figura 20: Pantalla 1, Información General Coca 01

Figura 21: Pantalla 2, Instrucciones definidas en el programa

Figura 22: Pantalla 3, Lista de geometrías de Bomba Jet

Figura 23: Pantalla 4, Parámetros operativos bomba jet

Figura 24: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo Figura 25: Curva IPR del pozo


Figura 27: Parámetros operativo bomba Jet pre-seleccionadas

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Figura 28: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo

Figura 29: Pantalla 5, Curva IPR del pozo


Figura 31: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas


Figura 33: Curva IPR del pozo

















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ÍNDICE DE TABLAS PÁGINAS

Tabla 1: Tabla de inyección y producción

Tabla 2: Geometrías

Tabla 3: Características Petrofísicas.

Tabla 4: Presión estática de reservorio Campo Coca

Tabla 5: Punto de burbuja de reservorio Campo Coca

Tabla 6: Presión promedio de reservorio Bloque 07

Tabla 7: Sistema de levantamiento Campo Coca

Tabla 8: Potencial de producción Campo Coca

Tabla 9: Potencial histórico de producción Campo Coca

Tabla 10: Tabla de presiones en el manifold

Tabla 11: Relación de áreas óptimas

Tabla 12: Datos Coca 01

Tabla 13: Geometrías establecidas para Pozo Coca 01

Tabla 14: Datos Pozo Coca 07

Tabla 15: Resumen de cálculos por cada iteración













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Tabla 32: Datos de Reservorio Coca 01-BT

Tabla 33: Geometrías establecidas para Pozo Coca 01 BT

Tabla 34: Datos de Reservorio Coca 07 HS

Tabla 35: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-07 HS

Tabla 36: Datos de Reservorio Coca 08 BT

Tabla 37: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-08 BT









Tabla 46: Cálculos realizados para los pozos del Campo Coca

Tabla 47: Componentes de la Bomba Jet

Tabla 48: Precio total para bombas

Tabla 49: Costos por cambio

Tabla 50: Costos por mantenimiento

Tabla 51: Costos por contingencia

Tabla 52: Costos total por inversión

Tabla 53: Escenario pesimista. Análisis Económico precio 70 dólares

Tabla 54: Escenario conservador. Análisis Económico precio 90 dólares

Tabla 55: Escenario optimista. Análisis Económico precio 100 dólares

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ÍNDICE DE GRAFICAS PÁGINAS

Grafico 1: Producción anual del Campo coca

Grafico 2: Bsw anual del Campo coca

Grafico 3: Histórico de producción Coca 01-BT

Grafico 4: Presión de inyección vs BFPD inyección

Grafico 5: Histórico de producción Coca 07-HS












Grafico 17: Reducción del fluido motriz en el Campo Coca

Grafico 18: Aumento de producción en el Campo Coca

Grafico 19: Disminución de la potencia en superficie

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ÍNDICE DE ECUACIONES PÁGINAS

Fórmula 1: Gradiente de presión del petróleo producido

Fórmula 2: Gradiente de presión del fluido producido

Fórmula 3: Factor de Volumen de formación

Fórmula 4: Tasa de fluido motriz

Fórmula 5: Pérdidas de presión por fricción

Fórmula 6: Presión en la entrada de la tobera

Fórmula 7: Tasa de fluido de retorno

Fórmula 8: Gradiente del fluido de retorno

Fórmula 9: Fracción (fluido motriz petróleo)

Fórmula 10: Fracción de agua en el fluido (fluido motriz agua)

Fórmula 11: Relación gas-liquido del fluido de retorno

Fórmula 12: Viscosidad del fluido de retorno

Fórmula 13: Presión de descarga de la bomba

Fórmula 14: Relación adimensional de recuperación de presión

Fórmula 15: Relación de flujo interpolado

Fórmula 16: Porcentaje de error

Fórmula 17: Relación de flujo adimensional en el límite de cavitación

Fórmula 18: Área de tobera

Fórmula 19: Área de la garganta

Fórmula 20: Potencia para la bomba de superficie

Fórmula 21: Potencia para la bomba de fondo

Fórmula 22: Flujo neto de caja

Fórmula 23: Valor actual neto

Fórmula 24: Tasa interna de retorno

Fórmula 25: Beneficio/Costo

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ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINAS Anexo 1: Mapa isópaco del campo coca

Anexo 2: Cuenca estratigráfica

Anexo 3: Especificaciones técnicas Bomba jet claw directa

Anexo 4: Especificaciones técnicas Bomba jet claw reversa

Anexo 5: Especificaciones técnicas No-Go

Anexo 6: Especificaciones técnicas Standing Valve

Anexo 7: Especificaciones técnicas Packer

Anexo 8: Especificaciones técnicas Camisa Model SL

Anexo 9: Especificaciones técnicas Camisa Model CSL

Anexo 10: Completación de Pozo Coca 01



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RESUMEN

EL Campo Coca es uno de los campos productores dentro del bloque 7, que

actualmente es operador por Petroamazonas EP, el cual anteriormente lo

operaba Petroecuador EP, el presente trabajo “OPTIMIZACIÓN DE LA

GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET EN EL CAMPO COCA

MEDIANTE EL SOFTWARE OIL WELL HYDRAULIC PARA EL

MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN”, se describen aspectos importantes

referentes a este campo.

En el marco teórico se expone las generalidades del Campo Coca como es su

ubicación geográfica, características geológicas y estratigráficas de los

yacimientos características petrofísicas y se expone los sistemas de tratamiento

en el Campo Coca.

En la metodología se presenta la base teórica del bombeo tipo jet, para lo cual

se describe más en detalle de los componentes de este sistema como es el tipo

de completaciones, equipos de fondo de pozo, nomenclaturas en las bombas

jet, daños más frecuentes sus principales ventajas y desventajas.

En el análisis de resultados se presenta de forma detallada los cálculos de los

parámetros necesarios que permiten nuevas geometrías para los pozos

operados con bombeo jet, con la finalidad de incrementar la producción

teniendo como objetivo principal no alterar el sistema de levantamiento actual.

Además se considera aspecto técnico, económico y financiero que, en conjunto

determinan hasta qué punto será rentable la inversión y el proyecto en sí. Es

así, que para determinar la viabilidad de implementación de este proyecto se

utilizaron indicadores financieros; Valor Actual Neto, Tasa Interna de Retorno y

Relación Beneficio-Costo donde se obtuvieron resultados positivos, es decir

existe rentabilidad para los casos analizados.

xvi

ABSTRACT

The Field Coca is one of the producing fields inside the block 7 that at the

moment is operating for Petroamazonas EP, the one which previously

Petroecuador operate, the present work "OPTIMIZATION OF THE GEOMETRY

OF THE BOMB HYDRAULIC TYPE JET IN THE FIELD COCA BY MEANS OF

THE SOFTWARE OIL WELL HYDRAULIC FOR THE IMPROVEMENT OF THE

PRODUCTION", relating important aspects are described to this field.

In the mark theoretical are exposed the generalities of the Field Coca like it is

their geologic and stratigraphic geographical, characteristic location of the

locations and it is exposed the treatment systems in the Field Coca.

In the methodology the theoretical base of the jet pumping type is presented, for

that which is described more in detail of the components of this system like it is,

teams of well bottom, nomenclatures in the pumps jet, more frequent damages

its main advantages and disadvantages.

In the analysis is presented in a detailed way the calculations of the necessary

parameters that allow new geometries for the wells operated with pumping jet,

with the purpose of increasing the production having as main objective not to

alter the system of current lift method

In the analysis are considered technical, economic and financial aspect that, on

the whole they determine to what extent it will be profitable the investment and

the project. It is this way that were used to determine the viability of

implementation of this project financial indicators; Net Current value, Appraises

it Interns of Return and Relationship Benefit-cost where positive results were

obtained, that is to say profitability exists for the analyzed cases.

INTRODUCCIÓN

1

1. INTRODUCCIÓN

El sistema de levantamiento artificial en general y el bombeo hidráulico en

particular ha tenido y continuará teniendo gran importancia en Ecuador debido a

que se ajusta en gran medida a las características y condiciones de sus

yacimientos y pozos. Existe un importante número de pozos que debido a su

prolongada vida productiva han visto reducida la presión de sus yacimientos a

límites que no pueden producir naturalmente y que todavía mantienen reservas

importantes de petróleo que deberán ser recuperadas implementando un

sistema de levantamiento artificial que podría ser mediante bombeo hidráulico.

Este trabajo tiene como finalidad de describir, dimensionar y analizar la

aplicación del sistema de levantamiento artificial con bombeo hidráulico tipo jet.

El problema es la declinación de la producción en ciertos pozos del Campo

Coca debido al sobre dimensionamiento de la bomba jet como causa principal

fisuramientos en la tobera y garganta, presencia de escala por el alto contenido

de agua que producen los pozos, daños en el sello del standing valve, alto

contenido de arena taponamiento por corrosión de la tubería de inyección los

mismos que son el causal del daño en el estado mecánico de bomba.

1.2. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.2.1 Objetivo General:

Elaborar el estudio para el mejoramiento de la producción optimizando la

geometría de la bomba hidráulica tipo jet, mediante el software Oil Well

Hydraulic en los pozos del Campo Coca.

2

1.2.2 Objetivos Específicos:

Interpretar la información técnica e historial de producción, cambios de

bombas, pruebas de presión de los pozos del campo Coca ya que esta

han tenido una declinación en la tasa de producción.

Determinar el tipo de problema que presentan los pozos a ser

analizados.

Proponer como solución técnica un diseño de geometrías para los pozos

estudiados, para optimizar la producción mediante el programa Oil Well

Hydraulic.

Determinar el costo beneficio y la propuesta económica para el cambio a

realizar

1.3. HIPÓTESIS

La producción del campo Coca, declina su producción debido al cambio de la

presión de fondo lo que produce un sobre dimensionamiento de la bomba jet

como causa principal, presencia de escala por el alto contenido de agua que

producen los pozos, taponamiento por corrosión de la tubería de inyección

los mismos que son el causal del daño en el estado mecánico de bomba. Por

este motivo se dará una recomendación para el cambio de geometría de la

bomba jet mediante el programa Oil Well Hydraulic.

1.4. ALCANCE

El estudio se enfoca en un análisis del histórico de producción y evaluar si la

bomba jet que está instalada actúa dentro de un rango óptimo de trabajo, de

modo que si el sistema no se desempeña de la manera esperada, se deben

fijar nuevos parámetros para obtener un mejor estado del sistema de

producción para seleccionar la bomba jet adecuada, y fijar los parámetros de

operación que me permitan obtener la máxima producción posible con el

mínimo requerimiento de potencia en superficie y la disminución del fluido

motriz

3

Es necesario realizar un estudio de las geometrías de las bombas para

poder aplicar en los pozos seleccionados y así proponer a la empresa

operadora una alternativa de cambio de bomba dentro del pozo, el cual

reducirá el BSW y de este modo incrementar o mantener la tasa de

producción, disminuir el fluido motriz y energía en superficie.

Elaborar un estudio de los pozos propuestos, tomando en cuenta todos los

datos de campo como: historiales de pozos, completaciones, análisis de

presiones en los pozos, cambio de bombas. Datos que nos permitan llevar a

cabo una interpretación técnica para el cambio de geometrías en la bomba

hidráulica para la optimización de la producción del campo Coca.

Los resultados de este estudio permitirán a la empresa operadora saber qué

tipo de geometría debe ser aplicada en los pozos propuestos para

incrementar y mantener la tasa de producción y así poder aumentar sus

ganancias.

1.5. MARCO DE REFERENCIA

El método del bombeo hidráulico se remonta desde los Egipcios cuando

ellos utilizaban este principio para bombear agua (sistema de balancín y

varillas), dentro de la industria petrolera se remonta a la época en que hizo

el descubrimiento Drake en Pensilvania; en la actualidad este sistema se

utiliza para levantar los fluídos desde el subsuelo hasta la superficie.

Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento

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

bomba accionada por vapor de agua y requería de un pozo de gran diámetro

para operarla, por esta razón no se comercializó con facilidad estos equipos.

4

Con el transcurrir de los años, y teniendo que producir cada día desde

mayores profundidades se han ido tecnificando y perfeccionando los diseños

de estos equipos de subsuelo y superficie hidráulicos, es así que desde

1932 varios miles de pozos petroleros han sido explotados con bombas

hidráulicas, incrementándose cada día más las instalaciones en el mundo

con este sistema de levantamiento artificial.

El bombeo tipo jet es una variante del bombeo hidráulico, el cual ha

incrementado su aplicación debido a su flexibilidad y durabilidad. El

principio básico de este sistema de levantamiento artificial, es inyectar un

fluido a alta presión hacia el fondo del pozo (fluido motriz), para transferir

energía a la bomba de fondo y de esta manera poder operarla. El bombeo

hidráulico tipo jet tiene la ventaja de que se puede aplicar en pozos

profundos y desviados.

En las bombas de desplazamiento positivo, como en el caso del bombeo

hidráulico tipo pistón y del bombeo mecánico, se reduce su vida útil cuando

se tienen sólidos presentes, este efecto también se produce en el bombeo

electrosumergible. Sin embargo, esto no sucede cuando se utiliza el

bombeo hidráulico tipo jet, ya que no tiene partes en movimiento. Además

es posible operarlo durante más tiempo en medios corrosivos y fluidos que

contienen arena.

El principio de operación del bombeo hidráulico tipo jet, se basa en la

inyección de un fluido, denominado fluido motriz, hasta la profundidad de la

bomba de fondo. Dicho fluido, llega a la tobera a una alta presión. En este

punto el fluido motriz a alta presión es dirigido a través de la tobera, la cual

transforma la energía potencial (presión) en energía cinética (fluido a alta

velocidad), disminuyendo considerablemente la presión del fluido motriz.

5

La baja presión del fluido motriz permite que los fluidos del yacimiento

entren al pozo y posteriormente a la bomba de fondo, a la presión de

succión y a la tasa de producción. La alta velocidad del fluido motriz se

mezcla con la baja velocidad de los fluidos producidos, en una sección de

área constante denominada cámara de mezclado o garganta (throat). A la

mezcla de fluidos se le llama fluido de retorno.

Cuando el fluido de retorno, alcanza la parte final de la cámara de

mezclado, tiene baja presión y alta velocidad. El fluido entonces sale de la

bomba a través del difusor, para transformar la energía cinética en presión,

estableciéndose de esta manera nuevamente un estado de alta presión y

baja velocidad. Esta alta presión de descarga a través del difusor, debe ser

suficiente para llevar la tasa del fluido de retorno, hasta la superficie.

Una unidad de bombeo hidráulico es un mecanismo formado por un motor

alternativo hidráulico acoplado a una bomba. El principio fundamental

aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley de Pascal”, la

misma que fue enunciada por primera vez por Blas Pascal en el año 1653.

La Ley de Pascal explica que: “La presión aplicada sobre cualquier punto de

un líquido contenido se transmite, con igual intensidad, a cada porción del

fluido y las paredes del recipiente que lo contiene”

La aplicación de este principio permite trasmitir presión desde un lugar

centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de

líquido, hasta cualquier número de pozos petroleros. El líquido a presión en

estas líneas de fluido motriz se dirige hacia una tubería pozo abajo,

haciendo funcionar la bomba hidráulica jet mecánicamente acoplada a una

camisa.

6

Aplicando este principió nos permite transmitir presión desde la superficie,

mediante una tubería llena de líquido, hasta cualquier número de puntos

dentro de un pozo de petróleo. El bombeo hidráulico utiliza bombas fijas y

bombas libres, siendo el sistema de bomba libre el más económico debido

a que se elimina los costos de extracción de la bomba.

En el sistema de bombas libres, las bombas pueden deslizarse con la

misma energía del fluido motriz salvo ciertas excepciones. El fluido motriz a

ser utilizado deberá ser completamente limpio para lo cual se requiere un

minucioso control operacional en su tratamiento, lo que si bien transforma a

este sistema en costoso, pero aplicable donde otros sistemas no pueden

adecuarse.

En el bombeo hidráulico, la generación y transmisión de energía requerida

para levantar el petróleo hasta la superficie, se lo realiza mediante un fluido

conocido como “fluido motriz”, el cual es inyectado a presión mediante una

unidad de potencia a través de una tubería. Este fluido motriz puede ser

agua o petróleo.

La calidad del fluido motriz, especialmente el contenido de sólidos, es un

factor importante en la vida útil de la bomba y en los costos de reparación.

La pérdida de fluido motriz en la sección motriz de la bomba son una

función del desgaste causado por los sólidos abrasivos y la viscosidad del

fluido motriz.

“El contenido admisible de sólidos varía en cierto grado, según la definición

de vida útil aceptable de la bomba y también según la viscosidad, pero un

valor de 10 a 15 ppm es generalmente aceptable para petróleos de 30 a 40°

API.” Para petróleos más densos hay mayor desgaste admisible y,

7

consecuentemente, mayor tolerancia de sólidos, mientras que, para agua,

usualmente hay menor desgaste y menos sólidos admisibles.3

La función de un sistema que acondiciona el fluido motriz en la superficie es

la de proporcionar el volumen necesario y constante para lograr operar las

bombas en el subsuelo, por eso, el objetivo principal al acondicionar el

petróleo crudo o agua para utilizarlos como fluido motriz es librarlo, al

máximo, de sólidos y gases. Hay dos tipos de sistemas para acondicionar el

fluido motriz en las instalaciones de bombeo hidráulico:

Consta de un separador, una bota de gas, un tanque de decantación similar

al tanque de lavado, un tanque de surgencia y las bombas de fluido motriz.

Un sistema centralizado para acondicionar el fluido motriz trata dicho fluido

para uno o más pozos, para eliminar el gas y sólidos en un solo lugar.

Como se muestra en la figura 1

El fluido acondicionado se presuriza mediante una poderosa bomba de

desplazamiento positivo, para luego dirigirse hacia el o los pozos del

sistema. El diseño del sistema de tratamiento supone que, los separadores

normales y tratadores térmicos han entregado un petróleo casi libre de gas,

de la calidad que sería usual en el tanque de almacenamiento para el

sistema de tratamiento.

El tanque de decantación para el fluido motriz en este sistema usualmente

mide 24 pies de alto, con tres anillos empernados. Un tanque de tal altura

generalmente proporciona una caída suficiente para el flujo por gravedad

del fluido desde el tanque hasta la succión de la bomba de carga. El

tamaño del tanque de fluido motriz, se determina según el caudal requerido.

El tanque de fluido motriz no debería hacer más de tres ciclos completos de

rotación al día.

8

El propósito básico del tanque de decantación es separar los sólidos del

fluido motriz que no hayan sido eliminados del sistema de flujo continuo por

el separador de producción. Entonces, se lo utiliza como fuente de fluido

motriz para la bomba en el fondo del pozo.

En un tanque de fluido estático, todo material extraño que sea más pesado

que el fluido en sí tiene que asentarse en el fondo. Algunas partículas,

como por ejemplo, la arena muy fina, caerán más lentamente que los

sólidos más pesados. Estos factores, más los relacionados con la

resistencia por viscosidad, influyen en el ritmo de la separación. Sin

embargo, con el tiempo, todos los sólidos y líquidos más pesados han de

asentarse, dejando una capa de fluido limpio.

En un sistema real de fluido motriz no es práctico, ni tampoco es necesario,

contar con el suficiente espacio en el tanque para ésta decantación bajo

condiciones totalmente estáticas. Más bien, el tanque debe permitir el retiro

continuo y automático del caudal requerido. Se logra una decantación

suficiente bajo estas condiciones cuando el flujo hacia arriba pasa a través

del tanque de decantación que se mantiene a una velocidad apenas inferior

a la velocidad de caída de los materiales contaminantes.

9

Figura 1. Sistema de fluido motriz abierto WEATHERFORD (2010).

Una planta de energía para el lugar donde se encuentra el pozo, es un

paquete completo de componentes, instalado en el pozo o cerca de él que

cumple las mismas funciones que sistema de fluido motriz centralizado. Es

decir que proporciona fluido motriz limpio, sin gas, a una presión adecuada

para la bomba de desplazamiento positivo y la de subsuelo.

Los componentes básicos son: un separador horizontal, un separador

vertical, una o más centrífugas ciclónicas (desarenadoras) para eliminar los

sólidos una bomba de fluido motriz en superficie. Estas unidades son

portátiles, requieren un mínimo de mano de obra y materiales para su

instalación y eliminan la necesidad de la planificación detallada y a largo

plazo que se requiere para un sistema central.

Son bastantes versátiles y pueden proporcionar acondicionamiento del

fluido motriz para más de un pozo. Las unidades de fuerza y

acondicionamiento en el sitio del pozo siempre se utilizan como una

configuración abierta de la tubería del fluido motriz.

10

Figura 2. Sistema de fluido motriz abierto. WEATHERFORD (2010).

Estas unidades tienen una característica que es similar a un sistema central

cerrado: el fluido motriz se contiene en el sitio de pozo. Toda la producción

y únicamente una pequeña porción del fluido motriz de las desarenadoras

ciclónicas se mandan por la línea de flujo hasta la batería del tanque. Así,

se simplifica la comprobación del pozo, y el fluido motriz no aumenta las

cargas sobre las instalaciones superficiales de tratamiento en la batería de

tanques.Este sistema se utiliza en la actualidad para las evaluaciones de

pozos como se muestra en la figura 2.

Hay básicamente dos sistemas de operación en el bombeo hidráulico: el

sistema de fluido motriz abierto (FMA) y el sistema de fluido motriz cerrado

(FMC) pero en el bombeo hidráulico tipo jet siempre se tiene un sistema de

fluido motriz abierto.

El sistema de fluido motriz cerrado (FMC) es donde el fluido motriz de

superficie y de profundidad se mantiene dentro de un circuito cerrado y

no se mezclan con el fluido producido.

11

El sistema de fluido motriz abierto (FMA) es donde el fluido motriz se

mezcla con la producción de fondo y retorna a la superficie el fluido

motriz y el fluido de producción mezclados.

En un sistema de fluido motriz abierto (FMA), el fluido motriz se mezcla con

el fluido producido por el pozo y regresa a la superficie en este estado

(Mezclado).

El sistema mostrado en la figura 3 es un típico sistema de fluido motriz

abierto (OPF). Este tipo de sistema no es recomendable para la

deshidratación de pozos de gas, ya que la entrada de gas es a través de la

bomba. Para la deshidratación de pozos de gas es recomendable utilizar el

sistema de fluido motriz cerrado (FMC), en este tipo de arreglo permite al

gas bypasear a través del espacio anular casing-tubing.

En todos los sistemas de fluido motriz abierto, sólo se requiere dos

conductos de fluido en el pozo: uno para conducir el fluido motriz a presión

(normalmente el tubing) hacia la sección motriz de la bomba jet de

subsuelo, y otro conducto (normalmente el espacio anular casing-tubing)

para conducir la mezcla de fluidos hasta la superficie (fluido que acciono la

bomba, más el fluido de producción).

El sistema de fluido motriz abierto es más sencillo y económico, razón por

la cual es más común en las instalaciones de sistemas de bombeo

hidráulico en Ecuador. Además de la sencillez y la ventaja económica, hay

otras ventajas inherentes a la mezcla de los fluidos de inyección con el de

producción.

12

El fluido motriz circulante es el medio ideal para transportar aditivos

químicos al fondo del pozo. Los inhibidores de corrosión,

incrustación y parafinas pueden agregarse para extender la vida útil

de los equipos de subsuelo en particular y de todos los equipos y

accesorios que conforman el sistema en general. Además si los

fluidos producidos tienden a formar emulsiones dentro del pozo,

pueden añadirse demulsificantes o antiespumantes al fluido motriz.

El fluido motriz, al mezclarse, actúa como diluyente. Cuando se

levantan fluidos de producción altamente corrosivos, el fluido motriz

reduce su concentración a un 50%. Cuando se produce crudos

pesados (extremadamente viscosos), el fluido motriz puede reducir la

viscosidad y facilitar el transporte de éste hasta la superficie.

Al producir fluidos con alto contenido de parafinas o escala, el

sistema permite circular fluidos calentados o disolventes

(Antiparafinicos o antiescalas) dentro de las líneas de fluido motriz,

para eliminar la acumulación de cera o carbonato de calcio, que

pueda restringir o paralizar la producción.

13

5

Figura 3. Sistema de fluido motriz abierto WEATHERFORD (2010).

El sistema mostrado en la figura 4 muestra un sistema de fluido motriz

cerrado (FMC) no se permite que el fluido producido se mezcle con el fluido

motriz en ninguna parte del sistema, se requiere una sarta adicional de

tubería tanto dentro del pozo como de superficie; una sarta para transportar

la producción hasta los tanques y otra para que retorne el fluido motriz que

ya cumplió su función dentro del pozo hasta el tanque respectivo para

volverse a presurizar y recircular. Es un sistema muy costoso y complejo

diseño, es recomendable cuando los fluidos son extremadamente

corrosivos y abrasivos.

14

Figura 4. Sistema de fluido motriz cerrado (FMC) WEATHERFORD (2010).

En cada pozo el petróleo motriz circula hacia abajo por el tubing, opera la

bomba hidráulica (la bomba de profundidad ó unidad de producción del sistema)

y luego vuelve a la superficie mezclado con el petróleo producido por el pozo.

Esta mezcla de fluidos atraviesa cualquier sistema de tratamiento que sea

necesario en el yacimiento y entra por la parte superior del separador

atmosférico que esta inmediatamente antes del tanque de fluido motriz. Allí se

separa el gas y se lo elimina.

Desde el separador atmosférico el petróleo fluye hacia la parte inferior del

tanque y se dispersa mediante un difusor, antes de comenzar su movimiento

ascendente dentro del tanque. La tubería de almacenaje, a mitad de la altura

15

del tanque, se conecta de tal manera que mantenga el nivel de fluido cerca del

techo del tanque, más arriba de la salida de petróleo hacia la unidad de poder.

Esto proporciona una zona tranquila en el tanque, desde la cual el agua y los

sólidos pueden separarse del petróleo antes de ser éste extraído para circular a

través del sistema. El principal elemento de profundidad del sistema de bombeo

hidráulico es la bomba hidráulica, una combinación de motor hidráulico y bomba

de petróleo.

Como se la describe luego en detalle, esta bomba puede bajarse al pozo con

tubería como en los sistemas fijo insertable o fijo casing; o puede bajase como

bomba libre, en cualquiera de los dos sistemas de bombeo con bomba libre:

paralelo o casing. En estos sistemas la bomba hidráulica se denomina “bomba

libre” por qué no es solidaria a ninguna parte del equipo del pozo y puede

bajarse o subirse libremente, mediante el solo empuje del petróleo motriz.

En los dos sistemas de bombeo libre, la bomba hidráulica, se introduce en el

tubing del pozo en la superficie y se desplaza hacia abajo con la circulación del

petróleo motriz. Al asentarse la bomba en el fondo de la tubería, el petróleo

motriz la hace trabajar fluyendo petróleo producido y el petróleo descargado

hacia la superficie por el interior de la tubería de diámetro pequeño, o por el

espacio anular entre el tubing de petróleo motriz y el casing.

Si se hace necesario inspeccionar o reparar la bomba libre, se envía el caudal

de petróleo motriz hacia abajo no por el tubing, sino por la tubería pequeña (o

por el espacio anular) mediante el uso de una válvula en la cabeza del pozo, y

el petróleo motriz lleva entonces a la superficie la bomba libre. Con el sistema

de bomba libre, un solo hombre, sin ningún equipo especial puede extraer la

bomba y colocar la otra dejando el pozo en producción, generalmente en dos ó

tres horas.

16

La potencia que se requiere para operar la bomba hidráulica, es sólo la

necesaria para levantar el fluido producido, más la pérdida de carga por fricción

en el sistema. No se necesita energía para devolver el petróleo motriz a la

superficie, porque en todas las instalaciones hidráulicas, las tuberías

conectadas en el pozo, forman un tubo “U”- el fluido vertido en un tubo “U”

alcanza la misma altura en ambos lados.

Este documento se enfoca dentro de un diseño documental y de campo. Dentro

de este documento se realizará la investigación basándose en estudios

bibliográficos, investigativos y de campo obtenidos del archivo de Petroecuador

ya que esta compañía opero estos campos por cerca de 15 años

Se tomará como punto de partida los conocimientos relacionados al bombeo

hidráulico, selección de una geometría adecuada para la bomba Jet, hasta

llegar a una conclusión acerca de la influencia obtenida por estos métodos.

Se utilizará el método cuantitativo que será de utilidad para revisión y análisis

de la información obtenida durante el transcurso del estudio. Este método se

aplicara en la estructura de la tesis.

Se tomará muy en cuenta la experiencia de campo de los técnicos que

supervisan estas operaciones.

Revisión e interpretación de información referente Analizar la información

técnica del campo, tal como historiales de pozos, completaciones,

intervenciones de W.O. y tesis referentes al diseño y selección de bombas

hidráulicas tipo Jet.

Se desarrollará el estudio investigativo en las instalaciones de PAM EP, Bloque

7, Campo Coca. Además la información será tomada del archivo de

Petroecuador ya que esta compañía opero estos campos por cerca de 10 años.

17

Se realizó una consulta directamente con los técnicos especialistas en

selección de bombas Jet, se solicita apoyo al personal de PAM EP en el área

de operaciones.

Se aprovecharon las charlas impartidas por las diferentes empresas petroleras,

que han expuesto sus materiales dentro de los previos de la universidad y

profesores que han impartido la materia.

Se utilizó el programa de Excel para realizar tablas, gráficos que muestren los

resultados de los análisis realizados durante el desarrollo de la tesis.

Al realizar un estudio de campo se pueden identificar los parámetros y factores

que se definen para la toma de decisiones en las operaciones para un cambio

de geometría tomando en cuenta parámetros reales de producción en varios

pozos petroleros.

Para la realización de un estudio que permita comprender el análisis actual de

la situación, a través de la investigación de campo, condiciones actuales de

producción del pozo, estado del pozo, completación de pozos y facilidades

instaladas.

MARCO TEÓRICO

18

2. MARCO TEÓRICO

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

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

realiza por medio de transferencia de energía entre el fluido motriz y los fluidos

producidos.

El principio fundamental aplicado al Bombeo Hidráulico en el subsuelo es la

“Ley de Pascal”. La cual estable que se ejerce una presión sobre una

superficie líquida esta se transmite a todas las superficies del mismo con igual

intensidad.

La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación

centralizada en la superficie mediante una tubería llena de fluido hasta

cualquier número de pozos dentro del sistema

La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba

Jet tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el

caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.

Cuando la presión del yacimiento no es suficiente para producir a flujo natural

se debe evaluar las facilidades de producción y fondo para poner en

producción el pozo con el sistema de levantamiento artificial hidráulico con

bomba Jet.

19

2.1 TIPOS DE COMPLETACIONES

2.1.1 Sistema de bomba libre

No requiere de unidad especial para correr y reversar la bomba, esta bomba se

desplaza dentro de la sarta de tubería de producción con la ayuda del fluido

motriz se la hace circular hasta el fondo, donde se la aloja en el conjunto de

fondo como se puede ver en la figura 5.

Para recuperar la bomba, se inyecta fluido motriz por el espacio anular. Esta

inyección de fluido invertida hace que se accione la válvula de pie (Standing

Valve) y se presurice en el fondo desasentando la bomba en la parte superior y

de esta forma permite circular hasta superficie para ser reemplazada; en

ciertos casos se requiere de una unidad especial para recuperarla

2.1.2 Sistema de bomba fija

En este sistema, la bomba se inserta conjuntamente con la tubería de

producción y se las baja por igual se utiliza una unidad de Workover para

realizar este trabajo. El fluido motriz ingresa por la tubería de producción, he

ingresa hacia la bomba, el fluido motriz más el fluido producido conjuntamente

con el gas libre se desplazan a través del espacio anular hacia la superficie.

2.1.3 Sistema de bomba paralela (Libre)

En este sistema, dos sartas de tubería de producción son conectadas en el

fondo con un bloque de cruceta, las cuales se insertan independientemente

simultáneamente donde se inserta una válvula fija recuperable, la bomba libre

es circulada con la ayuda del fluido motriz donde se asentaban en las válvulas

fijas y un sello superior con un collar especial.

20

2.2 EQUIPOS DE FONDO DE POZO

2.2.1 No-Go

Son herramientas que se utilizan cuando se requiere un medio para asentar

equipos de control de flujo de fondo, elementos registradores de presión,

instalar tapones para cerrar o aislar el flujo a través del tubing, cerrar el pozo

en fondo, probar tubería de producción en operaciones de workover, instalar

standing valves, prevenir perdidas de herramientas en el interior. (Ver anexo 5)

2.2.2 Standing Valve

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

un bypass y un ensamblaje de sellos; el bypass se abre cuando se recupera

del fondo del pozo. Se aloja en el no-go niple tipo F y R, como también en

camisas, se utiliza como válvula check para permitir el flujo en un solo sentido,

matiné el fluido en la tubería de producción para evitar que contamine a la

formación productora, son usados para realizar pruebas de presión de tubería

de producción y del espacio anular, esta válvula puede ser corrida y

recuperada con unidad de cable liso o flexible. (Ver anexo 6)

2.2.3 Camisas

2.2.3.1 Modelo SL

Es un niple con orificios dispuestos en su parte media de manera

especialmente para permitir la comunicación entre la tubería de

producción y el espacio anular. En el interior de la camisa se aloja un

elemento deslizable denominado Closing Sleeve que posee los elementos

sellantes y que, mediante su operación permite abrir o cerrar los orificios

de la camisa, de esta forma se permite o se impide el paso de fluido del

21

tubing al casing o viceversa. En esta herramienta se aloja la bomba jet

para pruebas de producción o completaciones definitivas, generalmente

son colocadas cerca del intervalo de la zona o arena productora,

permitiendo únicamente la producción de los fluidos de esta zona. (Ver

Anexo 8).

2.2.3.2 Modelo CSL

Esta camisa tiene la misma aplicación que el Modelo SL Model, pero tiene

un dispositivo adicional para igualar la presión del tubing y del casing a fin

de abrir la camisa. Este dispositivo ha sido diseñado para minimizar los

diferenciales de presión entre la presión del tubing y del espacio anular, y

así optimizar las operaciones de apertura y cierre. Esta camisa se abre con

un movimiento del closing sleeve hacia abajo y se cierra con el movimiento

del mismo hacia arriba. (Ver Anexo 9).

2.2.4 Empaquetadura (Packer)

Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la

tubería de producción y la tubería de revestimiento, mediante gomas y cuñas,

la empaquetadura en su interior permite el paso de los fluidos hacia la tubería

de producción cuando esta contiene en su interior un mandril, de lo contrario

esta la aísla completamente las zonas (Ver Anexo 7).

22

2.3.5 Tubería de Producción

La tubería de producción o tubing, es la sarta que se encuentran instalados

desde la superficie hasta el fondo del pozo, son tubos de alta presión (hasta

8000 psi, dependiendo de la cédula a utilizar) a través de ella se inyecta el

fluido motriz a la bomba, cada tubo tiene 32 ft de longitud aproximadamente en

nuestro país los tubing más utilizados son de 3 ½”, 2 7/8” y 2 3/8”.

2.3.6 Tubería de Revestimiento

O casing, es la tubería que va cementada a las paredes del pozo, a las

profundidades hasta donde se instalará todo el conjunto de fondo se tiene

diámetros de 5 ½” y 7”, en el diámetro interior “ID” del casing es donde se

mezclan los fluidos inyectados+producido y de esta forma circular hasta

superficie, en nuestro país debido a longevidad de los casing estos han ido

perdiendo su capacidad de resistencia sobre todo por la corrosión

consecuentemente es limitada su resistencia a altas presiones (+/- 1500 psi).

23

Figura 5: Diagrama de completación Coca 18 Petroamazonas, (2012)

24

2.3. BOMBAS JET

Es un tipo especial de bombas de subsuelo hidráulica, no emplea partes móviles,

su principio de funcionamiento se basa en la transferencia de energía entre el

fluido de inyección y fluido producido, cuando el fluido inyectado atraviesa el

tobera en el fondo del pozo, se produce la transformación de energía potencial en

energía cinética (principio de venturi) lo que finalmente causa la producción del

fluido del pozo. La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a

la bomba jet tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para

el caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.

(Figura 6).

Figura 6: Bomba Jet Sertecpet, (2011)

25

2.4 PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO

Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan

mediante una configuración de tobera y garganta “Venturi“. Diferentes

configuraciones geométricas (áreas internas de tobera y garganta) permiten

manejar diferentes caudales de inyección y producción.

Figura 7: Bomba Jet Sertecpet, (2011)

El fluido motriz se bombea a un caudal determinado (Q1) hasta la bomba jet en

el subsuelo, donde llega a la tobera con una presión total que se designa

como (P1). Este fluido a alta presión se dirige a través de la tobera, lo que

hace que la energía cinética cambia a energía potencial, esto quiere decir que

la presión cambia a velocidad.

La presión baja (P3) llamada presión de succión permite que los fluidos del

pozo entren en la bomba y se descargan por el casing el caudal de producción

deseado (Q3). Entonces el fluido motriz arrastra al fluido del pozo por efectos

de la alta velocidad, estos dos fluidos llegan hasta la sección de área

constante en donde se mezclan, en este punto se mantiene la velocidad y la

presión constante.

26

Cuando los fluidos mezclados llegan al final de esta sección constante, al

iniciar el cambio de áreas en el difusor tenemos que la velocidad va

disminuyendo a medida que aumenta el área mientras tanto la presión se

incrementa. Esta alta presión de descarga (P2) debe ser suficiente para

levantar la mezcla de fluido de inyección (Q1) y producción (Q2) hasta la

superficie.

Las partes importantes de la bomba jet son la tobera y la garganta y sus

correspondientes áreas internas de trabajo correspondientes área de la tobera

(AN), y área de la garganta (AT). El área interna de cada una de ellas

determina el rendimiento de la bomba. El valor de la relación de estas áreas

AN/AT deberá estar comprendido entre el 25 @ 30% de esta relación

adimensional.

El volumen de fluido motriz utilizado es proporcional al tamaño de la tobera. El

área en la bomba debe dar paso al caudal de producción en el espacio anular

entre la tobera y la garganta, como se puede apreciar en la figura 7.

27

2.5 NOMENCLATURA DE LA BOMBA JET

La nomenclatura utilizada para la identificación del tamaño y capacidad de

cada una de las bombas esta en base al siguiente criterio:

La tobera se lo denominara con un Número (# 10)

La garganta se la denominara con una letra ( J )

Figura 8: Nomenclatura Sertecpet, (2011)

2.6. Relaciones toberas/gargantas en volúmenes y presión.

Los componentes clave de una bomba jet son la tobera (boquilla) y la

garganta. La relación del área de la tobera con el área de la garganta se

conoce como la relación de áreas y es la que determina las características de

desempeño o rendimiento de la bomba. Bombas con la misma relación de

áreas tienen las mismas curvas de rendimiento y eficiencia. Los caudales de

fluido motriz y fluido de producción deben estar dentro de los parámetros

físicos de diseño de la boquilla y la garganta con el fin de asegurar un

funcionamiento correcto.

28

Figura 9. Nomenclatura de la Bomba Jet. Sertecpet, (2011)

Dónde:

Ps; Presión del fluido de succión

PN; Presión de entrada a la tobera

PD; Presión del fluido de descarga por el difusor

QS; Caudal de succión

QN; Caudal de inyección por la tobera

QD; Caudal de descarga por el difusor

An; Área de la tobera

At; Área de la garganta

As = (At - An); Área de succión

Si para una tobera dada se selecciona una garganta de modo que el área de la

tobera (AN) sea del 60% del área de la garganta (At) existirá un caudal de

producción grande y una cabeza de levantamiento pequeño, el área de

mezclado para el flujo de producción (As) como se ilustran en la figura 09sirve

para que los fluidos del pozo pasen. Existirán grandes cabezas de

levantamiento si entre la garganta y la tobera se selecciona un área de

mezclado para el flujo de producción (As) pequeño. Como la energía de la

tobera es transferida a un caudal más bajo que el utilizado como fluido motriz.

29

Tanto toberas como gargantas utilizan una estricta progresión de diámetro y

orificios. La progresión establece áreas de relaciones entre la tobera y

diferentes gargantas. Al establecer una tobera seleccionada con el mismo

número de garganta se tendrá siempre la misma relación de área: 0.380 para

Oilmaster, 0.400 para Kobe, y 0.366 para Claw. Esto se denomina relación A,

sucesivamente mayores gargantas seleccionadas con una misma tobera, se

tendrán relaciones A, B, C, D y E como se ilustra en la figura 10.

Figura 10: Relación Tobera-Garganta y producción Sertecpet, (2011)

La relación de área comúnmente usada oscila entre 0.400(A) y 0.235 (C),

relaciones mayores a 0.400 son usadas normalmente en pozos de gran

profundidad con altos levantamientos o solamente cuando es baja la presión

del fluido motriz disponible, pequeñas áreas anulares son más propensas a

cavitación.

30

Relaciones de áreas menores a 0.235 (C, D, E) son usadas en pozos pocos

profundos o cuando es muy baja la presión de inyección se requiere de una

mayor área anular para que pase el fluido reduciendo el potencial de

cavitación.

Las pequeñas relaciones de área (D, E) revelan menor cabeza de

levantamiento pero pueden producir más volumen de fluidos que el usado

como fluido motriz ejemplo geometría “D-5” o “10-H” respectivamente como se

observa en la tabla 1.

TABLA 01: Tabla de inyección y producción

INYECCION MAX.

APROX. PRODUCCION MAX. APROX.

TOBERA INYECCION GEOMETRIA

Sertecpet

PRODUCCION

BIPD BFPD

4 400 5E / 5F 400

5 600 6F / 6G 600

6 750 7G / 7H 800

7 1000 8H / 8I 1000

8 1250 9I / 9J 1400

9 1450 10J / 10K 1600

10 1600 11K / 11L 2200

11 2400 12L / 12M 3200

12 3400 13M / 13N 4500

13 4500 14N / 14O 6000

14 6000

Sertecpet, (2011)

31

2.7 TIPOS DE BOMBA JET

2.7.1 Bomba Jet Directa o Convencional

La bomba Jet Claw Convencional se utiliza comúnmente para la producción

continua de los pozos y, en algunos casos, para pruebas de producción.

Se desplaza y se recupera hidráulicamente, se aloja igual que la reversa en

una camisa deslizable o en una cavidad de existirla; en este caso, el fluido

motriz a alta presión es inyectado por la tubería de producción y el aporte del

pozo más la inyección retornar por el espacio anular hasta la superficie. En

este tipo de bomba, también se pueden alojar en el interior memorias

registradoras de presión y temperatura de fondo para realizar build-up, o los

muestreadores para realizar los análisis de PVT, reduciendo los tiempos y

minimizando el costo. En pozos con el casing deteriorado es recomendable

utilizar solamente este tipo de bomba, debido a que la prisión de retorno por el

espacio anular es baja como se observa en la Figura 11.

2.7.2 Bomba Jet Reversa

La bomba Jet Claw Reversa se utiliza frecuentemente para la obtención de los

datos del yacimiento en forma instantánea, por cuanto es necesario solamente

desplazar los fluidos que se encuentran en el tubing, para que inmediatamente

se obtenga el fluido de formación. Esta bomba se aloja en una camisa

deslizable, es desplazada y recuperada hidráulicamente a través del tubing.

32

En este tipo de levantamiento artificial, el fluido motriz es inyectado por el

espacio anular, y la producción más la inyección retornan por el tubing. En la

evaluación de pozos es muy utilizada cuando se aplica el sistema TCP o DST.

Se puede manipular las presiones desde la superficie generando diferenciales

de las mismas, las cuales son requeridas para realizar pruebas de PVT.

Su mayor aplicación se da en pozos con amplia producción de arena, donde

los sólidos son evacuados a través del tubing evitando así, que se produzcan

la acumulación de sólidos sobre la empacadura. Igualmente en los

tratamientos de limpieza con ácidos, se evita que estos tengan contacto con el

casing.

Las operaciones con este sistema no requieren presiones mayores a 2500

PSI. Su recuperación se puede hacer con la misma presión hidráulica o con

una unidad de slick line.

Tiene la versatilidad de poder instalar en su interior los memory gauges, para

realizar buildup o para ensamblar en la misma los muestreadores para el

análisis PVT, minimizando el tiempo y costo de las operaciones como se

observa en la Figura 12.

33

Figura 11: Bomba jet directa o convencional Sertecpet, (2011)

Figura 12: Bomba jet reversa

Sertecpet, (2011)

34

2.7.3 Bomba Jet Claw Smart

La Bomba Jet Claw Smart se utiliza en pozos exploratorios de desarrollo o

producción para pruebas y evaluaciones de pozos. Este tipo de bomba está

incorporada con una válvula de cierra de fondo y sensores electrónicos.

La válvula de cierre reduce el efecto de almacenamiento optimizando las

pruebas de presión (Build up). Los sensores electrónicos registran de manera

precisa los cambios de presión y temperatura en el fondo; durante la ejecución

de diferentes pruebas de presión permite realizar múltiples flujos y cierres del

pozo. También en este tipo de Bomba Jet Claw se pueden alojar

muestreadores para realizar datos PVT, éstas características permiten reducir

el tiempo y minimizar costos en una sola operación

http://www.petroblogger.com/2011/05/bomba-jet-claw-produccion-de-petroleo.html

35

2.8 FABRICANTES DE BOMBAS JET

Algunos fabricantes de bombas a pistón se dedican también a la elaboración

de bombas jet, las geometrías que presentan estos fabricantes son muy

similares variando simplemente la forma en que los fluidos son circulados

dentro y fuera de la sección de trabajo.

Los pozos con el sistema de levantamiento por bombeo hidráulico poseen

geometrías de bombas jet de las siguientes marcas:

KOBE

NATIONAL OILMASTER

GUIBERSON

CLAW

PAKER Co

OILWELL

La tabla 2 contiene los tamaños de toberas y gargantas de cada uno de los

fabricantes mencionados.

Es importante mencionar que los tamaños de toberas y gargantas que

presentan Oilwell son similares a los de Kobe, y que los presentados por Paker

Co son similares a los tamaños de Guiberson con las únicas diferencias

descritas a continuación; tobera “J” para Parker Co es igual a 0.126 y las

designaciones de las toberas Guiberson “BB”, “B” y “C” cambian para Parker a

“BBA”, “BB” y “CC” respectivamente.

36

Sertecpet, (2011)

Tabla 2: GEOMETRÍAS SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL KOBE NATIONAL-OLIMASTER

NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA

DENOM. AREA (plg

2)

DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg

2)

DENOM. AREA (plg

2)

DENOM. AREA (plg

2)

DENOM. AREA (plg

2)

DENOM. AREA (plg

2)

DENOM. AREA (plg

2)

DENOM. AREA (plg

2)

DENOM. AREA (plg

2)

1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 000 0.0044 1 0.0024 A 0.0060 1 0.0024 1 0.0060 1 0.0024 1 0.0064

2 0.0030 B 0.0072 CC 0.0028 00 0.0071 2 0.0031 B 0.0077 2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081

3 0.0038 C 0.0140 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.0040 C 0.0100 3 0.0040 3 0.0100 3 0.0039 3 0.0104

4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129 4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131

5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167 5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0094 F 0.0239 B 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215 6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272 7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0122 H 0.0376 C 0.0123 5 0.0380 8 0.0136 H 0.0353 8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456 9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593 10 0.0240 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562

11 0.0239 K 0.0654 E 0.0241 8 0.0661 11 0.0307 K 0.0764 11 0.0310 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715

12 0.0311 L 0.0796 F 0.0314 9 0.0804 12 0.0387 L 0.0989 12 0.0400 12 0.1000 12 0.0346 12 0.0910

13 0.0450 M 0.0957 G 0.0452 10 0.0962 13 0.0498 M 0.1242 13 0.0517 13 0.1242 13 0.0441 13 0.1159

14 0.0658 N 0.1119 H 0.0661 11 0.1125 14 0.0642 N 0.1668 14 0.0668 14 0.1668 14 0.0562 14 0.1476

15 0.0851 O 0.1445 I 0.0855 12 0.1452 15 0.0863 O 0.2107 15 0.0863 15 0.2154 15 0.0715 15 0.1879

16 0.1251 P 0.1763 J 0.1257 13 0.1777 16 0.0111 P 0.2783 16 0.1114 16 0.2783 16 0.0910 16 0.2392

17 0.1552 Q 0.2154 K 0.1588 14 0.2165 17 0.1439 Q 0.3594 17 0.1439 17 0.3594 17 0.1159 17 0.3046

18 0.1950 R 0.2593 L 0.1980 15 0.2606 18 0.1858 R 0.4642 18 0.1858 18 0.4642 18 0.1476 18 0.3878

19 0.2464 S 0.3127 M 0.2463 16 0.3127 19 0.2400 S 0.5995 19 0.2400 19 0.5995 19 0.1879 19 0.4938

20 0.3119 T 0.3780 N 0.3117 17 0.3750 20 0.3100 T 0.7743 20 0.3100 20 0.7743 20 0.2392 20 0.6287

21 0.3850 U 0.4515 O 0.3848 18 0.4513 U 1.0000 21 1.0000

V 0.5426 19 0.5424 V 1.2910 22 1.2916

W 0.6520 20 0.6518 23 1.6681

24 2.1544

37

2.9. CONSIDERACIONES EN LA OPERACIÓN DE BOMBAS JET CLAW

2.9.1. Prueba de inyectividad

Antes de desplazar la bomba jet se debe realizar prueba de inyectividad con la

finalidad de comprobar que exista permeabilidad en la zona productora.

2.9.2. Desplazamiento de bomba jet

La bomba debe desplazarse siempre y cuando el tubing esté lleno y sea del

mismo diámetro interior hasta el alojamiento de la bomba, de variar el tamaño

no se puede desplazar hidráulicamente, se debe recomendar asentar la

bomba con slick line.

2.9.3. Comportamiento de entrada de fluidos en bomba jet

La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo

cuando hay producción se conoce como el comportamiento de entrada de

fluidos. Este comportamiento equivale a la capacidad de un pozo para

entregar sus fluidos.

Para todos los métodos de levantamiento artificial, incluyendo el bombeo

hidráulico tipo jet, el sistema de bombeo tiene que diseñarse para

proporcionar la energía adicional requerida para levantar la producción hasta

la superficie.

38

2.9.4. Profundidad de asentamiento de la bomba jet

La profundidad de asentamiento de la bomba depende de la profundidad de

las formaciones productoras. La bomba se coloca a unos 100 a 200 metros

sobre la profundidad de los punzados

2.9.5. Profundidad Vertical Verdadera (TVD)

Es la profundidad vertical verdadera de la tubería, es obtenida del registro de

survey de un pozo, se utiliza para la selección de la bomba jet (determina la

presión de descarga de la bomba (jet claw) este dato debe ser aplicado en el

software en el icono de profundidad de bomba

2.9.6. Profundidad Medida (MD)

Es la profundidad medida en la tubería, es obtenida por medio de medición de

cinta, cuando se está subiendo o bajando la tubería, se utiliza para el cálculo

de las pérdidas de presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la

bomba JET CLAW.

2.10. DAÑOS MÁS FRECUENTES EN BOMBAS JET

2.10.1. Cavitación

La cavitación es el desgaste producido por la implosión de las burbujas de gas

o vapor al sufrir un cambio de presión (cambio de estado, de vapor o gas a

líquido), provocando cargas puntuales en las paredes de la garganta (presión

de vapor). Normalmente este es un problema que ocurre todas las veces que

demasiado fluido es forzado a atravesar el área anular que está disponible

para esto, esto es el área de la garganta menos el área de la tobera.

39

Cuando mayor sea el volumen para un área de flujo dada, la velocidad es más

alta y más baja la presión estática.

Figura 13: Burbujas de cavitación

Sertecpet, (2011)

La cavitación también es posible cuando hay muy poca producción. Esta

situación es llamada comúnmente cavitación por “fluido motriz”. Como es

siempre el caso, el fluido motriz acelera el fluido de producción hasta una

velocidad alta, pero la diferencia de velocidad está en su punto máximo cuando

la rata de producción se aproxima a cero.

La acción de corte entre los dos flujos generará vórtice y los núcleos de los

vórtices pueden alcanzar presiones suficientes bajas para que se formen

burbujas de cavitación como se puede observar en la figura 13. Estas burbujas

viajaran en la garganta y causarán daños por cavitación ya sea en la sección

de diámetro constante o en el difusor. Más comúnmente el daño está

localizado en el difusor, justo pasando la sección de diámetro constante

40

2.10.2. Taponamiento de la tobera

Debido a la presencia de sólidos en el fluido motriz se tapona el área de la

tobera, incrementándose inmediatamente la presión de operación, debiéndose

reversar la bomba a superficie, realizar limpieza e inspección del área de la

tobera verificar que no exista picaduras que ocasionarían distorsión del

sentido de flujo y ocasionan el desgaste abrasivo en la garganta.

2.10.3. Pérdida de producción

Se debe evidenciar que los parámetros de medición y control de la producción

en superficie estén bien calibrados antes de reversar la bomba jet, una de las

causas más comunes para la pérdida de producción son:

Taponamiento con sólidos en el descarga

Taponamiento con sólidos de garganta

Cavitación de garganta

Desgaste abrasivo de garganta

Para lo cual se debe reversar bomba, inspeccionar visualmente, de

encontrarse sólidos entregar al cliente

2.10.4. Incremento de barriles de inyección

Verificar si los instrumentos de medición de superficie están en buenas

condiciones de operación, se ocasiona por la rotura de la tobera o rotura del

tubing, disminuyendo considerablemente la presión de operación.

41

2.10.5. Falta de aportación

Se deben verificar los parámetros de operación de superficie, barriles de

inyección, presión de operación, estén de acuerdo al diseño de la bomba jet

utilizada, evidenciar el no incremento de nivel en los tanques ni incremento de

altura en el separador de prueba.

Si se está operando con presión de operación que permitan el incremento

hasta 3500 PSI. Se debe incrementar la presión máxima a la segunda hora de

comprobación de la no aportación del pozo, de mantenerse las mismas

condiciones informar al personal de la operadora y reversar la bomba jet para

comprobar su diseño

2.10.6. Emulsiones

Desde hace tiempo atrás se supone que las bombas jet crean emulsiones,

especialmente si el porcentaje de agua está en el rango del 60 al 70%. Sin

embargo aún no se ha identificado un caso en el que la emulsión haya

ocurrido con independencia del porcentaje de agua. Cada vez que un fluido

emulsionado ingresa a la bomba jet, también saldrá un fluido emulsionado si

no se ha intentado romper la emulsión. Este fenómeno normalmente sucede

debido a que la emulsión ha sido creada en otro lugar (por ejemplo;

acidificación de un depósito de carbonato de calcio). Es posible crear una

emulsión en la bomba jet por accidente, debido al uso de químicos

incompatibles en el fluido motriz, en el que esencialmente agregar un

demulsificante en el fluido motriz.

42

2.11 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

Hay numerosas ventajas en la utilización del bombeo hidráulico. Una de las

principales ventajas es que funciona en un amplio rango de condiciones de

pozos, tales como en profundidades de asentamiento de la bomba de hasta

12000 pies y tasas de producción de hasta 6000 bpd. Prácticamente todas las

ventajas se aplican a la deshidratación de pozos de gas, así como también a

las instalaciones de producción típicas.

Normalmente, no se requiere equipo de reacondicionamiento de pozos (rig)

para recuperar las bombas instaladas en el fondo del pozo (bombas libres).

En muchos casos, esta puede ser la principal ventaja de los sistemas de

bombeo hidráulico, en comparación a los otros sistemas.

Tanto las bombas jet como las bombas pistón son altamente flexibles para

ajustarse a un amplio rango de las ratas de producción.

Las bombas jet como las bombas de pistón son capaces de producir

caudales más altos desde asentamientos más profundos, que otros

sistemas de levantamiento artificial como: Bombeo Mecánico

(Reciprocanting Rod Pump), Bombeo de Pistón (Plunger-Lift) o Bombeo de

Cavidades Progresivas (PC Pumps).

Las bombas jet pueden operar de manera confiable en pozos desviados.

Productos químicos pueden ser añadidos al fluido motriz para controlar la

corrosión, parafina, escala (carbonato de calcio), y también se puede

utilizar agua fresca para disolver depósitos de sal.

Las bombas jet no tienen partes móviles.

Las bombas jet normalmente tienen un mejor desempeño en pozos con

una alta relación gas líquido (GLR), que las bombas de desplazamiento

positivo como las bombas de cavidad progresiva, las bombas de varillas,

bombas hidráulicas tipo pistón y bombas electrosumergibles (BES).

43

Las bombas jet tienen largos períodos de vida útil.

Las bombas jet estándar pueden operar sin problemas en temperaturas de

hasta 400°F, sólo es necesario utilizar elastómeros de alta temperatura

para sus o´rings y empaquetaduras.

Las bombas jet tienen bajos costos de mantenimiento.

Las bombas jet se las puede reparar en la locación donde se realiza el

trabajo.

Las bombas jet pueden ser alojadas en diferentes dispositivos de fondo del

pozo, como son camisas, mandriles de Gas Lift, y en cavidades Guiberson.

Las bombas jet permiten una alta tolerancia de sólidos en el fluido de

producción.

Las bombas jet presentan una lata resistencia a los daños por corrosión

mediante el uso de materiales inoxidables y la inyección de inhibidores de

corrosión en el fluido motriz.

Las bombas jet pueden producir altos volúmenes.

Instalaciones con múltiples pozos pueden ser operadas, desde una misma

fuente de poder (Sistema Centralizado).

El fluido motriz sirve como diluyente cuando el fluido de producción es

viscoso.

El fluido motriz puede ser calentado, para levantar crudos pesados o

crudos con un alto punto de solidificación.

Los parámetros operacionales de superficie en el bombeo jet pueden ser

utilizados para determinar la presión de fondo fluyente.

En un sistema centralizado de bombeo hidráulico, se añaden pozos o

unidades de potencia adicionales, sin que esto represente una inversión

considerable.

El bombeo hidráulico ofrece la posibilidad de extraer fluido de formación de

dos arenas de manera simultánea, mediante la utilización de

completaciones duales.

44

2.12 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

La contrapresión en la bomba jet tiene una fuerte influencia en la presión de

inyección del fluido motriz y puede incrementar la presión de inyección de

1,5 a 4 psi por cada psi que se incremente en la contrapresión. Esto es

determinado por la división del área de la boquilla para el área de la

garganta, llamada relación de áreas.

Las bombas jet tienen bajas eficiencias de operación, por lo que requieren

de altos caballajes para su funcionamiento.

La presión de colapso de la tubería de revestimiento es una limitante para

instalaciones de flujo en reversa. Sólo las bombas jet pueden usarse con

flujo en reversa.

Las bombas hidráulicas de pistón tienen una capacidad limitada para tolerar

sólidos en el fluido de producción.

La bomba jet requiere de un valor mínimo de presión de fondo fluyente para

evitar fenómenos de cavitación. Esta presión mínima puede ser del 10 al

30% de la presión hidrostática, dependiendo de la composición del fluido de

producción.

El fluido motriz requiere tratamiento. La arena y otros sólidos deben ser

removidos para evitar daños por erosión en las partes internas de las

bombas hidráulicas.

Las presiones de operación cercanas a los 5000 psi representan un peligro

para la seguridad.

METODOLOGÍA

45

3. METODOLOGÍA.

A continuación presenta el estudio de un análisis detallado de la información

técnica del Campo Coca de Petroamazonas EP. Esta información incluye la

descripción del campo, ubicación, revisión de los archivos de historiales de

producción, geología estructural, diagramas de completación, análisis de las

últimas pruebas de restauración de Build up de los pozos

3.1 BREVE RESEÑA HISTORICA.

De la información obtenida de la Reforma del Plan de Desarrollo del Campo

Coca-Payamino, se tiene que el Campo Coca-Payamino fue descubierto por

Texaco en diciembre de 1970, con la perforación del pozo Coca # 1. La arena

Hollin Principal fue probada en el pozo descubridor, los registros eléctricos

indican un intervalo productivo arriba de un contacto agua/petróleo. La Hollin

principal fue también probada cuando se perforó el pozo Payamino # 1 en

1986 por British Petroleum Development Limited (B.P) en diciembre de 1993

la producción promedia del campo en ese entonces fue de 9500 BOPD y

21800 BWPD.

El 18 de diciembre de 1985, la ex Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana,

(CEPE) actualmente Empresa Publica Petroecuador (EP PETROECUADOR),

suscribió con British Petroleum Development Limited (B.P)., un contrato de

Prestación de Servicios para la exploración y explotación de Hidrocarburos en

el Bloque 7 de la Región Amazónica Ecuatoriana. A la finalización de la

Exploración B.P había perforado 7 pozos y corrido 1100 kilómetros de líneas

sísmica, habiendo descubierto 5 estructuras que probaron tasas de producción

entre 200 y 1500 barriles por día, tales estructuras encontradas fueron:

Payamino, Jaguar, Oso, Mono y Lobo. Con la información disponible de ese

46

entonces se estableció que el campo vecino Coca de Petroecuador y el campo

Payamino eran compartidos.

Durante el período de Exploración B.P, sometió a consideración de

Petroecuador el Plan de Desarrollo para la Explotación Unificada de la

Formación Hollin Principal del Campo Coca-Payamino, dejando abierta la

posibilidad de la producción de los yacimientos superiores, el que fue materia

de varias negociaciones tanto con el Ministerio de Energía y Minas como con

Petroecuador, habiendo sido aprobado el Plan mediante resolución del

Directorio de Petroecuador el 26 de Junio de 1990, y por el Ministerio de

Energía y Minas a través de la Dirección Nacional de Hidrocarburos el 20 de

junio de 1990.

El 16 de agosto de 1990 el Directorio de Petroproducción autorizó a dicha

compañía el inicio del período de Explotación. El 30 de agosto de 1990 B.P

declaro la comercialidad del Bloque 7 de la Región Amazónica Ecuatoriana.

El 30 de agosto de 1990, el Ministerio de Energía y Minas autorizo a B.P

Petroleum Development Limited, la transferencia del 100% de sus derechos y

obligaciones que poseía en el Bloque 7 de la Región Amazónica Ecuatoriana a

favor de ORIX ECUADOR ENERGY COMPANY,

CEPE perforó los pos Payamino # 2 y # 4 en el área contigua al Bloque 7,

resultado ellos productivos. Posteriormente y como consecuencia de la

perforación del pozo Jabalí (Payamino # 10) y su posterior interpretación llegó

a demostrar que la estructura Jabalí era parte del campo Coca-Payamino, por

lo que a mediados de 1993, Petroecuador y la actual compañía contratista,

llevaron a cabo un estudio de actualización de reservas del campo Coca-

Payamino habiéndose llegado a determinar nuevos porcentajes de

47

participación. Los nuevos porcentajes aprobados por las partes son de 54%

para Petroecuador y 46% para la compañía contratista.

La producción registrada en el mes de abril de 1998 da una producción de

28,019,231 barriles de petróleo correspondiendo 14,444,316 a la formación

Hollin Principal 6,754,359 a la formación Hollin superior, 4,166,502 a la

Arenisca U y 2,542,498 a la Arenisca Basal Tena. Perenco toma parte el 4 de

septiembre del 2002. Uno de ellos es un Contrato de Participación para la

Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Bloque 21 de la Región

Amazónica Ecuatoriana (“el Contrato de Participación del Bloque 21”) y el otro

es la modificación del Contrato de Prestación de Servicios para la Exploración

y Explotación de Hidrocarburos del Bloque 7 de la Región Amazónica,

incluyendo el Contrato del Campo Unificado Coca-Payamino (“el Contrato de

Participación del Bloque 7”).

A estos contratos se les referirá en adelante como “los Contratos de

Participación”. Perenco también suscribió Acuerdos de Operación Conjunta

con otras entidades que participan en los Bloques 7 y 21. Perenco fue el único

operador y el tenedor mayoritario de los derechos de los Contratos de

Participación en ambos bloques, manteniendo una participación de 53.7% en

el Bloque 21 y 57.50% en el Bloque 7.

El Ministro de Recursos Naturales No Renovables declara la caducidad del

contrato y convenios suscritos con Perenco Ecuador y Burlington el 20 de julio

de 2010 y encarga a EP PEC y PAM EP la operación de los Bloque 7-21. Con

fecha 16 de agosto del 2010, el Secretario de Hidrocarburos asignó la gestión

directa de los Bloques 7-21 a Petroamazonas EP actualmente la Operadora de

dicho campo.

48

3.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El Bloque 7, se encuentra ubicado aproximadamente a 160 kilómetros al este

de Quito en el oriente Ecuatoriano. El bloque cubre una área de 198665.459

acres El campo Coca se encuentra en la Bloque 7 formando parte del tren de

estructuras orientadas en sentido Norte-Sur. Está situado dentro de las

coordenadas -77° 2´ 47.194” Longitud Oeste, y -0° 27´ 3.038” Latitud Sur;

teniendo una extensión alrededor de 2055.488 acres. Está delimitado al Norte

por el Bloque 18 y por las estructuras Huachito, Biguno, Paraíso,

correspondientes a la Compañía Enap Sipec, al Sur por el Campo Gacela, al

Este se encuentra el Campo Sacha, y el Campo Culebra Yulebra operados por

Petroecuador EP, y al Oeste se encuentra Campo Balsayacu y Jatumpamba

pertenecientes al Bloque 18.

Figura 14. Ubicación del Campo Coca. Petroamazonas (2012)

49

3.3 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL

En el mapa isópaco de pago neto como se muestra en el Anexo 01 se

determina que es un anticlinal con dirección noroeste-suroeste con cierre al

esté definido por una falla inversa. Esta estructura es dividida en el área del

Coca al Norte y el área Payamino al Sur. El limite Oeste de la estructura es el

área Payamino fue definido después de la perforación del pozo Payamino el

cual resulto mojado en Hollin Principal.

La acumulación de petróleo en Hollin Principal está sustentada por una

importante columna de agua. La arena Hollin Principal aflora varias millas al

oeste del Coca-Payamino en la cordillera de los Andes, se cree que el acuífero

tiene una acción infinita. El Campo Coca-Payamino tiene 11 kilómetros de

largo por 2 kilómetros de ancho y configura un anticlinal de aproximadamente

80pies de cierre estructural. La columna de petróleo está acompañada de un

acuífero “infinito”, el anticlinal tiene dos columnas, la una en el norte y es

llamada Coca y la otra en el sur y es llamada Payamino.

3.4 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGIA

Los tipos de formaciones que tiene el campo Payamino son en orden

descendente: Secuencia Post-Orteguaza (Oligoceno-Plioceno), formación

Orteguaza (Eoceno-Oligoceno), Formación Tiyuyacu (Eoceno), Formación

Tena (Paleoceno Temprano-Eoceno), Arenisca Basal Tena, Formación Napo

(Albiense-Campanian), Lutita de Napo Superior, Caliza A, Zona de arena U,

Lutita de Napo Central, Caliza B, Zona de la Arenisca T, Lutita de Napo

Inferior, Formación Hollin, Arena Hollin superior, Arena Hollin Principal,

secuencia del Pre-Hollin (Pre-cretacico), Formación Chapiza (JurasicoTardio-

Cretaceo Temprano), miembro Misahualli.

50

3.5 RESERVORIOS DE PRODUCCIÓN.

Los reservorios de producción del Campo Coca son los siguientes:

3.5.1 Formación Tena

La formación Tena está constituida por arcillas predominantes de color café,

gris amarillento, firmes a moderadamente duras, localmente sublaminadas,

micro-micaceas y son inclusiones de granos de cuarzo gradando a limolitas de

color café oscuro, moderadamente firmes a firmes, micro-micáceas con

inclusiones arenosas con cemento ligeramente calcáreo.

3.5.2 Formación Napo

En el grupo Napo, el ambiente de sedimentación se vuelve netamente marino.

La transición de la Hollín a la Napo es rápida y la superposición claramente

concordante. El Grupo empieza en el Albiano inferior y quizás es la secuencia

más importante en el Oriente Ecuatoriano, consiste de una sucesión de lutitas

negras y areniscas calcáreas.

3.5.2.1 Formación Napo Basal (Albiano inferior – Albiano Superior)

Descansa en concordancia con la formación Hollín, posee un

espesor promedio de 60 m, está constituida por las areniscas

basales, glauconiticas de grano fino a medio, intercaladas con

limolitas y calizas delgadas. La caliza “C”, de tipo masivo, con lutitas

en la base, las lutitas Napo basal de color negro, las calizas “T” con

intercalaciones de margas glauconíticas y las areniscas “T”.

51

3.5.2.2 La Formación Napo Inferior (Albiano superior – Cenomaniano

Superior),

Posee un espesor aproximado de 60 m, comprende la caliza “B” que

son calizas margosas de medio anóxico alternadas con lutitas

negras; y las Areniscas U y T, glauconíticas, masivas, a menudo

divididas en dos y tres miembros por niveles lutáceos, localmente

con calizas. Hacia la zona subandina cambian a facies de areniscas

muy finas y limo – arcillosas.

3.5.2.3 Formación Napo Medio (Turoniano)

Tiene un espesor de 75 a90 metros, es una unidad calcárea marina,

compuesta por las calizas “A” de color gris oscuras a negras,

ocasionalmente con cherts culminando con margas y calizas, en

cuya base ocasionalmente se desarrollan depósitos arenosos

conocidos como Arenisca “M-2”.

3.5.2.4 La formación Napo Superior (Coniciano inferior – Campaniano

Medio)

Alcanza 320 metros de espesor. De base a tope, comprende: una

secuencia de lutitas con intercalaciones de bancos calcáreos; la

Caliza “M-1” integrada por calizas y lutitas oscuras, la Arenisca “M-1

inferior”, que consiste de lutitas con intercalaciones delgadas e

intercalaciones de areniscas y la Arenisca “M-1 masiva”, que es una

secuencia grano – decreciente de areniscas discordantes cubiertas

por un delgado nivel lutáceo

52

3.5.3 Formación Hollin

La Formación Hollín consiste de una arenisca blanca, grano grueso a medio,

en capas gruesas y a veces macizas, muchas veces con una estratificación

cruzada y presencia de ondulitas, intercalando con lentes irregulares de lutita.

Tiene un espesor de 80 a240 metros e incluye lutitas fracturadas, capas

guijarrosas delgadas, limolitas. Hacia el sur de la cuenca (cordillera del

Cutucú), el espesor es máximo y bastante grande en la parte central de la

cuenca (pozos Aguila y Tiguino) y en la región del domo de Napo; disminuye

hacia el oeste en la depresión tectónica de Mera – Puyo. En esta formación se

encontraron microfósiles, restos de plantas, lechos carbonosos, presencia de

pólenes de angioespermas, lo que permitió que con dataciones palinólogicas

determinar que la base de la formación Hollín no es más antigua que la base

del Aptiano superior

Figura 15. Arenas productoras del Campo Coca-Payamino Petroproducción EP (1997)

53

3.6 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS

A partir de las relaciones de los análisis de PVT, basados en las pruebas de

laboratorio tomados del pozo Coca #1 en diciembre de 1986, se logró

determinar que el crudo del yacimiento está altamente saturado con una

presión del punto de burbuja de 94 psia. El gas en solución sobre el punto de

burbuja fue medido y resulto de 12 SCF/STB. Durante la prueba de

perforación de los pozos Coca #1 y #8, la presión y temperatura inicial del

yacimiento fue medido resultando 4,174 psia y 216 grados Fahrenheit

respectivamente.

A fin de determinar la porosidad y permeabilidad, se efectuaron análisis de

núcleos los cuales se tomaron la mayoría de la columna de petróleo y una

porción de la columna de agua en la arena Hollín Principal.

El análisis de presión a través de la herramienta DST en el Coca #1 produjo

una permeabilidad efectiva al petróleo de 454 milidarcies. Los análisis de

núcleos indicaron una permeabilidad promedio de líquido de 452 milidarcies

en los mismos 45 pies intervalo probado por el DST.

La presión capilar se determinó, de igual forma, a partir del análisis de

núcleos. El rango de saturaciones de la fase de agua irreductible de 10 a

40% a la presión capilar equivalente a 70 pies de espesor sobre el contacto

agua/petróleo. De las siete muestras, solo una tuvo una saturación de la fase

de agua irreductible mayor de 14%. Por medio de análisis de registro por

computadora y pruebas de permeabilidad relativa indicaron saturaciones de

agua irreductible cercano entre el 20 y 30%. Se podría utilizar una saturación

del 23.3% sin tener mayores problemas.

54

Con la sola excepción de solo la prueba de presión capilar de saturación de

agua irreductible que tuvo una permeabilidad de 121 milidarcies, la

permeabilidad absoluta de las muestras tuvo un rango entre 990 y

1600milidarcies. La acumulación de petróleo es este campo está sobre una

significante columna de agua de gran extensión. Porque el yacimiento está

limitado al este por muchas fallas.

3.6.1 Permeabilidad horizontal y vertical.

A fin de obtener las permeabilidades horizontales y verticales de cada uno de

los pozos, se recurrió a los análisis de núcleos. Se hicieron varios análisis de

núcleos de distintos pozos, pero el mejor se aproxima a la realidad, debido a

la cantidad de muestras tomadas de la formación Hollin principal, es la del

pozo Coca #1.

Sobre la base de la porosidad de la formación se aproxima la permeabilidad

horizontal kh y vertical kv dividendo estas dos últimas se obtiene la relación

de permeabilidad horizontal/vertical kh / kv. Mayor detalle respecto a la

fórmula se la encuentra en la tabla 3.

55

Tabla 3: Características Petrofísicas.

Petroproducción EP (1997)

Información de los Pozos

Pozos Geo Bo

RB/STB API ρo

gr/cc ρw

gr/cc Salinidad

ppm ht ft

hn ft

hp ft

re ft

rw inch

μo cp

Pws psi

POR %

Sw % WOR

Kh md

Kv md Kh/Kv

qc max

Co # 1 v 1,1 22,6 0,9182 1.03 8200 38 36 11 840 5.5 4174 14,0 38,0 61,29 137 86 1,59 1,42

Co # 2 v 1,1 22,2 0,9206 1.03 11200 41 41 6 840 7 4174 16,1 26,2 35,5 321 170 1,89 4,04

Co # 4 v 1,1 22,9 0,9165 1.03 1100 26 25 10 840 7 4174 16,1 30,8 44,51 321 170 1,89 1,46

Co # 6 v 1,1 24,5 0,9071 1.03 620 23 23 6 840 7 4174 14,5 35,3 54,56 168 101 1,66 0,57

Co # 7 v 1,1 23,0 0,9159 1.03 300 69 58 24 840 7 4174 17,0 29,0 40,85 463 227 2,04 19,19

Co # 8 H 1,1 22,8 0,9170 1.03 10600 50 42 42 840 7 4174 15,5 25,0 33,33 252 140 1,80 4,93

Co # 10 v 1,1 23,3 0,9141 1.03 400 41 24 10 840 7 4174 16,2 27,1 37,17 334 175 1,91 4,21

Co # 11 v 1,1 22,7 0,9176 1.03 N/R 32 26 10 840 7 4174 15,6 23,1 30,04 262 144 1,82 1,88

Co # 12 v 1,1 23,2 0,9147 1.03 410 62 52 20 840 7 4174 16,1 27,1 37,17 321 170 1,89 10,32

Co # 13 v 1,1 22,8 0,9170 1.03 N/R 42 42 14 840 7 4174 15,8 22 28,21 284 154 1,84 3,77

Co # 15 v 1,1 23,1 0,9153 1.03 300 62 56 18 840 7 4174 17,8 21,4 27,23 640 293 2,18 20,98

Co # 18 v 1,1 24,0 0,9100 1.03 170 840 7 4174

Co # 19 v 1,1 26,9 0,8933 1.03 775 840 7 4174

56

3.6.2 Contacto Agua-Petróleo

El contacto agua-petróleo varia a lo largo del campo con diferencias de hasta

19 pies. La máxima longitud a la profundidad del contacto agua-petróleo es

alrededor de 10,5 kilómetros, según los análisis de registro, el contacto no es

uniforme. En muchos pozos hay diferencia en elevaciones de

aproximadamente 12 pies

3.7 RESERVAS

Es todo volumen de petróleo que puede ser extraído del yacimiento bajo las

condiciones técnicas y económicas rentables a partir de una determinada

fecha en adelante. Las estimaciones de los valores de reserva de petróleo

para el campo han ido variando y tienen un cierto grado de incertidumbre

3.7.1 Reservas Probadas

Son aquellos volúmenes de petróleo que mediante análisis de los datos

geológicos y de ingeniería demuestran con certeza razonable como

recuperables en años futuros a partir de yacimientos conocidos, bajo las

condiciones técnicas y económicas existentes, es decir, precios y costos a la

fecha en que se realiza la estimación. Son las reservas que pueden ser

recuperadas en las áreas en donde se ha desarrollado el campo.

El estudio realizado por la compañía contratista en el año de 1994 indica que

el petróleo original en el Campo Coca-Payamino es de 33,8 MM STB, con un

factor de recobro del 32,8%, comparando esta cifra con la producción

acumulada de petróleo del yacimiento a Abril de 1998 de 14,44 MM STB, se

tiene que las reservas remantes serian de 19,36 MM STB

57

3.7.2 Reservas No Probadas

Estas reservas se basan en datos geológicos de ingeniería similar usada

para calcular reservas probadas, pero con incertidumbre en regulaciones,

condiciones económicas, contractuales y técnicas, todo lo cual no permite

clasificarlas como probadas.

Las reservas no probadas pueden clasificarse como reservas probables y

reservas posibles, al ser el Coca un campo desarrollado y con muchos años

de producción no se considera las reservas probables y posibles, únicamente

las reservas probadas y remanentes.

3.8 PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS

A continuación se adjunta la tabla 4 – 5- 6, donde se podrá observar las

presiones de reservorio corregido al Datum de los campos de los Bloques 7.

Cabe mencionar que para los reservorios que tienen soporte (acuífero) de

fondo como en Hollín, las presiones en el tiempo no variarán mayormente,

mientras que los reservorios estratigráficos como BT, U, T sufrirán una

depletación natural lo cual conlleva a la disminución de presión, a menos que

se implementen proyectos de EOR como en Lobo U y Payamino U.

58

Tabla 4: Presión Estática de Reservorio Campo Coca

WELL RESERVOIR DATE DATUM(p

si) P_STATIC_DATUM

(psi) EVENT

COC01:BTEN BASAL_TENA 04-Jul-01 7461 790 BHP

COC01:BTEN BASAL_TENA 20-Jan-07 7461 575 BUP

COC01:MHOL MAIN_HOLLIN 01-Feb-91 8601 4209 BUP INITIAL

COC01:MHOL MAIN_HOLLIN 01-Jan-96 8601 3360 BHP

COC02:BTEN BASAL_TENA 24-Dec-06 7461 542 BUP

COC02:BTEN BASAL_TENA 21-Mar-04 7461 615 BHP

COC02:BTEN BASAL_TENA 30-Apr-95 7461 3261 BUP

COC02:BTEN BASAL_TENA 08-May-96 7461 2850 BUP

COC04:BTEN BASAL_TENA 21-Jan-90 7461 3508 BUP INITIAL

COC04:MHOL MAIN_HOLLIN 05-Jun-92 8601 4267 BUP

COC04:UHOL UPPER_HOLLIN 01-Jan-91 8559 4250 BHP

COC04:UHOL UPPER_HOLLIN 17-Dec-00 8559 3351 BUP

COC06:MHOL MAIN_HOLLIN 01-Jul-96 8601 3732 BHP

COC06:MHOL MAIN_HOLLIN 24-Dec-90 8601 4201 BUP INITIAL

COC06:UHOL UPPER_HOLLIN 05-Jul-08 8559 3727 STATIC

COC07:BTEN BASAL_TENA 04-Oct-89 7461 3568 BUP INITIAL


COC07:MHOL MAIN_HOLLIN 22-Mar-04 8601 2977 BHP

COC07:MHOL MAIN_HOLLIN 18-Aug-00 8601 3859 BUP

COC07:MHOL MAIN_HOLLIN 22-Sep-89 8601 4249 BUP INITIAL

COC07:MHOL MAIN_HOLLIN 01-Oct-02 8601 3584 BHP

COC08:BTEN BASAL_TENA 21-Jan-97 7461 2521 BUP INITIAL

COC08:BTEN BASAL_TENA 04-Dec-06 7461 622 BUP


COC09:MHOL MAIN_HOLLIN 22-Jan-93 8601 4157 BUP INITIAL

COC09:MHOL MAIN_HOLLIN 05-May-96 8601

COC09:MHOL MAIN_HOLLIN 16-Aug-00 8601 3636 BUP

COC09:MHOL MAIN_HOLLIN 01-Sep-94 8601 4148 BUP

COC10:BTEN BASAL_TENA 24-Jul-96 7461 2873 BUP INITIAL

COC10:MHOL MAIN_HOLLIN 16-Oct-93 8601 4175 BUP INITIAL

COC10:MHOL MAIN_HOLLIN 06-Mar-02 8601 4191 BUP

COC11:MHOL MAIN_HOLLIN 20-Jul-96 8601 4205 BUP INITIAL

COC11:USND U_SAND 26-May-02 8175 2951 BUP INITIAL

COC11:USND U_SAND+BTEN 01-Dec-06 7461 613 BUP

COC13:MHOL MAIN_HOLLIN 26-Nov-94 8601 4136 BUP INITIAL

COC13:USND U_SAND 21-Dec-01 8175 2264 BUP

COC15:MHOL MAIN_HOLLIN 24-Mar-00 8601 3908 BUP

COC16:UHOL UPPER_HOLLIN 26-May-01 8559 4197 BUP INITIAL

COC18:MHOL MAIN_HOLLIN 30-Sep-01 8601 4241 BUP INITIAL

COC19:MHOL MAIN_HOLLIN 24-Jan-04 8601 3956 BUP

COC18:UHOL UPPER_HOLLIN 18-Oct-10 8559 4236 BUP

COC18:UHOL UPPER_HOLLIN 07-Dec-10 8559 4187 BUP


59

Tabla 5: Punto de Burbuja de los fluidos del Campo Coca

Pozos Pb (psi) Arena

COCA - 1 302 BASAL TENA


COCA - 4 900 HOLLIN SUP






COCA - 11 150 BT+ U


COCA - 13 340 NAPO U

COCA - 15 190 HOLLIN INF



COCA - 19 190 HOLLIN INF


Tabla 6: Presión Promedio de Reservorio Bloque 7


Main Hollín 4000

U 1700

T 1300

Basal Tena 500

Main Hollín 4000

Upper Hollín 4100

U 2500

Basal Tena 1000

Main Hollín 4000

Upper Hollín 4100

U 1400

Basal Tena 3100

Main Hollín 4100

U 1300

T 3900

LOBO U 1700

Main Hollín 4500

U 2200

T 4100

YURALPA Main Hollín 3300

Coca

Payamino

Gacela

MONO

Presión de

Reservorio (psi)ArenaCampo

Oso

60

3.9 FACILIDADES CENTRALES DE SUPERFICIE

3.9.1 Generalidades

El Campo Coca actualmente produce 1403 BPPD de 22.9 API @ 60°F

(Noviembre, 2012), que provienen de la producción de 15 pozos, utilizan el

sistema de levantamiento hidráulico, bombeo electrosumergible y flujo

natural como se muestra a continuación en la tabla 7.

Tabla 7: Sistemas de levantamiento POZOS JET PISTÓN FLUJO NATURAL BES CERRADOS ARENA

COO 1 X BASAL TENA

COO 2 X BASAL TENA

COO 4 X HOLLIN SUPERIOR



COO 8 X BASAL TENA



COO 11 X BT/U


COO 13 X ARENA U

COO 15 X HOLLIN PRINCIPAL




Petroamazonas EP (2012)

La estación Coca recibe 8952 BFPD de estos, 1403 BPPD corresponden a la

producción neta, 12940 BPPD al fluido motriz inyectado en los pozos con

bombas hidráulicas y 11292 BAPD producida, que equivale a un 84,3 % de

BSW promedio para el campo. La información que se describe a

continuación relata directamente las operaciones de la central de

procesamiento Coca.

61

Tabla 8: Potencial de Producción

POZO

Dis LEV.

ZONA Pp Piny Biny Pc

BFPD BPPD BAPD BSW API GAS

Pies

3

GOR HZ Bomba BIPD

(blls)

ppm TASA

(pies) ART. PHD A / V psi % 60 °F gpm Tipo

Cl- DNH

Co-01 3280 BH BT 3600 3000 1496 46 146 117 29 20 17.3 5.2 44.4 JET 9H 1210 8200 300

Co-02 262 BH BT 3800 3150 789 34 314 154 160 51 17.3 7.9 51.3 26 3"x48" 813 11200 900

Co-04 9186 BH HS 3500 3200 1116 74 796 239 557 70 22.4 6.2 25.9 30 3"x54" 1229 1100 1000

Co-06 7545 HS

Co-07 6561 BH HS 3600 3150 1486 35 339 46 293 86.3 26.0 2.5 54.3 JET 9H 1176 300 800

Co-08 9514 BH BT 3750 2300 1598 115 68 24 44 65 21.5 1.25 52.1 JET D-5 1598 10600 200

Co-09 2788 BES HS NR 169/439 32 556 211 345 62.0 26.1 4.2 19.9 56.0 P-6

380stgs 290 250

Co-10 6233 BH HS 3600 3200 1355 48 822 123 699 85.0 27 1.8 14.6 40 3"x48" 1912 400 400

Co-11 9514 BH BT+U 3600 2800 1724 95 112 76 36 32.0 17.3 3.5 46.1 JET D+5 1698 150

Co-12 5413 BH HS 3600 3200 1762 44 195 97 98 50.2 26.2 6 61.9 JET 10-I 1440 400 550

Co-13 14435 BH U 3500 3250 1534 260 112 94 18 16 21.0 3.6 38.3 JET C+5 1202 300

Co-15 5249 BH MH 3400 2400 580 60 65 21 44 67.8 27.3 0.7 33.3 30 3"AM 14.17 310

Co-16 6233 FN HS FN 64 4521 47 4474 99.0 26.0 0.4 8.5 FN 120 120

Co-18 2952 BH HS 3300 3300 1578 134 743 22 721 97.0 24.0 0.8 36.4 50 10-J 2100 180 2000

Co-19 2952 BH HS 3100 3000 1690 119 163 132 31 19.2 26.4 1.2 9.1 10-I 1958 1825

TOTAL 13440 8952 1403 7549 84.3 22.9 45.3 496.2


62

3.9.2 Historial de producción

En la actualidad la producción de agua supera a la de petróleo,

convirtiéndose así, en el principal problema del campo. Los pozos se

inundan rápidamente disminuyendo la producción, a tal punto que menos

de la décima parte del campo se encuentra libre de inundación de agua.

Este efecto es provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo

hidráulico, disminución de la eficiencia de la bomba, altos cortes de agua, la

declinación de producción del campo se ha incrementado progresivamente

y continuará acentuándose en los próximos años; esto puede corroborarse

con los datos de producción anual presentados en la tabla 9:

Tabla 9: Potencial histórico de Producción

AÑO

FLUIDO PETRÓLEO AGUA BSW

BFPD BPPD BAPD %

2003 22298 6333 15965 71.6

2004 22134 6131 16003 72.3

2005 21382 5602 15780 73.8

2006 19675 4899 14776 75.1

2007 17356 2933 14423 83.1

2008 15298 2081 13217 86.4

2009 13657 1652 12005 87.9

2010 12655 1506 11149 88.1

2011 12835 1438 11397 88.8


63

En el grafico 1 se muestra claramente como la producción de petróleo ha

ido disminuyendo con el transcurso de los años mientras que el BSW del

campo ha ido incrementando como se observa en el gráfico 2.

Grafico 1: Producción anual del Campo coca Petroamazonas EP (2012)

Grafico 2: Bsw anual del Campo coca


0

5000

10000

15000

20000

25000

2003 2005 2007 2009 2011

Bar

rile

s

Años

PETROLEO

AGUA

FLUIDOS

50

60

70

80

90

100

2003 2005 2007 2009 2011

_%

Años

BSW CAMPO

BSW CAMPO

Lineal (BSWCAMPO)

64

3.10 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE CRUDO EN LA ESTACIÓN COCA

3.10.1 Manifold

Un manifold está localizado al inicio del flujograma de una planta de proceso.

El mismo que recibe el crudo de las 15 líneas de flujo de los pozos en

producción. Las líneas de flujo son de 4" STD las cuales son conectadas a

línea de 6" STD estas tuberías tienen una resistencia de 1900 psi y una

capacidad de 0.01765 bls/ft, 0.03726 bls/ft respectivamente, las mismas que

nos permitirán alinear independientemente los pozos a los separadores.

Las válvulas de seguridad se encuentran instaladas, están calibradas para

que se accionen a 100 psi de presión en caso de tener una sobrepresión de

operación en las líneas. Los indicadores de presión (manómetros) y las

conexiones para muestreo (toma muestras), son instaladas para monitorear la

entrada de crudo. A continuación se detalla los parámetros operativos de

presión en el manifold y pozos en la tabla 10.

Tabla 10: Tabla de presiones en el manifold Pozos 1 2 4 6 7 8 9 10 11 12 13 15 16 18 19

Presión separador (psi)

22 25 25 22 22 22 22 22 22 25 22 22 22 22 22

Presión manifold (psi)

35 32 30 30 28 26 27 27 26 27 43 32 30 27 24

Presión cabeza (psi)

52 35 58 105 71 50 40 60 75 60 140 74 146 68 110


Los pozos 1, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 13, 15, 16, 18, 19 están alineados al Free Water,

por alto BSW. Los pozos 2, 4, 12, se los alinea a los separadores de producción

por cuanto tienen alta producción de gas y su BSW es bajo

65

3.10.2 Separador de prueba (V-101)

La central de proceso está provista de un solo separador de prueba y línea

de entrada para realizar pruebas a los diferentes pozos independientemente,

en las pruebas de los pozos se determinan volúmenes de petróleo, gas y

agua.

Es un separador horizontal trifásico de 48 pulgadas" O.D. por 16 pies de

longitud, y está diseñado para trabajar a una máxima presión de 100 psi a 120

ºF, con una capacidad de procesamiento de 4000 BPD. Generalmente trabaja

a una presión promedio de 25 psi y dependiendo del pozo en prueba a una

temperatura de 100 °F.

Los separadores están provistos de controladores de nivel y válvulas de

control para mantener el nivel en el separador. La presión puede variar en

rangos de entre 10 a 100 psi y es controlado por una válvula controladora de

presión neumática. El separador se encuentra protegido de las

sobrepresiones, por medio de una válvula de seguridad que esta calibrada a

una presión de 75 psi, también está provisto de sellos de seguridad que se

rompen a una presión de 97 psi.

El flujo de gas es direccionado al Domo de Gas V - 105 (Flare knock-out

drum). El flujo de crudo y agua es direccionado a la bota de gas. Los

separadores son monitoreados y controlados por alarmas de alto y bajo nivel

y switches de cierre. Un panel de control local está en cada separador el cual

nos da un constante estado de operación del mismo.

66

3.10.3 Separador de producción

Hay un separador de producción, (V 102). La producción en los separadores se

reciben del manifold, el cual separa los tres fases, agua que se dirige hacia los

tanques de agua de formación T 210 y T 211, el gas que pasa a través de un

scrubber para recolectar el condensado y luego para ser quemado el gas

restante, el crudo es enviado directamente hacia el Tanque de almacenamiento

de producción ya que los pozos 2, 4 y 12 son de bajo BSW.

Cada separador es horizontal de tres fases el cual tienen 50 pulgadas de ID por

20 pies de largo, están hechos para trabajar con 125 psig a 230 F los cuales

procesan 8000 barriles de petróleo por día y 0.70 MMCPF por días y 2000

barriles de agua por día. Al momento procesan 5.314 BFPD que provienen de

los pozos 2, 4 y12

3.10.4 Separador de Agua Libre

En el separador V 104 llamado Free Water Knowkout , se separan las dos

fases, es decir el agua y el petróleo, el agua sigue el curso hacia los tanques

del sistema de reinyección de agua T 210 y T-211 y el petróleo hacia la bota de

producción, este maneja 30.981 BFPD, tiene una capacidad de proceso de

50.000 BFPD, es de 120" x 50 pies, se encuentra operando a una presión de 22

psi y 170 F de temperatura, el volumen del Free Water es de 700 bls, lo que le

da al fluido una residencia de 16 minutos al caudal que se maneja.

67

3.10.5 Bota de gas

La bota de gas es un separador de segunda etapa y separa petróleo y gas

antes que el fluido entre al tanque de lavado T -101 de producción. La bota

de gas es vertical, mide 48 pulgadas de OD y 59 pies (9 anillos + 4 pies), 6

pies de largo de costura a costura y está diseñada para trabajar a 25 psig y

200 F. El tamaño del tanque a toda capacidad puede recibir 20000 barriles

de petróleo por día y 1.4 MMCPF de gas por día El gas de la bota entra al

V-105 domo de gas, donde hay una condensación de fluidos y el resto de gas

pasa hacia el mechero.

3.10.6 Tanque de lavado.

El tanque T- 101 recibe el petróleo directamente de la bota de gas y es el

último paso para la separación del petróleo o etapa final, el Tanque de lavado

puede almacenar 18.130 barriles de petróleo, tiene un diámetro de 60 pies y

de alto 36 pies hasta la boca de medidas. Está diseñado para trabajar a la

presión atmosférica y a 200 F.

El tanque trabaja normalmente con un colchón de 13 pies, tiene la descarga

de crudo a 33 pies, está protegido con válvulas de altapresión o de venteo

las cuales se encuentran sobre la tapa en número de tres. El tanque tiene

alarmas de alto nivel y de bajo nivel las cuales llevan señales directas hacia el

PLC instalado en la oficina de la estación.

El tanque posee un sistema contraincendios con espuma la cual es inyectada

hacia el interior del tanque por el sistema de bombas contraincendios.

68

3.10.7 Tanque de almacenamiento de producción

El tanque T - 102 recibe la producción del tanque de lavado T- 101 el cual

descarga por gravedad, este tanque tiene una capacidad de 24680 barriles de

petróleo. Su altura es de 36 pies y tiene un diámetro de 70 pies, pero es

operativo hasta los 33 pies, por cuanto la descarga del tanque T-101

(washtank), se encuentra a 33 pies.

El tanque de almacenamiento tiene dos funciones principales, la primera de

almacenar crudo para el sistema centralizado de PowerOil, tiene líneas de

descarga a 3'(91 cm) y 7' 8" y la segunda de almacenar la producción para el

bombeo hacia la línea de oleoducto la descarga está a 2' 5" y 14'. El nivel

mínimo de operación es de 4 pies (122 cm) mínimo de petróleo por lo dicho

anteriormente.


hacia el interior del tanque por el sistema de bombas contraincendios. El

tanque está protegido con válvulas de alta presión o de venteo las cuales se

encuentran sobre la tapa en número de tres. El tanque tiene alarmas de alto

nivel y de bajo nivel las cuales llevan señales directas hacia el panel de

control instalado en la oficina de la estación.

69

3.10.8 Tanque de almacenamiento (V-106 PAYAMINO)

El tanque V- 106 recibe la producción de Payamino y del campo Sur. Este

tanque es considerado de almacenamiento de la estación Payamino. Tiene

una capacidad de 11746 barriles de petróleo. Sus dimensiones son 43 pies

de OD y 41 pies en nivel operativo hasta la boca de medición.


hacia el interior del tanque por el sistema de bombas contraincendios. El

tanque está protegido con válvulas de alta presión o de venteo las cuales se

encuentran sobre la tapa en número de tres. El tanque tiene alarmas de alto

nivel y de bajo nivel las cuales llevan señales directas hacia el PLC instalado

en la oficina de la estación, las líneas de descarga se encuentran a 3'1"(91

cm).

3.10.9 Bombas Booster y de transferencia

La estación para este servicio tiene cuatro bombas Booster eléctricas las

cuales alimentan a los contadores calibrados para la transferencia de crudo

hacia el oleoducto. Están divididas en 2 para el tanque T -102 y dos para el

tanque T -106 con sus respectivos contadores. Para la calibración de los

contadores posee un medidor Master de pulsos calibrado que se lo puede

alinear hacia cada uno (cuatro) de los contadores para su calibración

quincenal. En la estación se tiene dos bombas de transferencia horizontal, de

marca Centrilift con capacidad de 27000 barriles por día cada una y una

marca wortintong 670 barriles por hora. Estas unidades son alimentadas por

motores eléctricos, pudiendo trabajar independientemente cada una de ellas.

70

3.10.10 Tanques de agua de formación producida T-210 Y T-211

Toda el agua de formación separada en el proceso esto es Free

WaterKnockout, WashTank, se envía a los tanques T-210 y T-211 para

posteriormente ser inyectado en el pozo Punino 01. Los dos tanques son de

5000 bls cada uno, tienen una altura de 32 pies, y están diseñados para

operar a presión atmosférica a 200 F.

3.10.11 Bombas de reinyección de agua

El agua almacenada en los tanques T-210 y T-211 es reinyectada en el pozo

inyector Punino-01 mediante las bombas P-214A. P-214B, P214C, las cuales

son bombas centrifugas horizontales multietapas

Figura 16. Esquema de estación Coca.

Petroamazonas EP, (2012)

ANÁLISIS DE RESULTADO

71

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS.

4.1 ANÁLISIS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA GEOMETRIA DE LA BOMBA JET

El método que se presenta en esta sección es propuesto por Eddie E Smart, de la

división Guiberson. Dicho método pretende calcular directamente la geometría

óptima de una bomba tipo jet, para un conjunto de condiciones dadas.

El bombeo tipo jet es una variante del bombeo hidráulico, en el cual ha

incrementado su aplicación debido a su flexibilidad y durabilidad. El principio

básico de este sistema de levantamiento artificial, es inyectar un fluido a alta

presión hacia el fondo del pozo (fluido motriz), para transferir energía a la bomba

de fondo y de esta manera poder operarla. El bombeo hidráulico tipo jet tienen la

ventaja de que se puede aplicar en pozos profundos y desviados.

En las bombas de desplazamiento positivo, como en el caso del bombeo

hidráulico tipo pistón y del bombeo mecánico, se reduce su vida útil cuando se

tienen solidos presentes este efecto también se produce en el bombeo

electrosumergible. Sin embargo, esto no sucede cuando se utiliza el bombeo

hidráulico tipo jet, ya que no tiene partes en movimiento. Además es posible

operarlo durante más tiempo en medios corrosivos y fluidos que contienen arena.

En los artículos publicados por Petrie y otros, se propone un método para calcular

la potencia, HP, requerida por una bomba previamente seleccionada o mediante el

funcionamiento de esta, determinar el comportamiento de afluencia del pozo, IPR.

72

Aspectos Teóricos del Bombeo Hidráulico Tipo Jet.

El principio de operación del bombeo hidráulico tipo jet, se basa en la inyección de

un fluido, denominado fluido motriz, hasta la profundidad de la bomba de fondo.

Dicho fluido, llega a la tobera a una alta presión definida como PN (Figura 17). En

este punto el fluido motriz a alta presión es dirigido a través de la tobera, la cual

transforma la energía potencial (presión) en energía cinética (fluido a alta

velocidad), disminuyendo considerablemente la presión del fluido motriz.

La baja presión del fluido a la bomba de fondo, a la presión Ps y a la tasa de

producción Qs. La alta velocidad (momentum) del fluido motriz se mezcla con la

baja velocidad (momentun) de los fluidos producidos, en una sección de área

constante denominada cámara de mezclado o garganta. A la mezcla de fluidos se

los llama fluido de retorno.

Figura 17. Nomenclatura de la bomba jet según Smart

Manual Ing. Melo, (2012)

73

Cuando el fluido de retorno, alcanza la parte final de la cámara de mezclado, tiene

baja presión y alta velocidad. El fluido entonces sale de la bomba a través del

difusor, para transformar la energía cinética en presión, estableciendo de esta

manera nuevamente un estado de alta presión y baja velocidad. Esta alta presión

de descarga PD, debe ser suficiente para llevar la tasa del fluido de retorno QD,

hasta la superficie.

A continuación se presenta la secuencia de cálculo del método propuesto por

Smart para determinar la geometría óptima de una bomba jet.

1. Considerar la presión de inyección superficial deseada Piny (psi).

2. Como valor inicial suponer una relación de flujo adimensional igual a 1. Este

es utilizado únicamente para calcular las pérdidas de presión por fricción

inicial

3. Calcular el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su gravedad API.

[ ]

Donde:

= gradiente de petróleo producido (psi/pie)

74

4. Calcular el gradiente de presión del fluido producido, basado en los

gradientes de petróleo y agua.

[2]

Donde:

= gradiente del fluido producido (psi/pie)

= gradiente de agua de formación (psi/pie) = gradiente del petróleo producido (psi/pie) = Fracción de agua de formación

= Fracción de crudo

5. Estimar el factor de volumen de formación para el petróleo y el agua

[ (

) ] [3]

Donde:

= Factor de volumen de formación

= Relación gas petróleo (pie3/bls) = presión de succión (psi) = Fracción de agua de formación

= Fracción de crudo

75

6. Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción en la

producción deseada y la relación de flujo adimensional, M.

[4]

Donde:

Tasa de fluido motriz (bls/día) Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera (psi/pie) = gradiente del fluido producido (psi/pie)

= Factor de volumen de formación Relación de flujo adimencional

7. Utilizando la ecuación

[ (( ) )

]

[5]

Dónde:

( )(

) ( ( ))

Flujo anular Flujo por T.P

0

Calcular las pérdidas de presión por fricción en la tubería por la que fluye el

fluido motriz, ya sea a través de una sección anular o circular, y considera

que:

Donde:

Pédida de presión por fricción del fluido motriz (psi) = Diámetro interno de la tubería de retorno (plg)

= Diámetro exterior de la tubería de producción (plg) Longitud de la sarta de producción (pies) Viscosidad del petróleo (cp)

Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera (psi/pie) Tasa de fluido motriz (bls/día)

76

8. Calcular la presión del fluido motriz en la tobera PN, como la suma de la

presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la

pérdida de presión por fricción de éste, en la tubería.

[6]

Donde:

Presión en la entrada de la tobera (psi) Presión de trabajo (psi) Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera (psi/pie) D= Profundidad vertical del pozo (pies)

Pédida de presión por fricción del fluido motriz (psi)

9. Calcular la tasa del fluido de retorno como la suma de la tasa de

producción y la tasa del fluido motriz.

[7]

Donde:

Tasa de fluido de retorno (bls/día) Tasa de fluido motriz (bls/día)

Tasa de fluido producido (bls/día)

10. Calcular el gradiente del fluido de retorno como un promedio del

gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido producido.

[8]

Donde:

= gradiente del fluido producido (psi/pie) Tasa de fluido producido (bls/día)

Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera (psi/pie) Tasa de fluido motriz (bls/día) Tasa de fluido de retorno (bls/día)

77

11. Calcular la fracción de agua del fluido de retorno , dependiendo si el

fluido motriz es petróleo o agua, con las siguientes ecuaciones:

Fracción de agua en el fluido de retorno (fluido motriz petróleo)

[9]

Donde:

Fracción de agua en el fluido de retorno

Tasa de fluido producido (bls/día) = Fracción de agua de formación. Tasa de fluido de retorno (bls/día)

Fracción de agua en el fluido de retorno (fluido motriz agua)

[10]

Donde:

Fracción de agua en el fluido de retorno Tasa de fluido motriz (bls/día)

Tasa de fluido producido (bls/día) = Fracción de agua de formación. Tasa de fluido de retorno (bls/día)

12. Determinar la relación gas-líquido del fluido de retorno GLR.

[11]

Donde:

Relación gas-liquido del fluido de retorno (pie3/bls) Tasa de fluido producido (bls/día) = Fracción de crudo

Relación gas-petróleo (pie3/bls) Tasa de fluido de retorno (bls/día)

78

13. Determinar la viscosidad del fluido de retorno , como un promedio

ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.

( ) [12]

Donde:

Viscosidad del fluido de retorno (cp) Fracción de agua en el fluido de retorno

Viscosidad del agua (cp)

Viscosidad del petróleo (cp)

14. Determinar la presión de descarga de la bomba , como la suma de la

presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en

el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si la GLR

es menor 10 pie3/bl, determinar con la ecuación del literal 7

[13]

Donde:

Presión de descarga de la bomba (psi) Presión de cabeza (psi)

Gradiente del fluido de retorno (psi/pie) D = Profundidad vertical del pozo (pies)

Pérdida de presión por fricción del fluido de retorno (psi)

Si la GLR es mayor o igual que 10 pie3/bls, se debe utilizar una correlación

adecuada para flujo multifásico.

79

15. Calcular un nuevo valor de la relación de presiones H, mediante la ecuación

[14]

Donde:

Relación adimensional de recuperación de presión

Presión de descarga de la bomba (psi) = presión de succión (psi) Presión en la entrada de la tobera (psi)

16. Basado en el valor de H obtenido en el paso 15 se toma la Figura 18 o tabla

11, se determina la relación de áreas óptimas (R).

Figura 18: Curva de comportamiento de Guiberson Manual Ing. Melo. (2007).

80

RELACIÓN DE ÁREAS, R RANGO DE RELACIÓN DE PRESIONES, H

0.60 2.930 - 1.300

0.50 1.300 - 0.839

0.40 0.839 - 0.538

0.30 0.538 - 0.380

0.25 0.380 - 0.286

0.20 0.286 - 0.160

0.15 0.160

Tabla 11: Relación de áreas óptimas

Manual Ing. Melo. (2007)

17. Utilizando la curva de comportamiento de la Figura 18 se encuentra un

nuevo valor para M correspondiente al valor de H paso 15. También se

puede utilizar la siguiente ecuación para calcular M, usando el valor de R

obteniendo en el paso anterior.

√

( )

[15]

Donde:

= 2R

( )

( )

= (1+ )

= 1+

= 0,20

= 0,03

81

Donde:

Relación de flujo

= Coeficientes de pérdida establecidos por Guiberson = Coeficientes de pérdida establecidos por Guiberson

Relación de áreas Aj/At

Si en el paso No. 20 se determina la existencia de cavitación, se recomienda usar

las Curvas de Comportamiento de la figura 19, para encontrar un nuevo valor de

M en lugar de la figura 18. Usar el valor de R determinando en el paso 16. En vez

de usar la figura 19 se puede utilizar la ecuación (No 15) anterior.

Figura 19: Curva H-M de Guiberson Manual Ing. Melo (2007)

82

18. Comparar el nuevo valor de M con el anterior, si la variación de M es menor

del 1%, se considera que se ha obtenido la convergencia y se continúa en

el paso 19. Caso contrario regresar al paso 6 usando el nuevo valor M.

%ERROR = |

| [16]

19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación con

la siguiente ecuación.

( )

√

( ) [17]

Dónde:

Relación de flujo adimensional en el límite de cavitación

Relación de áreas Aj/At = Presión de succión (psi) Presión en la entrada de la tobera (psi)

20. Si M < no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso

24. Si M > , entonces se tendrá problemas de cavitación, por lo que se

requiere un ajuste y continuar en el paso siguiente.

21. Si M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionadas para

calcular un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de

comportamiento de la Figura 18 también se puede usar para encontrar el

valor H correspondiente a . El valor de R se debe mantener constante en

los cálculos para evitar cavitación

83

22. Se calcula a presión de operación superficial requerida para evitar la

cavitación:

[18]

Donde:

PD = Presión de descarga de la bomba (psi) PS = Presión de succión (psi) H = Relación adimensional de recuperación de presión GD = Gradiente del fluido de retorno (psi/pie) PFN = Pérdida de presión por fricción del fluido motriz (psi) D = Profundidad vertical del pozo (pies)

23. Repetir los cálculos para evitar cavitación, regresando al paso 5

24. Determinar el área de la tobera requerida para manejar la tasa de fluido

motriz calculada en el paso 6.

√

[19]

Donde:

Área de tobera (plg2) Tasa de fluido motriz (bls/día) Presión en la entrada de la tobera (psi)

= Presión de succión (psi) Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera (psi/pie)

84

25. La relación de áreas encontrada en el paso 16 junto con el área de la tobera

del paso 22define el área de la garganta, obteniendo así la geometría

óptima de la bomba tipo jet, para la presión de operación superficial dada.

[20]

Dónde:

Área de la garganta. (plg2)

Área de tobera (plg2) Relación de áreas Aj/At

Esta área de la tobera y garganta es la medida ideal requerida para que la tasa

calculada del fluido motriz pase a través de ella. Generalmente el diámetro

exacto de la tobera no es el comercial y no se encuentra disponible por lo que

se selecciona el diámetro disponible más cercano así como la garganta que

combina con esta tobera comercialmente disponible, para obtener la relación de

áreas óptima.

26. Determinar la potencia requerida para la bomba de superficie.

[21]

Dónde: Potencia para la bomba de superficie (HP)

= Caudal de inyección. (Bls/día)

Tasa de fluido motriz (Bls/día)

85

27. Determina la potencia para la bomba de fondo

[22]

.

Dónde: =

= Diferencial de presión (psi).

Presión de descarga de la bomba (psi) = Presión de succión (psi) Potencia para la bomba de fondo

86

4.1.1 Análisis del pozo Coca 01

Pozo Coca 01 Datos

Pb psi 302 Qs bl/día 200

Pwh psi 50 µo cp 5.3

Pr psi 541 µw cp 1

Pwf psi 218 Tubería Producción

API 17.3 OD pulg 2,8750

GOR pcs/bf 30 ID pulg 2,441

Prof pies 8231 Tubería de Revestimiento

ppm 8200 OD pulg 5 1/2

Piny psi 3400 ID pulg 4,892

Gw psi/ft 0.436 BSW % 27 Fw 0.27 Fo 0.73

Tabla 12. Datos Coca 01 Petroamazonas, (2012)

1. El valor de Pt se toma el valor 3400 ya que este pozo llega hasta esta presión

debido a que este campo tiene un sistema centralizado.

2. Se toma M = 1, es utilizado para calcular las pérdidas por fricción.

3. Cálculo del gradiente de presión del petróleo producido a partir de su gravedad

api.

87

4. Cálculo del gradiente de presión del fluido producido.

5. Estimación del factor volumétrico de formación para el petróleo y agua.

[ (

)

]

[ (

)

]

6. Cálculo de la tasa de fluido motriz, con base en la producción deseada y la relación de flujo adimensional, M.

= 241,62 bls/día

7. Cálculo de las pérdidas de presión por fricción en la tubería.

[ (( ) )

]

( )(

) ( ( ))

( )( ) ( ( ))

C = 86,66

88

[ (( ) )

]

8. Cálculo de la presión del fluido motriz en la garganta Pn, como la suma de la presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la pérdida de presión por fricción de éste, en la tubería.

9. Cálculo de la tasa de fluido de retorno.

441,62 bls/día

10. Cálculo del gradiente del fluido de retorno GD como un promedio ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido producido.

89

11. Calculo de la fracción de agua del fluido de retorno FWD dependiendo si el fluido motriz es petróleo o agua, en este caso se utiliza la fórmula para fluido motriz petróleo ya que se inyecta crudo en todo el sistema.

12. Determinación de la relación gas-líquido del fluido GLR.

13. Determinación de la viscosidad del fluido de retorno µD como un promedio ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.

( )

( )

14. Determinación de la presión de descarga de la bomba PD como la suma de la presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si GLR es menor que 10 pie3 / bl, determinar PFD con la ecuación del numeral 7.

[ (( ) )

]

( )(

) ( ( ))

( )( ) ( ( ))

C = 541

90

[ (( ) )

]

15. Cálculo del nuevo valor de H

16. Basado en el valor de H obtenido en el paso 15 se toma la figura 18 o la tabla 11, se determina la relación de áreas óptimas (R).

R= 0,5

17. Determinación del nuevo valor de M = 2R

= 2*0,5

= 1

( )

( )

( )

( )

91

= (1+ )

= (1+0,20)

= 0,3

= 1+

= 1+ 0,03

= 1,03

√

( )

√

( )

18. Calculo del porcentaje de error.

%ERROR = |

|x 100

%ERROR = |

|x 100

%ERROR =72,1 %

Debido a que se obtuvo un porcentaje de error del 72.1% se realiza una segunda

iteración en los cálculos.

92

Segunda iteración

1. Presión de trabajo PT = 3400 psi

2. M= , es utilizado para calcular las pérdidas por fricción.

3. Cálculo del gradiente de presión del petróleo producido a partir de su gravedad API.

4. Calculo de la gradiente de presión del fluido producido.


[ (

)

]

[ (

)

]

6. Cálculo de la tasa de fluido motriz con base en la producción deseada y la relación de flujo adimensional, M

93

= 866 bls/día


[ (( ) )

]

( )(

) ( ( ))

( )( ) ( ( ))

C = 86,66

[ (( ) )

]

8. Cálculo de la presión del fluido motriz en la garganta PN como la suma de la presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la pérdida de presión de éste, en la tubería.

9. Calculo de la tasa de fluido de retorno.

1066 bls/día

94



12. Determinar de la relación gas-líquido del fluido de retorno GLR.

95

13. Determinación de la viscosidad de fluido de retorno µD como un promedio ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.

( )

( )


[ (( ) )

]

( )(

) ( ( ))

( )( ) ( ( ))

C = 541

[ (( ) )

]

15. Cálculo del nuevo valor de H.

96


R= 0,5

17. Determinación del nuevo valor de M

= 2R

= 2*0,5

= 1

( )

( )

( )

( )

= (1+ )

= (1+0,20)

= 0,3

= 1+

= 1+ 0,03

= 1,03

√

( )

√

( )

97

18. Cálculo del porcentaje de error.

%ERROR = |

|x 100

%ERROR = |

|x 100

%ERROR =27,78 %

19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, ML con la siguiente ecuación

( )

√

( )

( )

√

( )

20. Si M < no existe problema de cavitación, Si M > , entonces se tendrá

problemas de cavitación, por lo que se requiere un ajuste y continuar en el paso

siguiente.

98

21. Si M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionadas para calcular

un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la

Figura 17 también se puede usar para encontrar el valor H correspondiente a

. El valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar

cavitación.

M = ML = M = 0,16

( ) [

]

( ) ( )

( ) [

]

( ) ( )

( )

( )

99

Tercera iteración

1. Presión de trabajo PT = 2455 psi.

2. M = 0,160, es utilizado para calcular las pérdidas por fricción.

3. Cálculo del gradiente de presión del petróleo producido a partir de su gravedad API.

4. Calculo de la gradiente de presión del fluido producido.


[ (

)

]

[ (

)

]

6. Cálculo de la tasa de fluido motriz con base en la producción deseada y la relación de flujo adimensional, M.

= 1509 bls/dia

100


[ (( ) )

]

( )(

) ( ( ))

( )( ) ( ( ))

C = 86,66

[ (( ) )

]

8. Cálculo de la presión del fluido motriz en la garganta PN como la suma de la presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la pérdida de presión por fricción de éste, en la tubería.

9. Calculo de la tasa de fluido de retorno.

1709 bls/día

101



12. Determinar de la relación gas-líquido del fluido de retorno GLR.

13. Determinación de la viscosidad de fluido de retorno µD como un promedio ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.

( )

( )

102


[ (( ) )

]

( )(

) ( ( ))

( )( ) ( ( ))

C = 541

[ (( ) )

]

15. Cálculo del nuevo valor de H.


R= 0,5

103

17. Determinación del nuevo valor de M

= 2R

= 2*0,5

= 1

( )

( )

( )

( )

= (1+ )

= (1+0,20)

= 0,3

= 1+

= 1+ 0,03

= 1,03

√

( )

√

( )

104

18. Cálculo del porcentaje de error.

%ERROR = |

|x 100

%ERROR = |

|x 100

%ERROR = 6,12%

19. Calculo de la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación.

( )

√

( )

( )

√

( )

20. Comparación de M y

M <

0,1502 < 0,1739

21. Área de la tobera.

√

√

105

22. Área de la garganta.

23. Potencia requerida para la bomba de superficie

Con los cálculos realizados se observa que el pozo Coca-01 operando con una

presión de operación superficial de 2455 psi y produciendo 200 BFPD, necesita

una bomba tipo jet con una área de tobera de 0.01579 plg2 y una área de garganta

de 0.03159 plg2, lo cual significa que la relación entre el área de la tobera y

garganta debe ser de; a su vez inyectar una tasa de fluido motriz de 1509 bls/día

con una bomba de superficie de 65 HP de potencia. Comercialmente encontrar

una bomba tipo jet con las áreas de tobera y garganta mencionadas es difícil

puesto que las áreas son preestablecidas, por lo que se toman la tobera y

garganta más cercanas a las necesidades y se determina la mejor relación R para

cada uno de los fabricantes. Esta selección se ilustra en la tabla:

106

SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL

NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA

DENOM. AREA plg2 DENOM. AREA plg2 DENOM. AREA plg2 DENOM. AREA plg2 DENOM. AREA plg2 DENOM. AREA plg2

1 0,0018 A 0,0046 DD 0,0016 0 0,0044 1 0,0024 A 0,006

2 0,003 B 0,0072 CC 0,0028 0 0,0071 2 0,0031 B 0,0077

3 0,0038 C 0,014 BB 0,0038 0 0,0104 3 0,004 C 0,01

4 0,0054 D 0,0142 A 0,0055 1 0,0143 4 0,0052 D 0,0129

5 0,0074 E 0,0187 A+ 0,0075 2 0,0189 5 0,0067 E 0,0167

6 0,0094 F 0,0239 BB 0,0095 3 0,0241 6 0,0086 F 0,0215

7 0,0108 G 0,0311 B+ 0,0109 4 0,0314 7 0,0095 G 0,0272

8 0,0122 H 0,0376 CC 0,0123 5 0,038 8 0,0136 H 0,0353

9 0,0148 I 0,0447 C+ 0,0149 6 0,0452 9 0,0181 I 0,0456

10 0,0175 J 0,0526 D 0,0177 7 0,0531 10 0,0229 J 0,0593

11 0,0239 K 0,0654 E 0,0241 8 0,0661 11 0,0307 K 0,0764

12 0,0311 L 0,0796 F 0,0314 9 0,0804 12 0,0387 L 0,0989

KOBE NATIONAL-OLIMASTER

NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA

DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA

1 0,0024 1 0,006 1 0,0024 1 0,0064

2 0,0031 2 0,0077 2 0,0031 2 0,0081

3 0,004 3 0,01 3 0,0039 3 0,0104

4 0,0052 4 0,0129 4 0,005 4 0,0131

5 0,0067 5 0,0167 5 0,0064 5 0,0167

6 0,0086 6 0,0215 6 0,0081 6 0,0212

7 0,0111 7 0,0278 7 0,0103 7 0,0271

8 0,0144 8 0,0359 8 0,0131 8 0,0346

9 0,0186 9 0,0464 9 0,0167 9 0,0441

10 0,024 10 0,0599 10 0,0212 10 0,0562

11 0,031 11 0,0774 11 0,0271 11 0,0715

12 0,04 12 0,1 12 0,0346 12 0,091


Petroamazonas, (2012)

107

4.1.2 Análisis del Pozo Coca 07

Pozo Coca 07 Datos


Pwh psi 45 µo cp 2

Pr psi 2977 µw cp 0,4


API 26 OD pulg 4,0000



ppm 300 OD pulg 7


Gw psi/ft 0,4336 BSW % 86,3 Fw 0,863 Fo 0,137

Tabla 14. Datos Pozo Coca 07. Petroamazonas, (2012)

El análisis para el diseño de la geometría de la bomba tipo jet del pozo Coca-07 se

realiza con el procedimiento anteriormente indicado desde la página (86 a la 106),

se resume los cálculos realizados en la tabla 14 se presentan el resumen de los

resultados obtenidos a partir del Pozo Coca-07

108

Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración

PT 3500 psi 3500 psi 2622,49265 psi

M 1 0,3141951 0,22812009

Go 0,3890127 psi/pie 0,3890127 psi/pie 0,3890127 psi/pie

Gs 0,42749154 psi/pie 0,42749154 psi/pie 0,42749154 psi/pie

BT 1,03713308 1,03713308 1,03713308

QN 398,902057 bl/día 1269,59985 bl/día 1748,6494 bl/día

C 507,456522 507,456522 507,456522

PFN 1,03493782 psi 8,22105035 psi 14,5814777 psi

PN 6635,57445 psi 6628,38834 psi 5744,52056 psi

QD 748,902057 bl/día 1619,59985 bl/día 2098,6494 bl/día

GD 0,40699582 psi/día 0,39732808 psi/día 0,39542997 psi/día

FWD 0,40332377 0,18649668 0,1439259

GLR 3,84162384 1,7763647 1,37088167

mD 1,35468197 cp 1,70160531 cp 1,76971856 cp

C 1571,27362 1571,27362 1571,27362

PFD 1,23981606 psi 5,0760123 psi 8,10759077 psi

PD 3327,84709 psi 3253,73234 psi 3241,45941 psi

H 0,87910724 0,83970999 1,12720354

R 0,5 0,5 0,5

C1 1 1 1

C2 0 0 0

C3 0,3 0,3 0,3

C4 1,03 1,03 1,03

KTD 0,2 0,2 0,2

KN 0,03 0,03 0,03

M 0,3141951 0,32899819 0,2304522

%ERROR 218,273577 4,4994416 1,01196972

ML 0,22798818 0,22812009 0,2463274

Tabla 15. Resumen de cálculos por cada iteración para el pozo Coca 7.


109

Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y puede

continuar con los cálculos

( )

√

( )

( )

√

( )

Si M < no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso 24. Si

M > , entonces se tendrá problemas de cavitación, por lo que se requiere un

ajuste y continuar en el paso siguiente.

Si M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionadas para calcular un

nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la

Figura 17 también se puede usar para encontrar el valor H correspondiente a .

El valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar cavitación.

√

√

110

Potencia requerida para la bomba de superficie





garganta debe ser de 0.5; a su vez inyectar una tasa de fluido motriz de 1750

bls/día con una bomba de superficie de 80 HP. Comercialmente encontrar una

bomba tipo jet con las aéreas de tobera y garganta mencionadas es difícil puesto

que las aéreas son preestablecidas, por lo que se toman la tobera y garganta más

cercanas a las necesidades a continuación se presenta en la tabla N 16.

111



DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2)

1 0,0018 A 0,0046 DD 0,0016 0 0,0044 1 0,0024 A 0,006

2 0,003 B 0,0072 CC 0,0028 0 0,0071 2 0,0031 B 0,0077

3 0,0038 C 0,014 BB 0,0038 0 0,0104 3 0,004 C 0,01

4 0,0054 D 0,0142 A 0,0055 1 0,0143 4 0,0052 D 0,0129

5 0,0074 E 0,0187 A+ 0,0075 2 0,0189 5 0,0067 E 0,0167

6 0,0094 F 0,0239 BB 0,0095 3 0,0241 6 0,0086 F 0,0215

7 0,0108 G 0,0311 B+ 0,0109 4 0,0314 7 0,0095 G 0,0272

8 0,0122 H 0,0376 CC 0,0123 5 0,038 8 0,0136 H 0,0353

9 0,0148 I 0,0447 C+ 0,0149 6 0,0452 9 0,0181 I 0,0456

10 0,0175 J 0,0526 D 0,0177 7 0,0531 10 0,0229 J 0,0593

11 0,0239 K 0,0654 E 0,0241 8 0,0661 11 0,0307 K 0,0764

12 0,0311 L 0,0796 F 0,0314 9 0,0804 12 0,0387 L 0,0989



DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2)

1 0,0024 1 0,006 1 0,0024 1 0,0064

2 0,0031 2 0,0077 2 0,0031 2 0,0081

3 0,004 3 0,01 3 0,0039 3 0,0104

4 0,0052 4 0,0129 4 0,005 4 0,0131

5 0,0067 5 0,0167 5 0,0064 5 0,0167

6 0,0086 6 0,0215 6 0,0081 6 0,0212

7 0,0111 7 0,0278 7 0,0103 7 0,0271

8 0,0144 8 0,0359 8 0,0131 8 0,0346

9 0,0186 9 0,0464 9 0,0167 9 0,0441

10 0,024 10 0,0599 10 0,0212 10 0,0562

11 0,031 11 0,0774 11 0,0271 11 0,0715

12 0,04 12 0,1 12 0,0346 12 0,091



112


Pozo Coca 08

Datos


Pwh psi 142 µo cp 2,6



API 21,5 OD pulg 3,5



ppm 10600 OD pulg 9 5/8


Gw psi/ft 0,4367

BSW % 65

Fw 0,65

Fo 0,35

Tabla 17. Datos Pozo Coca 8






113


PT 2500 psi 2500 psi 2019,08163 psi

M 1 0,15875268 0,11655762



BT 1,16560859 1,16560859 1,16560859


C 239,777234 239,777234 239,777234

PFN 0,58844429 psi 15,8640711 psi 27,5802109 psi

PN 5771,52322 psi 5756,24759 psi 5263,61308 psi


GD 0,41099937 psi/día 0,40313935

psi/día 0,40248725

psi/día

FWD 0,29093392 0,07408034 0,05608951

GLR 7,83283635 1,99447063 1,51010215

mD 1,98031075 cp 2,44220888 cp 2,48052935 cp

C 22935,76 22935,76 22935,76

PFD 0,02306928 psi 0,27475981 psi 0,45298924 psi

PD 3500,2989 psi 3436,32636 psi 3431,17635 psi

H 1,44428662 1,38639463 1,75240776

R 0,6 0,6 0,6

C1 1,2 1,2 1,2

C2 -0,45 -0,45 -0,45

C3 0,432 0,432 0,432

C4 1,03 1,03 1,03

KTD 0,2 0,2 0,2

KN 0,03 0,03 0,03

M 0,15875268 0,16762748 0,11611754

%ERROR 529,910628 5,29436153 0,3789926

ML 0,11639714 0,11655762 0,12211739

Tabla 18. Resumen de cálculos por cada iteración para el pozo Coca - 08


114

Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se

puede continuar con los cálculos

( )

√

( )

( )

√

( )






Figura 7 también se puede usar para encontrar el valor H correspondiente a . El

valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar cavitación.

√

√

115



presión de operación superficial de 2019 psi y produciendo 150BFPD, necesita




bls/día con una bomba de superficie de 56 HP de potencia

Comercialmente encontrar una bomba tipo jet con las áreas de tobera y garganta

mencionadas es difícil puesto que las áreas son preestablecidas, por lo que se

toman la tobera y garganta más cercanas a las necesidades y se determina la

mejor relación R para cada uno de los fabricantes. Esta selección se ilustra en la

tabla 19:

116




1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006

2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077

3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01

4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129

5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167

6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215

7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272

8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353

9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456

10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593




1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064

2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081

3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104

4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131

5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562



117

4.1.4 Análisis de pozo Coca 12-HS

Pozo Coca 12

Datos








ppm 410 OD pulg 7


Gw psi/ft 0,4336

BSW % 50,2

Fw 0,502

Fo 0,498

Tabla 20: Datos de Reservorio






118


PT 3100 psi 3100 psi 2881,6561 psi

M 1 0,3015927 0,28569295



BT 1,08798069 1,08798069 1,08798069


C 239,777234 239,777234 239,777234

PFN 1,73737272 psi 14,8501121 psi 16,3618668 psi

PN 6267,80341 psi 6254,69067 psi 6034,83501 psi



FWD 0,23334148 0,10420175 0,09980044

GLR 13,8889313 6,20228757 5,940313

mD 2,02631679 cp 2,28847044 cp 2,29740511 cp

C 2481,8174 2481,8174 2481,8174

PFD 0,64527708 psi 2,77018743 psi 2,99392259 psi

PD 3306,00159 psi 3260,63304 psi 3259,23811 psi

H 0,91363358 0,88863789 0,95807792

R 0,5 0,5 0,5

C1 1 1 1

C2 0 0 0

C3 0,3 0,3 0,3

C4 1,03 1,03 1,03

KTD 0,2 0,2 0,2

KN 0,03 0,03 0,03

M 0,3015927 0,3106825 0,28585387

%ERROR 231,573017 2,92575498 0,05629451

ML 0,28536228 0,28569295 0,29141424

Tabla 21. Resumen de cálculos por cada iteración para el pozo Coca-12 Petroamazonas, (2012)

119



( )

√

( )

( )

√

( )








√

√

120






garganta debe ser de 0,5; a su vez inyectar una tasa de fluido motriz de1209

bls/día con una bomba de superficie de 65 HP.





tabla:

121




1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006

2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077

3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01

4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129

5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167

6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215

7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272

8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353

9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456

10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593




1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064

2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081

3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104

4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131

5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562



122


Pozo Coca 13

Datos





API 21 OD pulg 3,5



ppm 0 OD pulg 7


Gw psi/ft 0,4335

BSW % 16

Fw 0,16

Fo 0,84

Tabla 23: Datos de Reservorio






123

Primera Iteración

Segunda Iteración

Tercera Iteración

PT 3100 psi 3100 psi 2455,33652 psi

M 1 0,20291421 0,19020241



BT 1,24140532 1,24140532 1,24140532


C 239,777234 239,777234 239,777234

PFN 0,64984894 psi 11,2907583 psi 12,6769782 psi

PN 6689,54197 psi 6678,90106 psi 6032,85136 psi



FWD 0,07088763 0,02223706 0,02102707

GLR 16,7472031 5,25350523 4,96764487

mD 2,17027563 cp 2,25930618 cp 2,26152047 cp

C 2481,8174 2481,8174 2481,8174

PFD 0,22817859 psi 1,82759803 psi 2,02037428 psi

PD 3810,52119 psi 3798,32505 psi 3798,17471 psi

H 1,21934555 1,2144533 1,56540532

R 0,5 0,5 0,5

C1 1 1 1

C2 0 0 0

C3 0,3 0,3 0,3

C4 1,03 1,03 1,03

KTD 0,2 0,2 0,2

KN 0,03 0,03 0,03

M 0,20291421 0,20433396 0,11279829

%ERROR 392,819109 0,69481942 0,68621715

ML 0,19004397 0,19020241 0,20063357

Tabla 24. Resumen de cálculos por cada iteración


124



( )

√

( )

( )

√

( )








√

√

125




una bomba tipo jet con una área de tobera de 0,0100 plg2 y una área de garganta

de 0,0201 plg2, lo cual significa que la relación entre el área de la tobera y

garganta debe ser de 0,5; a su vez inyectar una tasa de fluido motriz de 991

bls/día con una bomba de superficie de 46 HP.




mejor relación R para cada uno de los fabricantes. Esta selección se ilustra

continuación.

126



DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA

1 0,0018 A 0,0046 DD 0,0016 0 0,0044 1 0,0024 A 0,006

2 0,003 B 0,0072 CC 0,0028 0 0,0071 2 0,0031 B 0,0077

3 0,0038 C 0,014 BB 0,0038 0 0,0104 3 0,004 C 0,01

4 0,0054 D 0,0142 A 0,0055 1 0,0143 4 0,0052 D 0,0129

5 0,0074 E 0,0187 A+ 0,0075 2 0,0189 5 0,0067 E 0,0167

6 0,0094 F 0,0239 BB 0,0095 3 0,0241 6 0,0086 F 0,0215

7 0,0108 G 0,0311 B+ 0,0109 4 0,0314 7 0,0095 G 0,0272

8 0,0122 H 0,0376 CC 0,0123 5 0,038 8 0,0136 H 0,0353

9 0,0148 I 0,0447 C+ 0,0149 6 0,0452 9 0,0181 I 0,0456

10 0,0175 J 0,0526 D 0,0177 7 0,0531 10 0,0229 J 0,0593




1 0,0024 1 0,006 1 0,0024 1 0,0064

2 0,0031 2 0,0077 2 0,0031 2 0,0081

3 0,004 3 0,01 3 0,0039 3 0,0104

4 0,0052 4 0,0129 4 0,005 4 0,0131

5 0,0067 5 0,0167 5 0,0064 5 0,0167

6 0,0086 6 0,0215 6 0,0081 6 0,0212

7 0,0111 7 0,0278 7 0,0103 7 0,0271

8 0,0144 8 0,0359 8 0,0131 8 0,0346

9 0,0186 9 0,0464 9 0,0167 9 0,0441

10 0,024 10 0,0599 10 0,0212 10 0,0562

Tabla 25: Geometrías establecidas para Pozo Coca 13 .Petroamazonas, (2012)

127


Pozo Coca 18

Datos





API 24 OD pulg 3,5



ppm 140 OD pulg 7


Gw psi/ft 0,4335

BSW % 16

Fw 0,16

Fo 0,84

Tabla 26: Datos de Reservorio .Petroamazonas, (2012)





128

Primera Iteración

Segunda Iteración

Tercera Iteración

PT 3300 psi 3300 psi 3300 psi

M 1 0,46856665 0,47196672



BT 1,03970926 1,03970926 1,03970926


C 239,777234 239,777234 239,777234

PFN 0,41751134 psi 1,6217635 psi 1,60090996 psi

PN 6435,95046 psi 6434,74621 psi 6434,76706 psi



FWD 0,07780666 0,04916283 0,04940941

GLR 16,3393976 10,3241946 10,3759757

mD 2,15761382 cp 2,21003202 cp 2,20958078 cp

C 2481,8174 2481,8174 2481,8174

PFD 0,16950307 psi 0,38661453 psi 0,38315873 psi

PD 3260,99149 psi 3252,20607 psi 3252,28012 psi

H 0,64913957 0,64483274 0,64486678

R 0,4 0,4 0,4

C1 0,8 0,8 0,8

C2 0,08888889 0,08888889 0,08888889

C3 0,192 0,192 0,192

C4 1,03 1,03 1,03

KTD 0,2 0,2 0,2

KN 0,03 0,03 0,03

M 0,46856665 0,47196672 0,4719398

%ERROR 113,416812 0,72040628 0,00570525

ML 0,62981419 0,62988663 0,62988538

Tabla 27. Resumen de cálculos por cada iteración para el pozo Coca 18.

.Petroamazonas, (2012)

129



( )

√

( )

( )

√

( )








√

√

130




una bomba tipo jet con una área de tobera de 0,0035 plg2 y una área de garganta

de 0,0088 plg2, lo cual significa que la relación entre el área de la tobera y







tabla:

131




1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006

2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077

3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01

4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129

5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167

6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215

7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272

8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353

9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456

10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593

11 0.0239 K 0.0654 E 0.0241 8 0.0661 11 0.0307 K 0.0764

12 0.0311 L 0.0796 F 0.0314 9 0.0804 12 0.0387 L 0.0989




1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064

2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081

3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104

4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131

5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562

11 0.031 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715

12 0.04 12 0.1 12 0.0346 12 0.091



132

4.1.7Análisis del Pozo Coca 19

Pozo Coca 19

Datos






GOR pcs/bf

10 ID pulg 2,992

Prof pies 9580 Tubería de

Revestimiento

ppm 1750 OD pulg 7


Gw psi/ft 0,434

BSW % 19

Fw 0,19

Fo 0,81

Tabla 29: Datos de Reservorio Petroamazonas, (2012)





133

Primera Iteración

Segunda Iteración

Tercera Iteración

PT 3300 psi 3300 psi 3300 psi

M 1 0,74172219 0,7456851



BT 1,00300687 1,00300687 1,00300687


C 239,777234 239,777234 239,777234

PFN 4,16871599 psi 7,11656521 psi 7,04900841 psi

PN 7013,13217 psi 7010,18432 psi 7010,25188 psi



FWD 0,09380004 0,07974119 0,07998788

GLR 3,99884395 3,39949294 3,4100095

mD 2,40020591 cp 2,43015126 cp 2,42962582 cp

C 2218,23278 2218,23278 2218,23278

PFD 1,93807509 psi 2,59517773 psi 2,58081058 psi

PD 3870,55029 psi 3865,01561 psi 3865,10989 psi

H 0,43612238 0,43400394 0,4340376

R 0,3 0,3 0,3

C1 0,6 0,6 0,6

C2 0,07346939 0,07346939 0,07346939

C3 0,108 0,108 0,108

C4 1,03 1,03 1,03

KTD 0,2 0,2 0,2

KN 0,03 0,03 0,03

M 0,74172219 0,7456851 0,74562207

%ERROR 34,8213678 0,53144528 0,0084536

ML 1,5231269 1,52362457 1,52361316

Tabla 30. Resumen de cálculos por cada iteración para el pozo Coca-19 Petroamazonas, (2012)

134



( )

√

( )

( )

√

( )








√

√

135








Comercialmente encontrar una bomba tipo jet con las aéreas de tobera y garganta




tabla:

136



DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg

2) DENOM. AREA (plg

2) DENOM. AREA (plg

2) DENOM. AREA (plg

2) DENOM. AREA (plg

2)

1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006

2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077

3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01

4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129

5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167

6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215

7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272

8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353

9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456

10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593




1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064

2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081

3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104

4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131

5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562



137

4.2. OPTIMIZACIÓN DE LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA

HIDRÁULICA TIPO JET MEDIANTE EL PROGRAMA OILWELL

4.2.1 Análisis de pozo Coca 01-BT, Histórico de producción.

A continuación se tomara la información del histórico de producción, y se lo

representa en el gráfico 3 y 4 para una mejor visualización con respecto al tiempo

así como su presión de inyección con sus respectivos barriles de inyección.


Petroamazonas EP (2012),

Grafico 4: Presión de inyección vs BFPD inyección Petroamazonas EP (2012),

0

50

100

150

200

250

300

19-a

br-

01

01-s

ep-0

2

14-e

ne

-04

28-m

ay-0

5

10-o

ct-0

6

22-f

eb-0

8

06-j

ul-

09

18-n

ov-

10

01-a

br-

12

PR

OD

UC

CIÓ

N (

BFP

D)

AÑOS

HISTORICO DE PRODUCCIÓN COCA 01-BT

BFPD

Tendencia

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

19-a

br-

01

01-s

ep-0

2

14-e

ne-

04

28-m

ay-0

5

10-o

ct-0

6

22-f

eb-0

8

06-j

ul-

09

18-n

ov-

10

01-a

br-

12

AÑOS

Presion de Inyección vs BFPD inyeccion

Piny

BFPD iny

138

4.2.1.2 Datos de reservorio Coca 01 - BT

Estos datos son tomados en base al último Build-up registrado para la arena BT

en Enero del 2007, análisis del potencial del pozo, completaciónes del pozo Coca

01 y análisis en laboratorio.

Pozo Coca 01 Datos


Pwh psi 50 µo cp 5.3

Pr psi 541 µw cp 1


API 17.3 OD pulg 2,8750 GOR pcs/bf 30 ID pulg 2,441


ppm 8200 OD pulg 5 1/2


Gw psi/ft 0.436 BSW % 27 Fw 0.27 Fo 0.73

Tabla 32: Datos de Reservorio Coca 01-BT.


4.2.1.3 Análisis del pozo Coca 01 - BT mediante el programa OILWELL

Para la selección de la bomba se aplicara el software de la compañía OILWELL,

un programa de cómputo muy versátil y amigable que permite simular o realizar

ejercicios para con varios set de datos de yacimientos y completación de pozos.

Como primer paso se debe llenar la primera pantalla con información general del

pozo, datos de profundidad de tubería y asentamiento de la bomba, tamaño y

profundidad del casing de producción, caudal y presión de fondo fluyente

deseados, propiedades del fluido producido e inyectado, presión de bomba

máxima permisible, presión de cabeza, y definir algunos criterios operativos

considerados como banderas.

139

La pantalla 1 (figura 20) muestra el ingreso de la información antes descrita y que

permite continuar con el siguiente paso del programa.

Figura 20: Pantalla 1, Información General Coca 01. OILWELL, 2010

La pantalla 2 (figura 21) corresponde a la definición de cuatro banderas o

instrucciones que definen lo siguiente:

1. El cálculo de la presión de bomba será realizado usando la presión de

intake o presión de fondo fluyente.

2. El cálculo de presión de descarga es realizado con gas.

3. Se tiene instalada una bomba jet en el fondo del pozo.

4. El sistema de fluido es abierto.

140

Figura 21: Pantalla 2, Instrucciones definidas en el programa OILWELL, 2010

Luego el programa despliega una lista de geometrías de bombas (Pantalla 3 –

Figura 22) que se ajustan a las condiciones ingresadas en la pantalla 1 tomando

en consideración los criterios definidos en la pantalla 1 y 2. En la pantalla 3 se

tiene el área mínima de la garganta que evitara su cavitación y en la tabla inferior

la posible combinación de tamaños de bombas tomando encuentra el tamaño

mínimo de la garganta mencionado anteriormente.

141

Figura 22: Pantalla 3, Lista de geometrías de Bomba Jet OILWELL, 2010

De la lista presentada anteriormente, se realiza corridas para determinar cuál es la

bomba que mejor se ajusta a las condiciones deseadas y que cumple con las

condiciones operativas o disponibles de las instalaciones del sistema.

La pantalla 3 (figura 22) muestra el ingreso (0.0181/0.0353) que nos da una (9.H),

a ser corrida en el programa para obtener el resultado de los parámetros con los

que trabajaría de ser corrida en el pozo. En la parte superior se ingresa el tamaño

de la bomba, en la parte inferior se muestra el área de flujo de la garganta, el área

de flujo anular.

142

La pantalla 4 (figura 23) despliega los parámetros operativos de las bombas que

han sido pre-seleccionadas. Entre los parámetros operativos se tienen: tamaño de

la bomba, presión de trabajo, volumen de fluido motriz, potencia requerida por la

bomba, producción deseada, presión de succión y producción máxima posible.

Figura 23: Pantalla 4, Parámetros operativos de la bomba Jet pre- Seleccionadas

OILWELL, (2010)

Es necesario ingresar algunos datos de yacimiento como la presión de formación,

datos de caudal y presión de fondo fluyente de una prueba de producción para

establecer la curva de comportamiento IPR del pozo.

Además, se debe ingresar incrementos de presión de bomba así como

incrementos de producción para la construcción de la curva del pozo. La pantalla 5

(figura 24) muestra el registro de los datos mencionados anteriormente.

143

Figura 24: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo OILWELL, (2010)

Figura 25: Pantalla 5, Curva IPR del pozo OILWELL, (2010)

144

4.2.1.4 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación.

Escenario actual

PRODUCCIÓN REAL

BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny

Potencia (HP) Bomba Jet

125 100 25 20 3300 1452 80 8H

Escenario propuesto.

PRODUCCIÓN PROPUESTA



200 160 40 20 2290 1019.16 65 9H

Balance.

Ganancia de

Producción (BPPD)

Incremento de de la presión

Piny (psi)

Ahorro de potencia

(HP)

Ahorro de fluido motriz (BFPD)

60 -1000 15 433

145



DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA

1 0,0018 A 0,0046 DD 0,0016 0 0,0044 1 0,0024 A 0,006

2 0,003 B 0,0072 CC 0,0028 0 0,0071 2 0,0031 B 0,0077

3 0,0038 C 0,014 BB 0,0038 0 0,0104 3 0,004 C 0,01

4 0,0054 D 0,0142 A 0,0055 1 0,0143 4 0,0052 D 0,0129

5 0,0074 E 0,0187 A+ 0,0075 2 0,0189 5 0,0067 E 0,0167

6 0,0094 F 0,0239 BB 0,0095 3 0,0241 6 0,0086 F 0,0215

7 0,0108 G 0,0311 B+ 0,0109 4 0,0314 7 0,0095 G 0,0272

8 0,0122 H 0,0376 CC 0,0123 5 0,038 8 0,0136 H 0,0353

9 0,0148 I 0,0447 C+ 0,0149 6 0,0452 9 0,0181 I 0,0456

10 0,0175 J 0,0526 D 0,0177 7 0,0531 10 0,0229 J 0,0593

11 0,0239 K 0,0654 E 0,0241 8 0,0661 11 0,0307 K 0,0764

12 0,0311 L 0,0796 F 0,0314 9 0,0804 12 0,0387 L 0,0989

13 0,045 M 0,0957 G 0,0452 10 0,0962 13 0,0498 M 0,1242




1 0,0024 1 0,006 1 0,0024 1 0,0064

2 0,0031 2 0,0077 2 0,0031 2 0,0081

3 0,004 3 0,01 3 0,0039 3 0,0104

4 0,0052 4 0,0129 4 0,005 4 0,0131

5 0,0067 5 0,0167 5 0,0064 5 0,0167

6 0,0086 6 0,0215 6 0,0081 6 0,0212

7 0,0111 7 0,0278 7 0,0103 7 0,0271

8 0,0144 8 0,0359 8 0,0131 8 0,0346

9 0,0186 9 0,0464 9 0,0167 9 0,0441

10 0,024 10 0,0599 10 0,0212 10 0,0562

11 0,031 11 0,0774 11 0,0271 11 0,0715

12 0,04 12 0,1 12 0,0346 12 0,091

13 0,0517 13 0,1242 13 0,0441 13 0,1159



146

4.2.2 Análisis de pozo Coca 07- HS Histórico de producción


representa en el grafico 5 - 6 para una mejor visualización con respecto al tiempo






0

100

200

300

400

500

02-feb-06 28-abr-07 21-jul-08 14-oct-09 07-ene-11 01-abr-12

Pro

du

cció

n (

BFP

D)

AÑOS

HISTORICO DE PRODUCCIÓN COCA 07-HS

BFPD

Tendencia

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

02-feb-06 28-abr-07 21-jul-08 14-oct-09 07-ene-11 01-abr-12 Años

Presión de inyección vs BFPD inyección

Piny

BFPD iny

147

4.2.2.1 Datos de reservorio Coca 07 - HS

Estos datos son tomados en base al último Build-up registrado para la arena HS

el 22 de Marzo del 2004, análisis del potencial del pozo, completaciónes del pozo

Coca 07 y análisis en laboratorio.

Pozo Coca 07 Datos


Pwh psi 45 µo cp 2



API 26 OD pulg 4,0000



ppm 300 OD pulg 7


Gw psi/ft 0,4336 BSW % 86,3 Fw 0,863 Fo 0,137

Tabla 34: Datos de Reservorio Coca 07 HS Petroamazonas EP, (2012)

4.2.2.2Análisis del pozo Coca 07 - HS mediante el programa OILWELL

A continuación ingresamos los datos que se encuentran en la tabla 34 dentro del

programa para poder simular (Figura 27), se escoge diferentes bombas jet hasta

ajustar a las condiciones establecidas, con diferentes bombas jet pre-

seleccionadas, tomamos la bomba (0,01816/0,03632) que nos da una bomba 9,H

de la compañía Oilwell ya que esta se ajusta a las condiciones actuales del pozo.

148

Figura 26: Pantalla 1, Información General Coca 07 OILWELL, (2010)

Figura 27: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas OILWELL, (2010)

Una vez tomada la bomba seleccionada (figura 25) se ingresa los datos Presión

de reservorio, presión de fondo fluyente, caudal deseado e incrementos de

presión y caudal en la pantalla 5 (figura 26) para poder simular la curva del IPR y

determinar la presión óptima. (Figura 27).

149


OILWELL, (2010)

Figura 29: Pantalla 5, Curva IPR del pozo OILWELL, (2010)

150


Escenario actual

PRODUCCION REAL



350 47.95 302.05 86.3 3200 1863 130 10H


PRODUCCION REAL



350 47.95 302.05 86.3 2754 1782 93 9H

Balance.

Ganancia de

Producción (BPPD)

Incremento de de la presion

Piny (psi)

Ahorro de potencia

(HP)


0 -446 0 81

151



DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg

2) DENOM. AREA(plg

2) DENOM. AREA(plg

2) DENOM. AREA(plg

2) DENOM. AREA(plg

2)

1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006

2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077

3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01

4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129

5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167

6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215

7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272

8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353

9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456

10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593



DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2)

1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064

2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081

3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104

4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131

5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562



152

4.2.3 Análisis de pozo Coca 08 - BT Histórico de producción


representa en el gráfico 7 - 8 para una mejor visualización con respecto al tiempo






0

50

100

150

200

250

300

350

400

19-a

br-

01

01-s

ep-0

2

14-e

ne-

04

28-m

ay-0

5

10

-oct

-06

22-f

eb-0

8

06

-ju

l-0

9

18-n

ov-

10

01-a

br-

12

PR

OD

UC

CIÓ

N (

BFP

D)

Años

HISTORICO DE PRODUCCIÓN COCA 08-BT

BFPD

Potencial (BFPD)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

06-dic-99 01-sep-02 28-may-05 22-feb-08 18-nov-10 14-ago-13 Años

Presión de inyección vs BFPD de inyección

Piny

BFPDiny

153

4.2.3.1 Datos de reservorio Coca 08 - BT

Estos datos son tomados en base al último Build-up registrado para la arena BT

el 06 de Diciembre del 2004, análisis del potencial del pozo, completaciónes del

pozo Coca 08 y análisis en laboratorio.

Pozo Coca 08

Datos








ppm 10600 OD pulg 9 5/8


Gw psi/ft 0,4367

BSW % 65

Fw 0,65

Fo 0,35

Tabla 36: Datos de Reservorio Coca 08 BT


4.2.3.2 Análisis del pozo Coca 08 - BT mediante el programa OILWELL



ajustar a las condiciones establecidas, con diferentes bombas jet pre-

seleccionadas, tomamos la bomba (0,0136/0,0272) que nos da una bomba 8,G

de la compañía Oilwell ya que esta se ajusta a las condiciones actuales del pozo.

154



OILWELL, (2010)


de reservorio, presión de fondo fluyente, caudal deseado he incrementos de


determinar la presión optima

155


Figura 33: Curva IPR del pozo OILWELL, (2010)

156


Escenario actual

PRODUCCION REAL



125 44 81.25 65 2300 1590 80 D5


PRODUCCION PROPUESTA



150 53 97.5 65 2500 1300 55 8G

Balance.

Ganancia

de Producción

(BPPD)


Piny (psi)

Ahorro de potencia

(HP)


9 200 25 290

157




2) DENOM. AREA(plg

2) DENOM. AREA(plg

2) DENOM. AREA(plg

2) DENOM. AREA(plg

2)

1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006

2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077

3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01

4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129

5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167

6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215

7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272

8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353

9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456

10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593

11 0.0239 K 0.0654 E 0.0241 8 0.0661 11 0.0307 K 0.0764

12 0.0311 L 0.0796 F 0.0314 9 0.0804 12 0.0387 L 0.0989

13 0.045 M 0.0957 G 0.0452 10 0.0962 13 0.0498 M 0.1242


NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA FABRICANTES BOMBA

DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) SERTECPET - CLAW 9.G

1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064 BLADER - GUIBERSON C+.4

2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081 OILWELL 8.G

3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104 KOBE 8.7

4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131 NATIONAL-OLIMASTER 9.8

5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562

11 0.031 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715

12 0.04 12 0.1 12 0.0346 12 0.091

13 0.0517 13 0.1242 13 0.0441 13 0.1159

Tabla 37: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-08 B


158

4.2.4. Análisis de pozo Coca 12 - HS Histórico de producción


representa en el gráfico 9 – 10 para una mejor visualización con respecto al

tiempo así como su presión de inyección con sus respectivos barriles de

inyección.





0

200

400

600

800

1000

01-oct-00 01-sep-02 01-ago-04 02-jul-06 01-jun-08 02-may-10 01-abr-12

Pro

du

cció

n (

BFP

D)

Años

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN COCA 12 - HS

BFPD

Potencial (BFPD)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

01-oct-00 01-sep-02 01-ago-04 02-jul-06 01-jun-08 02-may-10 01-abr-12Años

Presión de inyección vs BFPD inyección

Piny

BFPDiny

159



el 29 de Septiembre del 2005, análisis del potencial del pozo, completaciónes del


Pozo Coca 12

Datos








ppm 410 OD pulg 7


Gw psi/ft 0,4336

BSW % 50,2

Fw 0,502

Fo 0,498



4.2.4.2 Análisis del pozo Coca 12 - HS mediante el programa OILWELL



ajustar a las condiciones establecidas, se presentan los valores simulados con

diferentes bombas jet pre-seleccionadas, tomamos la bomba (0,0136/0,0272) que

nos da una bomba 8G de la compañía Oilwell ya que esta se ajusta a las

condiciones actuales del pozo.

160


OILWELL, (2010)


161


de reservorio, presión de fondo fluyente, caudal deseado he incrementos de


determinar la presión optima (figura 37).


OILWELL, (2010)


OILWELL, (2010)

162


Escenario actual

PRODUCCIÓN REAL



175 87 88 50.2 3200 1461 80 9H





300 149 151 50.2 3100 1312 67 8G

Balance.

Ganancia de

Producción (BPPD)


Piny (psi)

Ahorro de potencia

(HP)


62 -100 13 149

163



DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2)

1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006

2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077

3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01

4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129

5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167

6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215

7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272

8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353

9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456

10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593




1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064

2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081

3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104

4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131

5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562

Tabla 39: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-12 HS Petroamazonas EP, (2012)

164

4.2.5 Análisis de pozo Coca 13 - HS Histórico de producción

A continuación se toma la información del histórico de producción, y se lo



inyección.





0

50

100

150

200

250

300

350

400

19-abr-01 01-sep-02 14-ene-04 28-may-05 10-oct-06 22-feb-08 06-jul-09 18-nov-10 01-abr-12

Pro

du

cció

n (

BFP

D)

Años

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN COCA 13

BFPD

Potencial (BFPD)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

19-abr-01 01-sep-02 14-ene-04 28-may-05 10-oct-06 22-feb-08 06-jul-09 18-nov-10 01-abr-12 Años

Piny

BFPD iny

165


Estos datos son tomados en base al último Build-up registrado para la arena U el

21 de Diciembre del 2001, análisis del potencial del pozo, completaciónes del


Pozo Coca 13

Datos





API 21 OD pulg 3,5



ppm 0 OD pulg 7


Gw psi/ft 0,4335

BSW % 16

Fw 0,16

Fo 0,84

Tabla 40: Datos de Reservorio Coca 13 HS.





ajustar a las condiciones establecidas, se presentan los valores simulados con

diferentes bombas jet pre-seleccionadas, tomamos la bomba (0,095/0,0215) que

nos da una bomba 7F de la compañía Oilwell ya que esta se ajusta a las

condiciones actuales del pozo.

166




de reservorio, presión de fondo fluyente, caudal deseado e incrementos de presión

y caudal en la pantalla 5 (figura 40) para poder simular la curva del IPR y

determinar la presión óptima (figura 41).

167

Figura 40: Datos para calcular la curva IPR del pozo OILWELL, (2010)


OILWELL, (2010)

168


Escenario actual

PRODUCCIÓN REAL



95 80 15 16 3500 1518 95 C+5





150 126 24 16 3000 987 54 7F

Balance.

Ganancia

de Producción

(BPPD)


Piny (psi)

Ahorro de potencia

(HP)


46 -500 41 531

169




2) DENOM. AREA(plg

2) DENOM. AREA(plg

2) DENOM. AREA(plg

2) DENOM. AREA(plg

2)

1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006

2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077

3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01

4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129

5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167

6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215

7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272

8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353

9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456

10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593

11 0.0239 K 0.0654 E 0.0241 8 0.0661 11 0.0307 K 0.0764

12 0.0311 L 0.0796 F 0.0314 9 0.0804 12 0.0387 L 0.0989

13 0.045 M 0.0957 G 0.0452 10 0.0962 13 0.0498 M 0.1242

KOBE NATIONAL-OLIMASTER FABRICANTES BOMBA

NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA SERTECPET - CLAW 7F

DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) BLADER - GUIBERSON BB3

1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064 OILWELL 7F

2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081 KOBE 76

3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104 NATIONAL-OLIMASTER 77

4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131

5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562

11 0.031 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715

12 0.04 12 0.1 12 0.0346 12 0.091

13 0.0517 13 0.1242 13 0.0441 13 0.1159



170

4.2.6 Análisis de pozo Coca 18 - HS Histórico de producción




inyección.





0

200

400

600

800

1000

1200

10-ago-10 18-nov-10 26-feb-11 06-jun-11 14-sep-11 23-dic-11 01-abr-12

Pro

du

cció

n (

BFP

D)

Años


BFPD

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

10-ago-10 18-nov-10 26-feb-11 06-jun-11 14-sep-11 23-dic-11 01-abr-12Años

Presion de inyección vs BFPD iny

Piny

BFPD iny

171



el 09 de Diciembre del 2010, análisis del potencial del pozo, completaciones del


Pozo Coca 18

Datos





API 24 OD pulg 3,5



ppm 140 OD pulg 7


Gw psi/ft 0,4335

BSW % 16

Fw 0,16

Fo 0,84




programa para poder simular, se escoge diferentes bombas jet hasta ajustar a las

condiciones establecidas, con diferentes bombas jet pre-seleccionadas, tomamos

la bomba (0,004/0,0129) que nos da una bomba 4C de la compañía Oilwell ya

que esta se ajusta a las condiciones actuales del pozo.

172







173

Figura 44: Datos para calcular la curva IPR del pozo

OILWELL, (2010)


174


Escenario actual

PRODUCCION REAL



144 120 23 16 3300 745 59 5E


PRODUCCION PROPUESTA



150 126 24 16 3300 383 24 4C

Balance.

Ganancia

de Producción

(BPPD)


Piny (psi)

Ahorro de potencia

(HP)


6 0 35 362

175




1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006

2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077

3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01

4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129

5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167

6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215

7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272

8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353

9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456

10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593

11 0.0239 K 0.0654 E 0.0241 8 0.0661 11 0.0307 K 0.0764

12 0.0311 L 0.0796 F 0.0314 9 0.0804 12 0.0387 L 0.0989



DENOM. AREA DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2)

1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064

2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081

3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104

4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131

5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562

11 0.031 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715

12 0.04 12 0.1 12 0.0346 12 0.091



176

4.2.7 Análisis de pozo Coca 19-HS Histórico de producción




inyección.





0

100

200

300

400

500

600

700

800

01-sep-02 14-ene-04 28-may-05 10-oct-06 22-feb-08 06-jul-09 18-nov-10 01-abr-12

Pro

du

cció

n (

BFP

D)

Años


BFPD

Potencial (BFPD)

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

01-sep-02 14-ene-04 28-may-05 10-oct-06 22-feb-08 06-jul-09 18-nov-10 01-abr-12

Años

Piny

BFPD iny

177



el 04 de Junio del 2006, análisis del potencial del pozo, completaciónes del pozo

Coca 19 y análisis en laboratorio.

Pozo Coca 19

Datos






GOR pcs/bf

10 ID pulg 2,992

Prof pies 9580 Tubería de

Revestimiento

ppm 1750 OD pulg 7


Gw psi/ft 0,434

BSW % 19

Fw 0,19

Fo 0,81




programa para poder simular, se escoge diferentes bombas jet hasta ajustar a las

condiciones establecidas, con diferentes bombas jet pre-seleccionadas, tomamos

la bomba (0,0181/0,0456) que nos da una bomba 10I de la compañía Oilwell ya

que esta se ajusta a las condiciones actuales del pozo.

178



179







180


Escenario actual

PRODUCCION REAL



140 113.4 26.6 19 3000 2034 145 10I


PRODUCCION PRPOPUESTA


Potencia (HP)

Bomba Jet

500 405 95 19 3300 770.00 48 6H

Balance.

Ganancia de

Producción (BPPD)


Piny (psi)

Ahorro de potencia

(HP)


292 300 97 1264

181




1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006

2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077

3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01

4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129

5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167

6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215

7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272

8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353

9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456

10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593




1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064

2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081

3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104

4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131

5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562



182

4.3 Análisis de resultados. Luego de realizar el análisis de los pozos con sistema de bombeo hidráulico en el

Campo Coca, se presentan el consolidado de valores obtenidos del análisis

matemático y la corrida con el programa Oil-Well comparados los 2 a la vez, y la

propuesta realizada para incrementar la producción, en la tabla 46 se presenta la

comparación entre las bombas y los parámetros de operación de trabajo actuales

con los cálculos realizados y con la corrida del programa se observa que hay

bombas sobredimensionadas puesto que están utilizando gran cantidad de fluido

motriz mayor a la necesaria para la producción actual. Con la propuesta

presentada se obtienen parámetros de trabajo de mayor eficiencia, porque la

geometría calculada da como resultado la utilización de menor caudal de fluido

motriz, incrementado en la producción y mayor eficiencia con las bombas

sugeridas.

Las geometrías de bombas escogidas en las tablas 33, 35, 37, 39, 41, 43, 45, para

los pozos operados por bombeo hidráulico tipo jet señalan la mejor opción por

fabricante en relación al menor caudal de fluido motriz requerido para obtener el

caudal de producción propuesto, esto se resume en la tabla 46.

En la gráfica 17 se puede observar la reducción del caudal de fluido motriz y su

ahorro con el cambio de geometría propuesto y en la gráfica 18 se observa el

aumento en el caudal de producción que se obtendrá y en la gráfica 19 se observa

la disminución de potencia en superficie.

183

ESTADO ACTUAL ESCENARIO PROPUESTO (ANALISIS MATEMATICO) ESCENARIO PROPUESTO (PROGRAMA OIL-WELL)

POZOS BPPD BFPD iny Potencia (HP) Bomba BPPD BFPD iny Potencia (HP) Bomba BPPD BFPD iny Potencia (HP) Bomba

COCA-001 100 1452 80 9H 160 1019 65 8H 160 1405 83 8H

COCB-002 156 813 75 Pistón 156 813 75 Pistón 156 813 75 Pistón

COCC-004 237 1133 75 Pistón 237 1133 75 Pistón 237 1133 75 Pistón

COCE-007 43 1414 85 9H 48 1211 80 8H 48 1405 89 8H

COCF-008 24 1510 79 D5 53 1179 56 8G 53 1329 59 8G

COCG-009 208 NR NR ESP 208 NR NR ESP 208 NR NR ESP

COCH-010 125 1309 83 Pistón 125 1309 83 Pistón 125 1309 83 Pistón

COCI-011 82 1711 84 Pistón 82 1711 84 Pistón 82 1711 84 Pistón

COCJ-012 89 1747 97 9.I 149 1113 65 8H 149 1343 75 8G

COCK-013 80 1518 95 C+.5 126 998 55 7F 126 987 54 7F

COCL-015 19 683 78 Pistón 19 683 78 Pistón 19 683 78 Pistón

COCH-016 46 NR NR FN 46 NR NR FN 46 NR NR FN

COCM-018 15 2100 145 10.J 21 1792 112 10I 21 1738 110 10I

COCM-019 129 1678 135 10I 500 770 65 6H 500 770 48 6H

TOTAL 1353 17068 1111

1930 13731 893

1930 14626 913

Tabla 46. Cálculos realizados para los pozos del Campo Coca

Petroamazonas, (2012) Departamento de Ingeniería

Nota: Las bombas citadas en esta tabla corresponde a Oil-Well, tanto para el análisis matemático como para el programa Oil-Well.

184

Grafico 17: Reducción del fluido motriz utilizado en el Campo Coca


Grafico 18: Aumento de producción en el Campo Coca. Petroamazonas EP (2012)

0

5000

10000

15000

20000

1

BFP

D

CAUDAL DE INYECCIÓN

ACTUAL

ANALISIS MATEMATICO

PROGRAMA OIL-WEL

0

500

1000

1500

2000

1

BP

PD

AUMENTO DE PRODUCCIÓN PROPUESTA

ACTUAL

ANÁLISIS MATEMÁTICO

PROGRAMA OIL-WELL

185

Grafico 19: Disminución de potencia en superficie. Petroamazonas EP (2012)

0

200

400

600

800

1000

1200

1

HP

POTENCIA EN SUPERFICIE

ACTUAL

ANALÍSIS MATEMÁTICO

PROGRAMA OIL-WELL

186

4.3. ANÁLISIS ECONÓMICO

Luego de haber realizado el rediseño de las geometrías de las bombas y la

selección adecuada para optimizar el fluido motriz a cada uno de los pozos que

trabajan con el sistema centralizado, el siguiente paso se debe llevar a cabo es la

elaboración del análisis económico que nos permite visualizar el valor monetario,

que demandara la ejecución del proyecto, el mismo que es fundamental para

conseguir el financiamiento que permita la ejecución del misma. La importancia

del análisis económico, radica en que la implementación del sistema debe

satisfacer las exigencias técnicas a la par de mínimos costos de instalación y

mantenimiento.

4.3.1 Estimación de ingresos.

Los ingresos se estiman en base al incremento de producción que se obtendrán

con los cambios de geometría o bombas, es decir la producción mensual adicional

multiplicada por el precio del petróleo ecuatoriano.

Para determinar la producción mensual en el tiempo de evaluación económica del

proyecto se considera una declinación de producción del 4% anual considerando

el mes de estudio de 30.41 días y un periodo semanal de 7 días.

4.3.2 Flujo neto de caja (FNC)

Representa el movimiento neto de caja o la generación neta de fondos durante

cierto periodo de tiempo que generalmente es el año, y es igual al monto previsto

de los egresos correspondientes al tiempo del proyecto (tiempo K,

correspondiente a 1 año), se maneja una tasa de actualización del 12% anual, 1%

mensual para todos sus proyectos.

187

[22]

Dónde:

Monto previsto de ingresos para el año “t”.

Monto previsto de egresos para el año “t”.

4.3.3 Valor actual neto (VAN)

Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado

número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La metodología

consiste en descontar al momento actual, todos los flujos de caja futuros del

proyecto. A este valor se le resta la inversión inicial, de tal modo que el valor

obtenido es el valor actual neto del proyecto.

∑

( )

[23]

Dónde:

Flujo neto de caja Valor de desembolso inicial. k = Tasa de actualización. T = tiempo.

El criterio de valor actual dice “Si el valor actual neto de una inversión es positiva,

la inversión debe aceptarse y rechazarse si es negativa. Es normal que al inicio de

una inversión el VAN sea negativo, puesto que se está en la etapa de inversión,

será positivo para la fase de recuperación de la inversión.

http://es.wikipedia.org/wiki/Flujo_de_caja

188

4.3.4 Tasa interna de retorno (TIR)

La tasa interna de retorno de una inversión es la tasa de actualización que anula

el valor actual neto del flujo de caja. Se acepta un proyecto si su TIR es mayor a

un cierto valor fijado a priori, es decir a la tasa de actualización de la empresa o en

lo que respecta a la evaluación de la mejor alternativa del proyecto, es decir, se

debe seleccionar aquella alternativa que presente la mayor tasa interna de

retorno.

∑

( )

[24]

Dónde:

Flujo neto de caja

Tasa interna de retorno. T = tiempo.

4.3.5 Relación Beneficio/Costo

La relación beneficio-costo refleja los beneficios equivalentes en dólares para el

usuario y el costo equivalente en dólares para quien lo patrocina, el valor de la

relación beneficio-costo debe ser uno o mayor; si la relación es igual a uno, los

beneficios y los costos equivalentes son iguales y la situación representa la

justificación mínima para una inversión, lo cual hace necesario que la relación sea

mayor que uno, para encontrar una justificación de la inversión realizada en el

proyecto.

[25]

Dónde:

Monto previsto de ingresos para el año “t”.

Monto previsto de egresos para el año “t”. I = Inversión a realizar.

189

4.3.6 Estimación de los egresos

Los egresos en el periodo de estudio es decir, para el primer mes constituyen la

suma de los costos de trabajo de reacondicionamiento típico para el cambio de

geometría de bombas de fondo tipo jet, y para los meses siguientes los egresos

constituyen el costo operativo de producción de barril de petróleo estimado en 7.8

dólares.

4.3.6.1 Costos de Bomba Jet.

En la siguiente tabla 47 se determina los precios unitarios de cada parte la bomba

jet para poder determinar los egresos de que se debe asumir la empresa para el

cambio de bomba.

Componentes de bomba Jet

Descripción Precio USD$

Nose (Fishingneck) 1710

Upperpackingmandrel&plug 1200

Outertube 720

NozzleRetainer 350

HousingThroat 427

Difusser 760

DischargeBody 1520

AdapterExtension 551

Center Adapter 95

EndAdapter 95

Bottom Plug 800

Filtro 35

Extención CMD 494

ChevronPacking 38

Throat 1858

Nozzle 927

Oring 5

Total 11585

Tabla 47: Componentes de la Bomba Jet. Sertecpet, (2012)

190

Una vez determinado el costo unitario de la bomba jet, determinamos el precio

total de todas las bombas que vamos a realizar el cambio como se puede ver en la

tabla 48.

POZOS Bomba Precio bombaUSD$

COCA-001 8H 11,585.00

COCB-002 Pistón COCC-004 Pistón COCE-007 8H 11,585.00

COCF-008 8G 11,585.00

COCG-009 ESP COCH-010 Pistón COCI-011 Pistón COCJ-012 8H 11,585.00

COCK-013 7F 11,585.00

COCL-015 Pistón COCH-016 FN COCM-018 10I 11,585.00

COCM-019 6H 11,585.00

TOTAL

81,095.00

Tabla 48: Precio total para bombas


4.3.6.2 Costos por cambio (Reversar Hidráulicamente)

Para realizar el cambio de las bombas jets se va a proceder a realizar el cambio

mediante el método de reversar hidráulicamente el cual consisten en la

manipulación de fluido motriz mediante el movimiento de las válvulas en el

cabezal de pozo. Para realizar esta operación se necesita del siguiente equipo

que se detalla a continuación en la tabla 49 los valores son unitarios de un solo

día de operación.

191

Costos por cambio USD $

Vacum 300.00 día

Camión Pluma 500 día

Técnico de operación 560.00 día

Procedimiento de cambio 1,300 día

Total 2,660.00 día

Tabla 49: Costos por cambio.


4.3.6.3 Costos por mantenimiento

El mantenimiento de los equipos de superficie VRFs y turbinas se los puede

realizar una vez al año, que se los puede considerar en este proyecto, se puede

programar el cambio de las mismas antes del cambio para tener mejores

resultados. En la tabla 50 se presentan los costos para el mantenimiento estos

datos son de un día de operación.

Costos por mantenimiento USD $

Mantenimiento de vrf 500.00 día

Mantenimiento de turbina 350.00 día

Total 850.00 día

Tabla 50: Costos por mantenimiento Petroamazonas EP, (2012)

4.3.6.4 Costos por contingencia

Los costos de contingencia se los presenta en este proyecto ya que las bombas

jets están sujetas a quedar atrapas en el tubing cuando se está reversando

hidráulicamente, por sus propios chevronpackings y/o rings, para esto se utilizara

equipos de pesca que se presentan en la tabla 51. Los precios presentados de un

día de operación.

192

Costo por Contingencias USD $

Slick line 800.00 día

Equipo saw 2,000.00 día

Camion torre 800.00 día

Total 3,600.00 día

Tabla 51: Costos por contingencia. Petroamazonas EP, (2012)

4.3.6.5 Costos totales del proyecto

Una vez determinados todos los costos de operación para el cambio de una

bomba jet determinamos el costo total del proyecto para su análisis y después

para su ejecución, se presenta en la tabla 52.

COSTO TOTAL DE LA INVERSIÓN USD $

Costos Bomba 7 11,585.00 81,095.00

Costos por cambio 7 2,660.00 18,620.00

Costos por mantenimiento 7 700.00 4,900.00

Costos por contingencia 7 3,600.00 25,200.00

Total

129,815.00

Tabla 52: Costos total por inversión Petroamazonas EP, (2012)

193

4.3.7 Análisis Económico del proyecto

El estudio económico contempla tres posibles escenarios. El primer escenario

(pesimista) con el precio del crudo de 70 USD $, el análisis se realiza para un

periodo de 12 meses, en el segundo escenario (conservador) se considera el

precio por barril de petróleo en 80 USD $ y por últimos e contempla un tercer

escenario (optimista) con un precio de 100 USD $ por barril de petróleo.

4.3.7.1 Consideraciones.

Es necesario mencionar los parámetros considerados para la consecución del

presente estudio económico.

La tasa de actualización es del 12% anual, 1% mensual

Costo del proyecto 129815 USD $

El costo operativo por producción de 1 barril es de 7.8 USD $.

Mes de estudio 30.41 días con una declinación anual del 4%, y una

declinación al día de 0,3378 %

Se considera un primer escenario de 70 USD $ como pesimista.

Un segundo escenario (conservador) con un precio de barril de 90 USD $.

Por último, se realizará el análisis de un tercer escenario (optimista) con un

precio de 100USD $.

194

MES PERIODO PRODUCC

BPPM INGRESOS

USD $

EGRESOS

USD $

FNC USD

$ Tasa

INGRESOS ACTUALIZADOSUSD

$

EGRESOS ACTUALIZADOSUSD

$

FNC ACTUALIZADOUSD

$

ene-12 0 129815 -129815 1.0 0 129815 -129815

feb-12 1 58691 4108391 457792 3650599 0.9 3668206.25 408742.9821 3259463.3

mar-12 2 58493 4094509.2 456245 3638264 0.8 3264117.668 363715.9688 2900401.7

abr-12 3 58295.35 4080674 454704 3625971 0.7 2904543.373 323649.1187 2580894.3

may-12 4 58098.37 4066886.17 453167 3613719 0.6 2584579.682 287996.0217 2296583.7

jun-12 5 57902.07 4053144.61 451636 3601508 0.6 2299863.102 256270.4599 2043592.6

jul-12 6 57706.42 4039449 450110 3589339 0.5 2046510.821 228039.7772 1818471.0

ago-12 7 57511.44 4025800.63 448589 3577211 0.5 1821067.758 202918.9787 1618148.8

sep-12 8 57317.11 4012198 447073 3565124 0.4 1620459.439 180565.4804 1439894.0

oct-12 9 57123.44 3998641 445563 3553078 0.4 1441950.078 160674.4372 1281275.6

nov-12 10 56930.43 3985130 444057 3541073 0.3 1283105.258 142974.5859 1140130.7

dic-12 11 56738.07 3971665 442557 3529108 0.3 1141758.739 127224.5452 1014534.2

24076162.17 2812587.356 21263574.8

COSTO DE IMPLEMENTACIÓN 129815 USD $

TASA INTERNA DE RETORNO < 150 %

VALOR ACTUAL NETO 21,263,574.81 USD $

BENEFICIO/COSTO 8.56 TIEMPO DE RECUPERACIÓN 25.95 HORAS

Tabla 53: Escenario pesimista. Análisis Económico para un precio de petróleo de 70 USD $.

195

MES PERIODO PRODUCC

BPPM INGRESOS

$ EGRESOS $ FNC $ Tasa INGRESOS

ACTUALIZADOS EGRESOS

ACTUALIZADOS FNC

ACTUALIZADO

ene-12 0 129815 -129815 1.0 0 129815 -129815

feb-12 1 58691 4695304 457792 4237512 0.9 4192235.714 408742.9821 3783492.7

mar-12 2 58493 4679439.09 456245 4223194 0.8 3730420.193 363715.9688 3366704.2

abr-12 3 58295.35 4663628 454704 4208924 0.7 3319478.14 323649.1187 2995829.0

may-12 4 58098.37 4647869.9 453167 4194703 0.6 2953805.35 287996.0217 2665809.3

jun-12 5 57902.07 4632165.27 451636 4180529 0.6 2628414.974 256270.4599 2372144.5

jul-12 6 57706.42 4616514 450110 4166404 0.5 2338869.51 228039.7772 2110829.7

ago-12 7 57511.44 4600915.01 448589 4152326 0.5 2081220.295 202918.9787 1878301.3

sep-12 8 57317.11 4585369 447073 4138296 0.4 1851953.645 180565.4804 1671388.2

oct-12 9 57123.44 4569876 445563 4124313 0.4 1647942.946 160674.4372 1487268.5

nov-12 10 56930.43 4554434 444057 4110377 0.3 1466406.009 142974.5859 1323431.4

dic-12 11 56738.07 4539046 442557 4096489 0.3 1304867.13 127224.5452 1177642.6

27515613.91 2812587.356 24703026.6

COSTO DE IMPLEMENTACIÓN 129815 USD


VALOR ACTUAL NETO $24,703,026.55 USD


Tabla 54: Escenario conservador. Análisis Económico para un precio de petróleo de 80 dólares.

196

COSTO DE IMPLEMENTACIÓN 129815 USD $


VALOR ACTUAL NETO 31,581,930.03 USD $


Tabla 55: Escenario optimista. Análisis Económico para un precio de petróleo de 100 dólares.

MES PERIODO PRODUCC

BPPM INGRESOS

USD $

EGRESOS

USD $

FNC

USD $ Tasa

INGRESOS ACTUALIZADOS

USD $

EGRESOS ACTUALIZADOS

USD $

FNC ACTUALIZADOUSD

$

ene-12 0 129815 -129815 1.0 0 129815 -129815

feb-12 1 58691 5869130 457792 5411338 0.9 5240294.643 408742.9821 4831551.7

mar-12 2 58493 5849298.86 456245 5393054 0.8 4663025.241 363715.9688 4299309.3

abr-12 3 58295.35 5829535 454704 5374831 0.7 4149347.675 323649.1187 3825698.6

may-12 4 58098.37 5809837.38 453167 5356670 0.6 3692256.688 287996.0217 3404260.7

jun-12 5 57902.07 5790206.59 451636 5338570 0.6 3285518.717 256270.4599 3029248.3

jul-12 6 57706.42 5770642 450110 5320532 0.5 2923586.888 228039.7772 2695547.1

ago-12 7 57511.44 5751143.76 448589 5302555 0.5 2601525.368 202918.9787 2398606.4

sep-12 8 57317.11 5731711 447073 5284638 0.4 2314942.056 180565.4804 2134376.6

oct-12 9 57123.44 5712344 445563 5266782 0.4 2059928.682 160674.4372 1899254.2

nov-12 10 56930.43 5693043 444057 5248986 0.3 1833007.511 142974.5859 1690032.9

dic-12 11 56738.07 5673807 442557 5231250 0.3 1631083.913 127224.5452 1503859.4

34394517.38 2812587.356 31581930.0

197

4.3.8 Análisis de Resultados.

De los resultados finales del análisis económico del proyecto para los tres

escenarios propuestos se puede observar que en sí, todos son rentables y

representan una ganancia económica para la empresa. Sin embargo el escenario

optimista analizado a un valor de comercialización de 100 USD $ por barril de

petróleo se obtiene una tasa interna de retorno mayor al 150% y la mayor

rentabilidad con una relación beneficio-costo de 12.23 lo cual representa que la

inversión será recuperada en el primer mes de trabajo bajo las nuevas

condiciones de operación.

Para el escenario conservador tomado como referencia un precio de 80 USD $ el

proyecto es rentable, con una tasa interna de retorno mayor al 150 % y una

relación beneficio-costo de 9.78, lo cual el proyecto es muy rentable y que la

inversión se recupera en el primer mes de evaluaciones.

Para el caso del escenario pesimista tomando como referencia 70 USD $ como

el precio de comercialización del barril de petróleo el proyecto es también rentable

con una tasa interna de retorno mayor al 150 % y una relación benefició-costo de

8.56

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

198

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

Cabe mencionar que para los reservorios que tienen soporte (acuífero) de

fondo como en Hollín, las presiones en el tiempo no variarán

mayormente, mientras que los reservorios estratigráficos como BT, U, T

irán sufrirán depletación natural lo cual conlleva a la disminución de

presión, a menos que se implementen proyectos de EOR como en Lobo

U y Payamino U para mantener su producción.

La producción de agua en el campo se ha ido incrementando en los

últimos años, esto ha ido dificultando procesos de producción, tanto en

instalaciones, como trabajos de operación, debido a la corrosión de las

líneas de flujo, obstrucción por depositación de escala, incrementando así

el consumo de químicos, mayor demanda de energía

Como se puede observar en el balance del Coca 07 se puede definir que

este pozo se encuentra colapsado realizando el análisis con la curva IPR

se puede determinar que la capacidad máxima de este pozo es de 366

BFPD

Con el cambio de geometrías se va a tener un aumento de 577 bls, un

ahorro de 2442 bls de fluido motriz, y un ahorro de energía en superficie

de 198 HP disminuyendo de esa forma los mantenimientos preventivos y

correctivos en los equipos de superficie.

199

Las líneas de Power Oil en el Campo Coca, presentan en varios tramos

instalaciones inadecuadas de tubería con cédulas menores a 120, siendo

este grado de cedula la mínima requerida para tuberías de 4 ½ y para

tuberías de 2 3/8 y 3 ½ debe ser cédula 160, que son los óptimos para

ser instaladas en zonas pobladas, por lo que en los actuales momentos

no hay ningún grado de seguridad y los espesores no garantizan una

operación fiable.

Las perdidas continuas en la producción de petróleo se deben a los

permanentes mantenimientos tantos preventivos como correctivos en las

unidades triplex

Para la ejecución de este proyecto la inversión económica que se debe

realizar es de 129815 $, la misma que se verá recuperada en un lapso de

14.52 horas con un TIR < al 150 %

El escenario optimista analizado a un valor de comercialización de 100

USD $ por barril de petróleo se obtiene una tasa interna de retorno mayor

al 150% y la mayor rentabilidad con una relación beneficio-costo de 12.23

lo cual representa que la inversión será recuperada en el primer mes de

trabajo bajo las nuevas condiciones de operación.

Para el escenario conservador tomado como referencia un precio de 80

USD $ el proyecto es rentable, con una tasa interna de retorno mayor al

150 % y una relación beneficio-costo de 9.78, lo cual el proyecto es muy

rentable y que la inversión se recupera en el primer mes de evaluaciones.

Para el caso del escenario pesimista tomando como referencia 70 USD $

como el precio de comercialización del barril de petróleo el proyecto es

también rentable con una tasa interna de retorno mayor al 150 % y una

relación benefició-costo de 8.56

200

5.2 RECOMENDACIONES

El personal de operaciones requiere conocimiento suficiente para el

manejo de estos sistemas, por lo cual se debe realizar capacitaciones en

el área de diseños y funcionamiento del bombeo hidráulico.

Se debe contratar a una empresa especializada para realizar el trabajo de

Build Up para tener datos de presiones y temperaturas actualizadas, al

igual que correr registros de producción para determinar las

características petrofísicas de los yacimientos.

Se deben tener presente los problemas que existen en las facilidades de

producción ya que no se ha dado renovación de equipos y tuberías

además de que las instalaciones de superficie en muchos casos ya han

cumplido el tiempo de vida útil especificado por el fabricante.

Se recomienda realizar un control periódico de la salinidad del agua de

producción, para disminuir la corrosión internamente en la tubería de

retorno.

Se recomienda mantener un tratamiento químico eficiente para mitigar la

formación de incrustaciones, actividad bacterial y más aún el incremento

de sólidos suspendidos puesto que estos son un indicativo de corrosión.

Cambiar los tramos de tuberías en los cuales tengan un número de

cedula menor a 120, por cedula 160 para zonas pobladas debido a que el

sistema de bombeo de fluido motriz trabaja con altas presiones así como

también el cambio de tubing que está instalado en varias líneas.

Para conocer las condiciones de las tuberías que transportan el fluido

motriz y producido, se deben elaborar programas para el control

permanente de la corrosión.

201

Se recomienda realizar un mantenimiento de las bombas hidráulicas tipo

jet cada 4 meses para comprobar su funcionamiento y eliminar posibles

daños en sus elementos y así evitar el mal funcionamiento de las bombas

en un futuro.

GLOSARIO

202

GLOSARIO

Anular.- Es la diferencia de espacio entre el casing y el hueco perforado.

Además, esto puede ser descrito como diámetro interno (I.D) y diámetro externo

(O.D).

Arbol de navidad o cabezal del pozo.- El arreglo de tuberías y válvulas en la

cabeza del pozo que controla el flujo de petróleo y gas y previene reventones.

Casing.- Una de las muchas piezas de la tubería de acero, que esta cementada

para formar una barrera al movimiento del fluido a lo largo del hueco. Esto está

comúnmente cementado con el hueco del pozo.

Cavitación.- son creadas a altas velocidad, muy bajas presiones de burbujas

que rápidamente y violentamente colapsan cerca de las proximidades de la

superficie, además se observa un flujo turbulento.

Conificación de agua.- Superficie en forma de cono que toma el contacto agua-

petróleo alrededor de un pozo de petróleo, se origina cuando la zona productora

de petróleo está localizado en una arena cuya parte inferior (Fondo de la arena)

es agua y debido a la alta rata de producción o empuje hidrostático de fondo, el

contacto agua – petróleo se levanta debajo del pozo, formando una superficie

cónica alrededor del mismo.

Emulsiones.- Mezcla en la cual un líquido es dispersado en otro en forma de

gotitas muy finas.

Estrato.- Geológico: Capa (cuerpo generalmente tubular), caracterizado por

ciertos atributos o propiedades unificantes que lo distinguen de estratos

adyacentes.

Flujo multifásico.- Ocurre cuando dos o más fases están fluyendo. Esto a

menudo complica mucho a las bombas, la predicción de flujo y medidas.

203

Formación.- Conjunto de capas estratigráficas genéticamente relacionadas

entre sí.

Gradiente.- Cambio en presión o temperatura por unidad de profundidad.

Gravedad especifica.- La relación de la densidad de una sustancia a

determinada temperatura con la densidad de agua a 4°C.

Packer.- equipo de fondo que forma un sello entre dos cámaras en el pozo. Los

packers son equipados con gomas para anclarlos y para el movimiento bajo

altas presiones.

Partes por millón (ppm).- el número de unidades de peso o volumen de

constituyente menores presente en cada millón de unidades de una solución o

mezcla. En agua es equivalente a mg/l.

Presión.- El esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por peso

(gravedad) o mediante el uso de fuerza. Se le mide como fuerza entre área, tal

como newton/por metro cuadrado.

Presión de burbuja.- Presión en la cual el gas empieza a salir del petróleo bajo

la saturación y forma una fase libre de gas en la matriz o una capa de gas.

Saturación.- Es la fracción de porosidad efectiva llenada con un fluido

especifico.

Tubing.- Típicamente los más pequeños, es la tubería interior que es usada

primordialmente para el flujo del fluido.

Viscosidad.- Es la resistencia de un líquido al movimiento o flujo-, normalmente

disminuye al elevar la temperatura.

BIBLIOGRAFÍA

204

BIBLIOGRAFÍA

Almeida, M., (2004). Bombeo Hidráulico Texto Guía, Quito, UTE

Melo, V., (2006). Levantamiento Artificia, Quito, EPN

Melo, V., (2007). Optimización de la geometría de la bomba jet, Quito,

EPN

Brown, K., (1986). The Technology of Artificial, Methods, Vol 2b, Tulsa.

Oilwell, (2010) Hydraulic Pumping Systems. Odessa, Texas, Institutional.

Toby. S., (2010) Weatherford. Hydraulic Lift Systems. Journal of

Petroleum Technology

Sertecpet, (2011) Catálogo de servicios y productos, Quito, Institucional.

Sertecpet, (2011) Manual para operaciones de campo, Quito,

Institucional.

Benavides, A., (2011). Estudio del sistema de bombeo hidráulico en el

Campo Shushufindi

Romero, M., (2011). Estudio del sistema del bombeo hidráulico en el

Campo Lago Agrio para incrementar su producción.

ANEXOS

205

Anexo 1: Mapa isópaco del campo coca


206

W E

EDAD LITOLOGIABREVE DESCRIPCION LITOLOGICA

AM

BIE

NT

E

PR

OD

UC

...

COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE

FA

SE

OR

OG

EN

ICA

T

AR

DIO

AN

DIN

AF

AS

E O

RO

GE

NIC

A

TE

MP

RA

NA

A

ND

INA

PLIOCENO

MIOCENO

NE

OG

EN

OP

AL

EO

GE

NO

CE

NO

ZO

ICO

C

Z

OLIGOCENO

EOCENO

PALEOCENO

MAESTRICHTIANO

CAMPANIANO

SANTONIANO

CONIACIANO

TURONIANO

CENOMANIANO

FM. MESA

ARCILLAS ROJAS

CO

NT

INE

NT

AL

ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO

CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS

ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS

F M ARAJUNO

FM ORTEGUAZA

HIATO

HIATO

HIATO

FM TIYUYACU

FL

UV

IAL

CO

NT

CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS

ALBIANO

APTIANO

NEOCOMIANO

CR

ET

AC

ICO

JU

RA

SIC

O

ME

SO

ZO

ICO

M

Z

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

PA

LE

OZ

OIC

O P

Z PERMICO

CARBONIFERO (PENSILVIANO)

DEVONICO

SILURICO

ORDOVICICO/CAMBRICO

PRECAMBRICO PE

FM TENAARN BT

CO

NT

INE

HIATO

ARCILLAS ROJAS ARENISCASCONCLOMERADOS

M1 / VIVIAN

CLZ M-1

CLZ M-2

CLZ A

Na

po

Su

p.

Na

po

Med

.N

ap

o I

nf.

ARENISCAS "U"

CLZ B

ARENISCAS " T "

LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS

ARENISCAS CUARZOSAS

ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS

ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADASCON ANHIDRITA.

CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCASCUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS

FM CURARAY

CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS

ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS

BASAMENTO CRISTALINO

CO

NT

INE

NT

A M

AR

INO

Na

po

Ba

sal.

HIATO

HIATO

HIATO

MA

RIN

O D

E A

GU

A S

OM

ER

OM

AR

INO

CO

NT

INM

AR

INO

MA

RIN

O

FM SANTIAGO

FMMACUMA

METAMORFICOS

LUTITAS GRIS VERDOSAS

FO

RM

AC

ION

NA

PO

CLZ C ZONAHOLLÍN SUPERIOR

FM CHAPIZA

MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI

FM PUMBUIZA

ARN M-2

FM CHAMBIRA

Realizado por:Juan Chiriboga / Omar Corozo

FM HOLLIN

1

2

3

4

5

Tapi

Vista

Auca

JIVINO/LAGUNA

Armadillo/Auca

Puma

Yuralpa/Dayuno

Colaboracion: Pierre KummertMODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS

Anexo 2: Cuenca estratigráfica


207

Anexo 3: Especificaciones técnicas Bomba jet claw directa

Sertecpet, (2012)

Anexo 4: Especificaciones técnicas Bomba jet claw reversa

Sertecpet, (2012)

208

Anexo 5: Especificaciones técnicas No-Go

NO-GO DIMENSIONES DEL TUBING DIMENSIONES DEL NO-GO

OD ID DRIFT TIPO

ID del Sello

[A]

OD

[B]

Longitud

[C]

Diametro

Restrictivo

plg plg plg plg plg plg plg

2

3/8

1.995 1.901 R 1.810 3.063 13.00

1.560

1.995 1.901 F 1.870 1.560

2

7/8

2.441 2.347 R 2.250 3.668 13.50

2.305

2.441 2.347 F 2.310 2.305

3

1/2

2.992 2.867 R 2.750 4.500 14.75

2.660

2.992 2.867 F 2.810 2.760

4

1/2

4.000 3.875 R 3.750 5.563 15.00

3.695

3.950 3.833 F 3.810 3.759

Sertecpet, (2012)

Anexo 6: Especificaciones técnicas Standing Valve

STANDING VALVE

OD

Nominal

[plg]

SEAL BORE OD Max.

Tipo S R

[plg]

Tipo S F

[plg]

Tipo S R

[plg]

Tipo S F

[plg]

2 3/8 1.81 1.87 1.865 1.905

2 7/8 2.25 2.312 2.302 2.364

3 1/2 2.75 2.812 2.802 2.865

Sertecpet, (2012)

Anexo 7: Especificaciones técnicas Packer

EspeciifacionesPacker Configuración 2-7/8 x Penetrador

Máximo OD (in) 6

Dif. Pressure Rating (psi) 5,000

Tensión para liberar (lbs) 42,000

Elemento empaquetador Nitrilo, H80

Temperatura (°F) 275

Material Carbon Steel, 80 KsiMys

Minimo ID (in) 1.922

Sertecpet, (2012)

209

Anexo 8: Especificaciones técnicas Camisa Model SL

Camisa Model SL PRESION

DE

TRABAJO

RANGO DE

TEMPERATURA

RANGO DE

TENSION TORQUE

8100 psi 280 °F 181000 4750 ft - lbs

OD

Nominal

[plg]

SEAL BORE

[plg]

MEASURE

[plg]

OD

[plg]

2 3/8 1.810 1.810

2.910 1.875 1.870

2 7/8 2.250 2.250

3.410 2.310 2.310

3 1/2 2.750 2.750

4.500 2.810 2.810

4 1/2 3.750 3.750

5.500 3.810 3.810

Sertecpet, (2012)

Anexo 9: Especificaciones técnicas Camisa Model CSL

Camisa Model CSL

PRESION

DE

TRABAJO

RANGO DE

TEMPERATURA RANGO DE TENSION TORQUE

8100 psi 280 °F 181000 4750 ft - lbs

OD

Nominal

[plg]

SEAL BORE

[plg]

MEASURE

[plg]

OD

[plg]

2 3/8 1.810 1.810

2.910 1.875 1.870

2 7/8 2.250 2.250

3.410 2.310 2.310

3 1/2 2.750 2.750

4.500 2.810 2.810

4 1/2 3.750 3.750

5.500 3.810 3.810

Sertecpet, (2012)

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