ii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
Análisis técnico económico para el cambio de sistema de levantamiento artificial de
bombeo hidráulico a bombeo mecánico en pozos del Campo Lago Agrio
Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de
Petróleos
AUTOR: Javier Robinson Espín Segovia
TUTOR: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache
Quito, 2019
iii
DERECHOS DE AUTOR
Yo, Javier Robinson Espín Segovia, en calidad de autor y titular de los derechos
morales y patrimoniales del trabajo de titulación “Análisis técnico económico para el
cambio de sistema de levantamiento artificial de bombeo hidráulico a bombeo mecánico
en pozos del campo lago agrio”, modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el
Art.114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS
CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la
Universidad Central del Ecuador un licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para
el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi
favor todos los derechos de autoría sobre la obra, establecidos en la normativa citada.
Así mismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la
digitalización y publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de
conformidad a lo dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
Declaro que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma
de expresión y no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la
responsabilidad por cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y
liberando a la Universidad de toda responsabilidad.
En la ciudad de Quito a los 16 días del mes de agosto del 2019.
AUTOR
JAVIER ROBINSON ESPIN SEGOVIA
C.C. 1715381206
Correo: [email protected]
iv
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADORFACULTAD DE INGENIERÍA EN
GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TUTOR
Por la presente dejo constancia que en mi calidad de TUTOR he supervisado la
realización del Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ANÁLISIS TÉCNICO
ECONÓMICO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL DE BOMBEO HIDRÁULICO A BOMBEO MECÁNICO EN
POZOS DEL CAMPO LAGO AGRIO”, presentado por el señor Javier Robinson
Espín Segovia, para optar el Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los
requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública
por parte del Tribunal que se designe.
Adjunto reporte de similitudes.
En la ciudad de Quito a los 16 días del mes de agosto del 2019.
TUTOR
Ing. Fernando Lucero Calvache M.Sc.
CC. 1720160272
v
DEDICATORIA
El presente trabajo está dedicado:
A Dios quien ha permitido la consecución de este arduo camino, y cuya
bendición es imprescindible en cada paso a dar en la vida.
A mi amado hijo Nicolás Espín por ser el pilar fundamental para la ejecución y
finalización de mi carrera y el presente trabajo. Que tu amor y ternura estén presentes en
cada uno de nuestros días.
A mis padres por su esfuerzo, dedicación, paciencia y constancia sin los cuales
no sería posible mi desarrollo personal y profesional. Muchas gracias por ser quienes
son y por la confianza depositada en mí.
Javier Espín Segovia.
vi
AGRADECIMIENTOS
Los agradecimientos del presente trabajo están dirigidos para:
Wilson Espín Mena y Silvia Segovia Sánchez, mi padre y mi madre, quienes han
hecho posible la realización y culminación del presente trabajo con el apoyo de mis
hermanos Henry y Mishell.
A la Universidad Central del Ecuador que me ha permitido estudiar en sus
gloriosas aulas para la culminación de la carrera de Ingeniería de Petróleos.
Al Ing. Fernando Lucero Tutor de la tesis y a los Ingenieros Nelson Zuquilanda
y Sergio Lira revisores de la misma. Y a todos los docentes de la Facultad de Ingeniería
en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental especialmente a quienes forman parte de la
Carrera de Ingeniería de Petróleos.
A la empresa PETROAMAZONAS EP y al personal que forma parte de la
misma. Al Ing. Francisco Silva Co-Tutor del presente trabajo y a los Ingenieros Paul
Lara, Atahualpa Mantilla, Guillermo Pavón, y Magaly Abril por su valiosa
colaboración.
A mis compañeros de Carrera de Ingeniería de Petróleos y de manera muy
especial a los Ingenieros Lilian Calva, Alex Chamorro, Jhonny Toalombo y Edwin
Savedra cuya amistad y consideración han sido de gran importancia y aporte a lo largo
de la carrera.
Javier Espín Segovia
vii
INDICE DE CONTENIDOS
DERECHOS DE AUTOR……………………………………………………………….ii
APROBACIÓN DEL TUTOR………………………………………………………….iii
DEDICATORIA………………………………………………………………………...iv
AGRADECIMIENTOS………………………………………………………………….v
INDICE DE CONTENIDOS……………………………………………………………vi
INDICE DE FIGURAS………………………………………………………………..viii
INDICE DE TABLAS…………………………………………………………………...x
INDICE DE ABREVIATURAS………………………………………………………..xi
RESUMEN…………………………………………………………………………….xiii
ABSTRACT…………………………………………………………………………...xv
1 CAPITULO I: GENERALIDADES ......................................................................1
1.1 Introducción ...................................................................................................... 1
1.2 Planteamiento del Problema ............................................................................. 1
1.3 Justificación e Importancia ............................................................................... 2
1.4 Objetivos ........................................................................................................... 2
1.4.1 Objetivo General......................................................................................... 2
1.4.2 Objetivos Específicos ................................................................................. 2
1.5 Entorno del Estudio .......................................................................................... 3
1.5.1 Marco Institucional ..................................................................................... 3
1.5.2 Marco Ético ................................................................................................ 3
1.5.3 Marco Legal ................................................................................................ 3
2 CAPITULO II: MARCO TEÓRICO ....................................................................5
2.1 Descripción del Campo Lago Agrio ................................................................. 5
2.1.1 Ubicación Geográfica ................................................................................. 5
2.1.2 Historia del Campo ..................................................................................... 6
2.1.3 Geología ..................................................................................................... 6
2.1.4 Columna estratigráfica del Campo Lago Agrio .......................................... 9
2.1.5 Petróleo Original en Sitio del Campo Lago Agrio ................................... 10
2.1.6 Estimación de Reservas del Campo Lago Agrio ...................................... 12
2.2 BOMBEO MECÁNICO ................................................................................. 18
2.2.1 Principio de Funcionamiento .................................................................... 18
2.2.2 Equipo de Superficie ................................................................................ 18
viii
2.2.3 Tipos de Unidades de Bombeo Mecánico ................................................ 20
2.2.4 Equipos de Fondo ..................................................................................... 28
2.2.5 Unidades de Bombeo de Fondo ................................................................ 29
2.3 BOMBEO HIDRÁULICO ............................................................................. 37
2.3.1 Principio de Funcionamiento .................................................................... 38
2.3.2 Sistemas de Operación.............................................................................. 39
2.3.3 Equipos de Superficie ............................................................................... 40
2.3.4 Equipos de Fondo ..................................................................................... 41
2.3.5 Bomba Hidráulica Tipo Jet ....................................................................... 43
2.4 Ventajas Relativas de los Sistemas de Levantamiento Artificial ................... 48
2.5 Desventajas relativas de los Sistemas de Levantamiento Artificial ............... 49
3 CAPITULO III: DISEÑO METODOLÓGICO .................................................50
3.1 Tipo de Estudio ............................................................................................... 50
3.2 Universo y Muestra ........................................................................................ 50
3.3 Instrumentos de Recopilación de Información y Datos.................................. 50
3.3.1 Selección de Pozos para Cambio de BHTJ a BM .................................... 51
4 CAPITULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS ...............................................58
4.1 Análisis Técnico ............................................................................................. 58
4.1.1 Calificación de los Pozos Seleccionados .................................................. 58
4.1.2 Análisis del Historial de Producción de los Pozos Seleccionados ........... 63
4.1.3 Reservas de los Pozos Seleccionados ....................................................... 70
4.1.4 Análisis de los Pozos Seleccionados con Bombeo Hidráulico Tipo Jet ... 73
4.1.5 Análisis nodal de los pozos seleccionado para bombeo mecánico ........... 78
4.1.6 Análisis Comparativo del Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet y de
Sistema de Bombeo Mecánico ............................................................................... 87
4.1.7 Diseño Para Bombeo Mecánico Para los Pozos Seleccionados ............... 88
4.2 Análisis Económico ........................................................................................ 93
4.2.1 Consideraciones para el Análisis Económico ........................................... 93
4.2.2 Resultados del Análisis Económico ......................................................... 95
4.2.3 Comparación Económica entre los Sistemas de Levantamiento Propuestos
…………………………………………………………………………...97
5 CAPITULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................98
CONCLUSIONES .........................................................................................................98
RECOMENDACIONES .............................................................................................100
BIBLIOGRAFÍA: ........................................................................................................101
6 ANEXOS ..............................................................................................................103
ix
INDICE DE FIGURAS
Figura 1. Ubicación del Campo Lago Agrio Bloque-56 .................................................. 5
Figura 2. Columna Estratigráfica del Campo Lago Agrio................................................ 9
Figura 3. Evolución de las cifras históricas de reservas ................................................. 17
Figura 4. Porcentaje de reservas Probadas, Probables y Posibles .................................. 17
Figura 5. Designacion API de las unidades de bombeo ................................................. 20
Figura 6. Elementos de la unidad convencional de bombeo mecánico .......................... 22
Figura 7. Esquema del sistema neumático del contrapeso ............................................. 23
Figura 8. Esquema de los elementos de la unidad Mark II............................................. 24
Figura 9. Esquema de los elementos de la unidad RotaFlex .......................................... 25
Figura 10. Diseños de la caja de engranaje .................................................................... 26
Figura 11. Diagrama de un Balancín Convencional con Contrapesos ........................... 27
Figura 12. Diagrama de una Prensa Estopa .................................................................... 27
Figura 13. Válvula de Contrapresión .............................................................................. 28
Figura 14. Bomba de tubería .......................................................................................... 30
Figura 15. Bomba de tubería .......................................................................................... 31
Figura 16. Tipos de válvulas viajeras ............................................................................. 33
Figura 17. Tipos de válvulas viajeras ............................................................................. 33
Figura 18. Carga de fondo del Pistón vs Posición para la bomba llena ......................... 34
Figura 19. Ancla Inferior y Ancla superior de tubería ................................................... 36
Figura 20. Diagrama de un ancla natural de gas............................................................. 36
Figura 21. Bomba hidráulica tipo Jet.............................................................................. 37
Figura 22. Funcionamiento Bomba hidráulica tipo jet ................................................... 38
Figura 23. Standing valve ............................................................................................... 42
Figura 24. Camisas (Slinding Sleeve) abierta y cerrada ................................................. 43
Figura 25. Principio de funcionamiento Bomba Jet ....................................................... 43
Figura 26. Partes de la Bomba Jet .................................................................................. 44
Figura 27. Esquema de la boquilla de bomba jet ............................................................ 45
Figura 28. Esquema de la boquilla de bomba jet ............................................................ 45
Figura 29. Esquema del difusor de bomba jet ................................................................ 46
Figura 30. NO-GO Niple ................................................................................................ 46
Figura 31. Empacadura ................................................................................................... 47
Figura 32. Distribución de sistemas de levantamiento artificial en el campo Lago Agrio
........................................................................................................................................ 51
Figura 33. Porcentaje de producción por SLA en el campo Lago Agrio ....................... 52
Figura 34. Producción y profundidad de pozos del campo Lago Agrio ......................... 54
Figura 35. Producción y profundidad de pozos del campo Lago Agrio ......................... 55
Figura 36, Curva tipo Profundidad vs Caudal ................................................................ 55
Figura 37. Curva tipo Profundidad vs Caudal ................................................................ 56
Figura 38, Historial de producción del pozo Lago 17 año 2019 .................................... 69
Figura 39. Historial de producción del pozo Lago 30 año 2019 .................................... 69
Figura 40. Historial de producción del pozo Lago 41 año 2019 .................................... 69
Figura 41. Historial de producción del pozo Lago 43 año 2019 .................................... 69
Figura 42. Reservas del pozo Lago 17 año 2019 ............................................................ 72
Figura 43. Reservas del pozo Lago 30 año 2019 ............................................................ 72
Figura 44. Reservas del pozo Lago 41 año 2019 ............................................................ 72
x
Figura 45. Reservas del pozo Lago 41 año 2019 ............................................................ 72
Figura 46. Historial de producción Lago 17 ................................................................... 75
Figura 47. Historial de producción Lago 30 ................................................................... 75
Figura 48. Historial de producción Lago 41 ................................................................... 75
Figura 49. Historial de producción Lago 43 ................................................................... 75
Figura 50, Paso 1 Pipesim ............................................................................................. 81
Figura 51, Paso 2 Pipesim .............................................................................................. 81
Figura 52, Paso 3 Pipesim .............................................................................................. 82
Figura 53, paso 4, Pipesim ............................................................................................. 82
Figura 54, Paso 5 Pipesim .............................................................................................. 83
Figura 55, Paso 6, Pipesim ............................................................................................. 83
Figura 56, Paso 7 Pipesim .............................................................................................. 84
Figura 57, Paso 8 Pipesim .............................................................................................. 84
Figura 58, Paso 9 Pipesim .............................................................................................. 85
Figura 59, Paso 10 Pipesim ............................................................................................ 85
Figura 60, Paso 11 Pipesim ............................................................................................ 86
Figura 61, Paso 12 Pipesim ............................................................................................ 86
Figura 62. Diseño Bombeo mecánico Lago 17 .............................................................. 89
Figura 63. Carta dinamométrica Lago 17 ....................................................................... 89
Figura 64. Diseño Bombeo mecánico Lago 30 .............................................................. 90
Figura 65. Carta dinamométrica Lago 30 ....................................................................... 90
Figura 66. Diseño Bombeo mecánico Lago 41 .............................................................. 91
Figura 67. Carta dinamométrica Lago 41 ....................................................................... 91
Figura 68. Diseño Bombeo mecánico Lago 43 .............................................................. 92
Figura 69. Carta dinamométrica Lago 43 ....................................................................... 92
xi
INDICE DE TABLAS
Tabla 1. Formaciones del Campo Lago Agrio ................................................................. 7
Tabla 2. Propiedades de los fluidos .................................................................................. 8
Tabla 3. POES 2018 del Campo Lago Agrio ................................................................. 11
Tabla 4. POES 2017 del Campo Lago Agrio ................................................................. 11
Tabla 5. Cuadro resumen de reservas Campo Lago Agrio ............................................. 13
Tabla 6. Cuadro resumen Reservas Probadas produciendo ............................................ 14
Tabla 7. Cuadro Resumen Reservas Probadas Shut-in................................................... 15
Tabla 8. Cuadro resumen Reservas Probables................................................................ 15
Tabla 9. Cuadro resumen Reservas Posibles .................................................................. 16
Tabla 10.Ventajas relativas a sistemas de levantamiento artificial ................................ 48
Tabla 11. Ventajas relativas a sistemas de levantamiento artificial ............................... 49
Tabla 12. Producción por sistemas de levantamiento artificial en el campo Lago Agrio
........................................................................................................................................ 52
Tabla 13. Pozos seleccionados para cambio de SLA ..................................................... 57
Tabla 14. Sistema de calificación para SLA................................................................... 58
Tabla 15. Calificación del pozo Lago 17 ........................................................................ 59
Tabla 16, Calificación del pozo Lago 30 ........................................................................ 60
Tabla 17, Calificación del pozo Lago 41 ........................................................................ 61
Tabla 18, Calificación del pozo Lago 43 ........................................................................ 62
Tabla 19. Resumen WO y eventos Lago 17 ................................................................... 64
Tabla 20. Resumen WO y eventos Lago 30 ................................................................... 65
Tabla 21. Resumen WO y eventos Lago 41 ................................................................... 67
Tabla 22. Resumen WO y eventos Lago 43 ................................................................... 68
Tabla 23. Tabla resumen reservas .................................................................................. 71
Tabla 24. Costo beneficio del fluido motriz ................................................................... 77
Tabla 25, Intervenciones en pozos ................................................................................. 77
Tabla 26. Costo total de bombeo hidraulico ................................................................... 78
Tabla 27, In-put data Lago 17 ........................................................................................ 79
Tabla 28, in-put data Lago 30 ......................................................................................... 79
Tabla 29. in-put data Lago 41 ......................................................................................... 80
Tabla 30, in-put data Lago 43 ......................................................................................... 80
Tabla 31. Resumen de análisis de nodos ........................................................................ 87
Tabla 32. Comparativo de BHJ y BM ............................................................................ 88
Tabla 33. Análisis económico para bombeo hidráulico pozo Lago 43 .......................... 96
Tabla 34. Análisis económico para bombeo mecánico pozo Lago 43 .......................... 96
Tabla 35. Comparación de indicadores económicos ...................................................... 97
xii
INDICE DE ABREVIATURAS
°F: Grados Fahrenheit
2P: Reservas Probadas más Probables
3P: Reservas Probadas más Probables más Posibles
API: Instituto Americano del Petróleo
BAPD: Barriles de Agua por Día
BCP: Bomba de Cavidades Progresivas
BES: Bomba Electro-sumergible
BFPD: Barriles de Fluido por Día
BHTJ: Bombeo Hidráulico Tipo Jet
Bls: Barriles
BM: Bombeo Mecánico
Bn: Barriles Normales
Bo: Factor Volumétrico del Petróleo
BPPD: Barriles de Petróleo por Día
BSW: Contenido de Agua y Sedimentos
By: Barriles en Yacimiento
Cp: Centipoise
ft: Pies
GOR: Relación Gas Petróleo (Gas Oil Relation)
HS: Hollín Superior
ID: Diámetro Interno
MTU: Unidad Móvil de Prueba (Movil Test Unit)
NEMA: National Electrical Manufactures Association
OD: Diámetro Externo
plg: Pulgadas
Pb: Presión de Burbuja
Pc: Presión de Cabeza
xiii
POES: Petróleo Original en Sitio
ppm: Partes por Millón
Pr: Presión de Reservorio
Psep: Presión del Separador
Pwf: Presión de Fondo Fluyente
Qi: Caudal Inicial
RPM: Revoluciones por Minuto
SLA: Sistema de Levantamiento Artificial
Smáx: Deslizamiento Máximo
Smín: Deslizamiento Mínimo
Svar: Porcentaje de Variación de Velocidad
Sw: Saturación de Agua
TIR: Tasa Interna de Retorno
TVD: Profundidad Vertical Verdadera
VAN: Valor Actual Neto
WO: Workover
xiv
TÍTULO: Análisis técnico económico para el cambio de sistema de levantamiento
artificial de bombeo hidráulico a bombeo mecánico en pozos del Campo Lago Agrio
AUTOR: Javier Robinson Espín Segovia
TUTOR: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache
RESUMEN
El presente estudio presenta la factibilidad del cambio de sistema de levantamiento
artificial de bombeo hidráulico a bombeo mecánico en pozos del campo Lago Agrio.
Inicialmente se realiza una descripción de los fundamentos de los sistemas de
levantamiento artificia; se describe sus principios físicos de funcionamiento,
componentes, así como los sus respectivos equipos de fondo y de superficie.
Para determinar los pozos candidatos del Campo Lago Agrio aptos para el cambio de
sistema de levantamiento artificial se analizaron los parámetros actuales de cada uno de
los pozos productores del campo, se consideró la tasa de producción de fluido y la
profundidad a la que se encuentran. Esta información fue analizada mediante el método
de la curva tipo propuesto en el documento “5 Step Selección Process” de Weatherford
Artificial Lift Sistem, para establecer una selección de los pozos cuyos características
los convierten en candidatos al cambio de Sistema de Levantamiento Artificial.
A continuación se procedió a realizar una calificación, mediante la comparación de las
características de los pozos que fueros seleccionados, con los parámetros óptimos de
funcionamiento de cuatro Sistemas de Levantamiento Artificial en los que se incluían
además de los sistemas de levantamiento en estudio, el Sistema de Bombeo Electro-
sumergible y el Sistema de Bombeo de Cavidades Progresivas.
En los pozos calificados para la implementación de bombeo mecánico, se realizó un
estudio del historial de producción y de las reservas para cada pozo seleccionado;
además se establecieron las condiciones de los pozos durante su producción con el
sistema de bombeo hidráulico y el costo beneficio que arrojaba dicho sistema, a fin de
justificar la viabilidad del cambio de sistema de bombeo hidráulico a bombeo mecánico.
xv
Posteriormente se realizó el análisis nodal para bombeo mecánico en cada pozo, cuyos
resultados fueron comparados con las condiciones de producción de los pozos con
sistemas de levantamiento artificial actual y establecer la viabilidad para la
implementación del sistema de bombeo mecánico
A Continuación se realiza el diseño de los sistemas de bombeo mecánico para los pozos
seleccionados utilizando el software “Rodstar”.
Finalmente, concluido el análisis técnico se realizó el análisis económico con su
respectivo flujo de caja, para determinar la rentabilidad del proyecto.
PALABRAS CLAVE: LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL, BOMBEO MECÁNICO,
BOMBEO HIDRAÚLICO, PRODUCCIÓN, ANÁLISIS TÉCNICO, ANALISIS
ECONÓMICO
xvi
TITLE: Economic technical analysis for the change of artificial lifting system from
hydraulic pumping to mechanical pumping in wells of the Lago Agrio Field
Author: Javier Robinson Espín Segovia
Tutor: Ing. Fernando Lucero M.Sc.
ABSTRACT
The present study presents the feasibility of changing the artificial lifting system from
hydraulic pumping to mechanical pumping in wells of the Lago Agrio field. Initially a
description is made of the fundamentals of the systems of artificial lifting; It describes
its physical principles of operation, components, as well as their respective background
and surface equipment.
To determine the candidate wells of the Lago Agrio Field suitable for the change of
artificial lift system, the current parameters of each of the producing wells of the field
were analyzed, the fluid production rate and the depth at which they are found were
considered. This information was analyzed using the method of the type curve proposed
in the document “5 Step Selection Process” of Weatherford Artificial Lift Sistem, to
establish a selection of the wells whose characteristics make them candidates for the
change of aAtificial Survey System.
A qualification was then carried out, by comparing the characteristics of the wells that
were selected, with the optimal operating parameters of four Artificial Lifting Systems
in which they were included in addition to the survey systems under study, the System
of Electro-submersible Pumping and the Progressive Cavity Pumping System.
In the wells qualified for mechanical pumping implementation, a study of the
production history and reserves for each selected well was carried out; In addition, the
conditions of the wells were established during its production with the hydraulic
pumping system and the cost benefit that said system gave, in order to justify the
viability of the change from hydraulic pumping system to mechanical pumping.
xvii
Subsequently, the nodal analysis was performed for mechanical pumping in each well,
the results of which were compared with the production conditions of the wells with
current artificial lifting systems and establishing the viability for the implementation of
the mechanical pumping system.
Next, the design of the mechanical pumping systems for the selected wells is carried out
using the “Rodstar” software.
Finally, after completing the technical analysis, the economic analysis was carried out
with its respective cash flow, to determine the profitability of the project.
KEYWORDS: ARTIFICIAL LIFTING, MECHANICAL PUMPING, HYDRAULIC
PUMPING, PRODUCTION, TECHNICAL ANALYSIS, ECONOMIC ANALYSIS.
1
1 CAPITULO I: GENERALIDADES
1.1 Introducción
El campo Lago Agrio fue descubierto por la compañía TEXACO en el año 1967 con
la perforación del pozo Lago Agrio 01 como resultado de interpretación sísmica en la
que se detecta varias estructuras de grandes dimensiones, siendo Lago Agrio, Sacha,
Shushufindi, Auca y Cononaco las de mayores dimensiones.
En el campo Lago Agrio existe una gran cantidad de pozos que producen mediante el
sistema de bombeo hidráulico, mismo que resulta eficiente en la mayoría de los casos,
en otros casos debido a la depletación del reservorio tiene una menor producción,
además, el sistema de bombeo hidráulico presenta por diseño una eficiencia baja, lo
cual limita la producción y en algunas configuraciones se requiere del mantenimiento de
las partes y piezas de manera frecuente, lo que hace poco rentable el uso de estos
sistemas que generan costos adicionales en el bombeo del fluido motriz.
Por esta razón se realiza un análisis técnico económico de cuatro pozos los cuales
son candidatos a cambiar el sistema de levantamiento de bombeo hidráulico, por uno de
bombeo mecánico (Campos & Panchi, 2011).
1.2 Planteamiento del Problema
Los pozos candidatos para el cambio del Sistema de Levantamiento Artificial operan
actualmente con un sistema de bombeo hidráulico tipo jet, los cuales utilizan como
fluido motriz petróleo proveniente de las estaciones de producción.
Sin embargo, es necesario considerar que dichos pozos presentan características que
los convierten en candidatos a un cambio de levantamiento artificial entre los que
podemos mencionar: el bajo índice de productividad, limitada disponibilidad de fluido
motriz para el funcionamiento del sistema, disponibilidad de equipos de superficie
haciendo necesario el uso de Unidades Móviles de Prueba (MTU) para producirlos,
cambios frecuentes de bomba y variaciones en las geometrías de las bombas, los cuales
han elevado los costos de las operaciones en dichos pozos sin lograr los resultados
esperados.
Considerando que el mecanismo de bombeo mecánico está siendo utilizado
actualmente en el pozo Lago 34, el cual produce a una tasa estable desde que inició su
2
operación con este mecanismo y presenta además un mínimo de inconvenientes técnicos
y bajos costos de operación.
1.3 Justificación e Importancia
La importancia de la producción de hidrocarburos, es necesario innovar
constantemente los sistemas a través de los cuales dicha producción se lleva a cabo. El
sistema de levantamiento artificial adecuado para las características de un pozo
determinado tiene incidencia en la producción y en el futuro rendimiento del mismo.
El presente trabajo es de gran incidencia para las futuras operaciones en el mediano y
largo plazo, el campo Lago Agrio al ser considerado maduro ha ido declinando en su
producción, viéndose afectado el recobro de petróleo. Por lo que, es necesario la
implementación de un sistema de levantamiento artificial adecuado desde la perspectiva
técnica y económica.
La empresa PETROAMAZONAS EP ve como una alternativa viable el cambio de
sistemas de levantamiento, a fin de evitar los altos costos y la baja eficiencia en el
sistema de bombeo hidráulico por un sistema de bombeo mecánico más rentable a las
condiciones de los pozos candidatos del campo Lago Agrio.
1.4 Objetivos
1.4.1 Objetivo General
Analizar técnica y económicamente las condiciones de los pozos del campo Lago
Agrio candidatos a cambiar el tipo de levantamiento artificial de bombeo hidráulico tipo
jet por el sistema de bombeo mecánico.
1.4.2 Objetivos Específicos
Evaluar las condiciones técnicas de los pozos seleccionados para ser candidatos
al cambio de sistema de levantamiento artificial mediante el uso de historial de
trabajos de reacondicionamiento, producción, profundidad, geometría, tipo y
número de intervenciones en los pozos; número de cambios de bombas
hidráulicas, disponibilidad de fluido motriz, equipos de superficie del sistema de
levantamiento hidráulico y sus respectivas reservas.
Determinar los pozos candidatos al cambio de sistema de levantamiento artificial
en base a procesos de selección.
3
Realizar el diseño en base a la disponibilidad de los equipos para la
implementación del sistema de bombeo mecánico en los pozos seleccionados.
Analizar los potenciales beneficios económicos resultantes del cambio de
sistema de levantamiento artificial.
1.5 Entorno del Estudio
1.5.1 Marco Institucional
Las instituciones que cooperan del presente estudio son la Universidad Central del
Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental; y la
empresa PETROAMAZONAS EP, cuyo propósito es el optimizar técnica y económica
la producción de 4 pozos del campo Lago Agrio (Pinto Arteaga, 2017)
1.5.2 Marco Ético
La realización del siguiente trabajo tendrá un valor técnico y económico en el que la
obtención de la información, será traducida en resultados confiables para el desarrollo
sostenible de la producción del campo Lago Agrio.
1.5.3 Marco Legal
El estudio técnico presentado cumple con la normativa vigente para la obtención del
título de tercer nivel:
Art. 1, Art. 317, Art.350, Art. 356, contemplados en la Constitución de la
República del Ecuador.
Art. 123 y 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior (LOES).
Art. 37, Reglamento de Régimen Académico del Sistema Nacional de
Educación Superior.
Art. 212 del Estatuto Universitario.
Guía Operativa Unidad De Titulación Especial Para Carreras y Programas de
la Universidad Central del Ecuador.
Convenio Macro Cooperación Técnica-Científica.
4
Art. 29, Art. 30, Art. 32 contemplado en el Reglamento de Operaciones
Hidrocarburíferas.
Art. 2 y Art. 3 Código orgánico de la economía social de los conocimientos,
creatividad e innovación.
5
2 CAPITULO II: MARCO TEÓRICO
2.1 Descripción del Campo Lago Agrio
2.1.1 Ubicación Geográfica
El campo Lago Agrio se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, Bloque-
56, en el borde Nor-Occidental de la Cuenca Amazónica, al Sur-Oeste del campo
Charapa y al Oeste de los campos Atacapi y Parahuacu. Comprende una extensión de
11km de largo y 3,8 km de ancho con un área total de 41,8 km2, ubicado entre las
latitudes 0°00’ – 0°10’ N y las longitudes 76°50’ – 76°57’ W (Petroamazonas EP,
2019)
Figura 1. Ubicación del Campo Lago Agrio Bloque-56, (Petroamazonas EP, 2019)
6
2.1.2 Historia del Campo
El campo Lago Agrio fue descubierto por la Cía. Texaco mediante la perforación del
pozo Lago Agrio – 01, en Abril de 1967, estimándose producción comercial de aceite de
la arenisca Hollín. Otros reservorios de importancia incluyen las areniscas “T” Superior
e Inferior, “U” Superior e Inferior y Basal Tena (28 a 32 °API), se inició su producción
en Mayo de 1972 luego de la inauguración del Oleoducto Transecuatoriano. La
producción inicial de la arenisca Hollín del pozo Lago Agrio – 01 fue de 1399 BPPD y
BSW 1 % (Petroamazonas EP, 2019).
2.1.3 Geología
“Estructuralmente el campo Lago Agrio a nivel de la base del marcador sísmico
Caliza “A”, está constituido por un anticlinal alargado con dirección NE-SO, de 11 Km.
de largo y 4.5 Km. de ancho, limitado al este por una falla inversa con buzamiento hacia
el oeste y contra la cual cierra la estructura; el salto de falla aproximadamente es de
225’ al Norte, 325’ hacia el Centro del Campo y disminuyendo levemente hacia el Sur
donde el desplazamiento es de 35 pies”.
“Los sedimentos que conforman la roca reservorio en el campo Lago Agrio
corresponde principalmente a depósitos de canales estuarinos y mareales, barras de
arena y depósitos de planicie arenosa de marea. Las facies no reservorio corresponden a
depósitos de ambientes de planicie mareal lodosa y las facies asociadas a ambientes
marinos abiertos de plataforma glauconítica y plataforma carbonatada”. (Petroamazonas
EP, 2019)
La Tabla 1 muestra una breve descripción de las características de las principales
formaciones reservorio del campo Lago Agrio.
7
Tabla 1. Formaciones del Campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)
FORMACIÓN DESCRIPCIÓN
FORMACIÓN TENA
BASAL TENA
Tope a 8873, base a 9002 espesor Microconglomerado discordante depositado en canales, con clastos de lutitas verdes y cuarzo. En el
anticlinal Mirador estas arenas pasan a margas arenosas verdes con estratificación cruzada de tipo espina de pescado. No existen núcleos
para la Arenisca Basal Tena en el campo Lago Agrio, el mapa sedimentológico ha sido construido en base a registros eléctricos
FORMACIÓN NAPO
U. SUPERIOR
No se ha podido describir núcleos para el intervalo “U” Superior. La interpretación sedimentológica está basada en registros de pozo y
descripciones en registros litológicos que indican la presencia de glauconita en la matriz de areniscas de grano fino a medio.
U. INFERIOR
Se interpreta el ambiente de depositación como un sistema estuarino, con facies de barras y canales mareales ubicados en la parte este del
campo, que correspondería a las zonas más proximales, mientras que hacia el este las arenas son más discontinuas e interpretadas como
planicies arenosas amalgamadas con planicies
T. SUPERIOR
Indican un intervalo arenoso, con intercalaciones de lutitas. Las arenas son de grano fino a medio, cemento calcáreo y matriz arcillosa. Se
presenta glauconita durante todo el intervalo. En la parte norte contiene cuerpos de arena progradantes, orientados en sentido E-O. Hacia la
parte central del campo estos cuerpos son más discontinuos, y se encuentran rodeados de areniscas con intercalaciones arcillosas,
representando zonas de planicies arenosas y/o lodosas posiblemente de ambiente mareal.
T. INFERIOR
En la parte norte del campo tienen un importante componente arcilloso (registros gamma ray con formas aserradas), con cuerpos arenosos
más discontinuos. En la parte central del campo los cuerpos de arena son más continuos y posiblemente presenten mejores condiciones para
roca reservorio. Hacia el sur aparecen zonas dominadas por arenas finas con lodos arcillosos depositadas en planicie arenosa y mareal.
FORMACIÓN HOLLÍN
SUPERIOR
En su base areniscas finas con intercalaciones de lutitas y material orgánico, interpretadas como depósitos de planicie lodosa en un
ambiente mareal, a continuación hacia arriba, aparecen areniscas de grano medio, con estratificación cruzada, intercalaciones de capas de
lodo y niveles de carbón. Estas arenas representan barras mareales y se encuentran impregnadas de petróleo.
INFERIOR
Fue depositada en un ambiente fluvial de ríos entrelazados durante el Aptiano, rellenando paleovalles a continuación del evento tectónico
que deformó las rocas Jurasicas de Misahualli. Hacia el tope de Hollín Inferior, estas areniscas retrogradan a ambientes de estuario y de
plataforma marina somera con glauconita
8
Las características de los fluidos correspondientes a cada arena reservorio del campo
Lago Agrio se encuentran en la siguiente tabla 2.
Tabla 2. Propiedades de los fluidos. (Petroamazonas EP, 2019)
A continuación la figura 1 muestra la columna estratigráfica del campo Lago Agrio.
ARENA
RESERVORIOPi (psi)
Presion
actual (psi)Pb (psi) API (°)
Boi
(BY/BN)
GOR
(SCF/BBl)Tr (°F)
Viscocidad
(cp)
Basal Tena 3500 1095 810 24 1,16 163 212 2,21
U Superior 4195 1837 700 29,1 1,24 186 222 1,07
U Inferior 4195 1796 700 29,1 1,24 191 222 1,07
T Superior 4417 2101 770 32 1,22 210 224 3,02
T Inferior 4417 2312 770 32,5 1,22 263 225 3,01
Hollín Superior 4485 3422 850 28,3 1,18 269 225 1,78
Hollín Inferior 4485 4300 750 28,8 1,18 546 232 1,45
9
2.1.4 Columna estratigráfica del Campo Lago Agrio
Figura 2. Columna Estratigráfica del Campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)
10
2.1.5 Petróleo Original en Sitio del Campo Lago Agrio
El petróleo original en sitio (POES) correspondiente al campo Lago Agrio para el
año 2018 es de 745’783,647 de barriles de petróleo, el cual ha variado en
aproximadamente 10% más en relación al POES obtenido para el año 2017 que fue de
670’984,997.00 de barriles de petróleo, incrementando los valores del POES en los
reservorios U Superior, U Inferior, Hollín Superior y Hollín Inferior; y disminuyendo en
los reservorios Basal Tena, T Superior y T Inferior como se puede observar a
continuación en los cuadros de “Tabla de cálculo de POES” (Petroamazonas EP, 2019)
El POES en el año 2018 ha aumentado en aproximadamente 74 MMBLS
La variación del POES entre 2017 y 2018 se debe a la variación de los mapas
estructurales de las diferentes Formaciones y Unidades Estratigráficas del campo Lago
Agrio para el 2018, esta variación producto de la interpretación geofísica se da debido al
ingreso de nueva información obtenida de registros VSP que fueron tomados en el
campo.
11
Tabla 3. POES 2018 del Campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)
Tabla 4. POES 2017 del Campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)
12
2.1.6 Estimación de Reservas del Campo Lago Agrio
La estimación de reservas se basa en cálculos volumétricos y en los Análisis de
Curvas de Declinación (DCA) por pozo. En la siguiente tabla se presenta un resumen de
reservas por yacimiento. En el campo Lago Agrio el reporte de las reservas en base al
estudio de certificación realizado por la compañía Ryder Scott presentado en Abril 2018
y cortado al 31 de Diciembre del 2017, con los debidos ajustes correspondientes a la
producción del año 2018.
Con esa consideración, en el reporte del presenta año, se mantiene el volumen total
de reservas 3P pero se reduce el nivel de clasificación de un porcentaje de las reservas
probadas Shutín, Detrás del Casing y No Desarrolladas pasándolas a las categorías de
Probables o Posibles. Esto hace que las reservas Probadas reportadas se reduzcan en 9.6
MMBls (Petroamazonas EP, 2019)
13
Tabla 5.Cuadro resumen de reservas Campo Lago Agrio. (Petroamazonas EP, 2019)
14
Reservas Probadas en Producción
Las reservas Probadas Produciendo fueron calculadas mediante el análisis de curvas
de declinación, de las 28 completaciones que se encuentran produciendo al 31 de
diciembre de 2018; estos pozos se encuentran distribuidos de acuerdo a la siguiente
tabla.
Tabla 6. Cuadro resumen Reservas Probadas en Producción, (Petroamazonas EP, 2019)
CAMPO RESERVORIO
Reservas Probadas
en producción
(Bls).
Número de
completaciones
asociadas
Lago Basal Tena 513,106 1
Agrio U Superior 223,527 1
U Inferior 290,634 2
T Superior 3,212 1
T Inferior 683,492 3
Hollín Superior 4,773,510 17
Hollín Inferior 869,659 3
Subtotal 7,357,139 28
Es importante mencionar que para sustentar los pronósticos de producción de cada
yacimiento se realizó una revisión pozo a pozo, basados en el comportamiento histórico
de producción, determinando así la tasa de declinación y las reservas (Petroamazonas
EP, 2019)
Reservas Probadas Cerradas (Shutin)
Estas reservas fueron calculadas mediante el análisis de curvas de declinación de
pozos análogos, los cuales cuentan con historia de producción suficiente como para
estimar su tasa de declinación. Se consideraron 18 completaciones en esta categoría.
15
Tabla 7. Cuadro Resumen Reservas Probadas Shut-in, (Petroamazonas EP, 2019)
CAMPO RESERVORIO
Reservas
Probadas
Shut-in Bls
Número de
completaciones
asociadas
Lago Basal Tena 181,254 3
Agrio U Superior 243,431 3
U Inferior 470,726 3
T Superior 0 0
T Inferior 512,352 3
Hollín Superior 719,801 3
Hollín Inferior 1,053,131 3
Subtotal 3,180,695 18
Reservas Probables
Esta categoría se basó en el reporte de certificación de reservas de Ryder Scott y en
el análisis de comportamiento de producción de pozos vecinos, correlaciones
estructurales, estratigráficas, propiedades petrofísicas, etc. Se consideraron 39
completaciones en esta categoría (Petroamazonas EP, 2019)
Tabla 8. Cuadro resumen Reservas Probables. (Petroamazonas EP, 2019)
CAMPO RESERVORIO
Reservas
Probables
Bls
Número de
completaciones
asociadas
Lago Basal Tena 1,269,325 13
Agrio U Superior 33,228 1
U Inferior 1,506,871 7
T Superior 432,425 4
T Inferior 604,706 3
Hollín Superior 682,658 3
Hollín Inferior 2,020,814 8
Subtotal 6,550,026 39
16
Reservas Posibles
Esta categoría se basó en el reporte de certificación de reservas de Ryder Scott y en
el análisis de comportamiento de producción de pozos vecinos, correlaciones
estructurales, estratigráficas, propiedades petrofísicas, etc. Se consideraron 23
completaciones en esta categoría (Petroamazonas EP, 2019).
Tabla 9. Cuadro resumen Reservas Posibles. (Petroamazonas EP, 2019)
CAMPO RESERVORIO Reservas
posibles Bls.
Numero de
completaciones
asociadas
Lago Basal Tena 156,694 2
Agrio U Superior 325,003 1
U Inferior 906,911 5
T Superior 483,751 5
T Inferior 361,821 2
Hollín Superior 605,926 4
Hollín Inferior 1,113,440 4
Subtotal 3,953,546 23
Cifras Históricas de Reservas
Para el campo Lago Agrio se tuvo las siguientes reservas 3P para el año desde el
2013 a 2108.
Año Reservas 3P (MMBLS)
2013 53.20
2014 63.91
2015 56.41
2016 64.90
2017 41.16
2018 32.73
17
Figura 3. Evolución de las cifras históricas de reservas, (Petroamazonas EP, 2019)
El campo Lago Agrio tiene los siguientes porcentajes de reservas probadas,
probables y posibles al 31 de diciembre 2018.
Figura 4. Porcentaje de reservas Probadas, Probables y Posibles, (Petroamazonas EP, 2019)
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Re
serv
as d
e P
etr
óle
o (
MM
Bls
)
Reservas de Petróleo 3P (MMbls)
PROBADAS68%
PROBABLES20%
POSIBLES12%
Porentaje de reservas Probadas, Probables y Posibles al 31/Dic/2018
18
2.2 BOMBEO MECÁNICO
2.2.1 Principio de Funcionamiento
Este sistema consiste en una unidad de bombeo de superficie (balancín) que
convierte el movimiento rotatorio del motor en movimiento reciprocante vertical para
impulsar la bomba de subsuelo y levantar mecánicamente los fluidos desde el pozo a
superficie.
Para el bombeo mecánico es necesario transmitir la energía producida en la
superficie (motor, equipo de bombeo superficial) para poder extraer fluido del pozo,
ésta energía se transmite mediante una sarta de varillas de determinada velocidad, en el
fondo del pozo se encuentra la bomba asentada y es la que empuja el petróleo hacia la
superficie.
El sistema de bombeo mecánico ha demostrado que normalmente resulta en una
óptima producción y costos mínimos. Los otros métodos deben ser seleccionados solo
donde se hayan demostrado ventajas significativas en cuanto a instalación y operación.
(Clegg & Bucaram, 2008)
La eficiencia de este sistema, depende principalmente de la producción, que está
entre los 5 y 700 BPD, debido a que la profundidad y la producción son inversamente
proporcionales en el sistema de bombeo mecánico.
El sistema de levantamiento artificial de bombeo mecánico está compuesto
principalmente por dos secciones:
Equipo de superficie
Equipo de fondo
2.2.2 Equipo de Superficie
Comprende las partes que se encuentran a nivel del suelo y por tanto son observables
a simple vista. El equipo está compuesto por la unidad de motriz, unidad de bombeo,
caja de engranaje, prensa estopa, barra pulida, cabezal y líneas de flujo (Rey, 2004)
19
Unidad Motriz
La unidad motriz está constituida por un motor el cual puede ser de combustión o
eléctrico. La función del motor es la de suministrar la energía suficiente a la instalación,
de tal manera que la energía sea transmitida a la bomba utilizada para levantar el fluido.
(Rey, 2004)
Motores Eléctricos
Las unidades de bombeo de varilla son accionas por un motor eléctrico debido a su
bajo costo, adaptabilidad para la operación automática y fácil control. Generalmente, los
motores eléctricos de bombeo mecánico son trifásicos, es decir motores de inducción de
tres fases.
Los motores eléctricos que son utilizados para bombeo mecánico cumplen las
normas NEMA (National Electrical Manufactures Association) que clasifica los
motores según el deslizamiento y las características de torque durante el arranque. Estos
pueden ser motores tipo B, C y D (Estrada, 2014)
Motores a Gas
Son motores cuyo funcionamiento generalmente se da mediante la combustión de
gas, por lo que, son más económicos en comparación con sus pares eléctricos. No
obstante, el mantenimiento y costos de los motores a gas son normalmente más altos
que en los motores eléctricos.
Estos motores son utilizados principalmente en locaciones donde no existe la
disponibilidad de energía eléctrica (Estrada, 2014)
Unidad de Bombeo
La función de la unidad de bombeo consiste en la conversión del movimiento
rotacional de la unidad motriz a movimiento reciprocante ascendente descendente de la
barra pulida a fin de levantar el fluido desde el fondo hacia la superficie. Para un diseño
óptimo de la unidad de bombeo se debe considerar el tamaño exacto de la caja de
engranaje y de estructura, así como, una capacidad suficiente de carrera para la
producción de fluido (Campos & Panchi, 2011)
Las especificaciones API de las unidades de bombeo mecánico están determinadas
por códigos ver figura 5.
20
Figura 5. Designacion API de las unidades de bombeo, (Weatherford International LA, 2017)
2.2.3 Tipos de Unidades de Bombeo Mecánico
De acuerdo a la geometría y clase de contrapeso de la unidad de bombeo mecánico
existen 4 tipos de unidades de bombeo:
Unidad convencional
Unidad balanceada por aire
Unidad de geometría especial o Mark II
Unidad RotaFlex
Unidad Convencional
La unidad convencional tiene como geometría un sistema de palanca de clase I, en el
cual el punto de apoyo se encuentra en la mitad de la viga del balancín empleando
contrapesos mecánicos (Campos & Panchi, 2011) ver figura 6.
Unidad Balanceada por Aire
En este tipo de unidades se utiliza un tanque cilíndrico ubicado frente a la unidad
aloja un pistón y un cilindro de aire. La fuerza que ejerce el aire comprimido dentro del
cilindro se utiliza para hacer un contrapeso a la carga del pozo.
Para evitar el escape de aire entre el pistón y el cilindro se dispone de un depósito de
aceite al tope del pistón que actúa como un sello de aire, y para que el sistema de
presión llegue a su nivel de trabajo se utiliza un compresor de aire auxiliar, a fin de
mantener y controlar la presión del aire dentro den un rango predeterminado.
Son diferentes estructuralmente a las unidades convencionales debido a que los
brazos de la manivela están conectados entre el punto de carga y el punto de apoyo del
21
balancín; además son aproximadamente 35% más pequeñas y 40% más livianas y
permiten una mayor longitud de carrera del vástago pulido (Rey, 2004) ver figura 7.
Unidad Mark II
El reductor de velocidad de esta unidad se encuentra al frente y el punto de rotación
está hacia atrás, los contrapesos están montados hacia el frente también. La geometría
poco usual del Mark II genera una carrera ascendente más lenta y una carrera
descendente más rápida con una reducción en la aceleración cuando la carga es mayor,
esto resulta en menos cargas máximas, una vida más larga de las varillas y menor
esfuerzo de torsión máximo y menos caballos de fuerza (Camacho, 2013) ver figura 8.
Unidad RotaFlex
La unidad de bombeo mecánico RotaFlex es una bomba de carrera larga que se ha
diseñado para ser usada con bombas de pistón. Su diseño permite ofrecer un bombeo
eficiente y rentable en pozos profundos, complejos y de alto caudal; además nos brinda
la posibilidad de utilizar unidades a pistón en pozos donde anteriormente se operaban
únicamente bombas electrosumergibles o hidráulicas.
El bombeo con esta unidad reduce la carga estructural sobre el equipo, extendiendo
la vida útil de la completación de fondo de pozo, ya que la sarta de las varillas trabaja a
velocidades relativamente constantes.
La menor cantidad de ciclos de bombeo y una velocidad constante alargan la vida
operativa de la unidad de bombeo, la bomba de fondeo de pozo y de la sarta de varillas.
Es importante considerar que la unidad RotaFlex no necesita ser desarmada para ser
transportada de un pozo a otro para operar de manera eficiente y segura (Campos &
Panchi, 2011) ver figura 9.
22
Figura 6. Elementos de la unidad convencional de bombeo mecánico, (Catálogo general Lufking, 2015)
23
Figura 7. Esquema del sistema neumático del contrapeso, (Catálogo general Lufking, 2015)
24
Figura 8. Esquema de los elementos de la unidad Mark II, (Catálogo general Lufking, 2015)
25
Figura 9. Esquema de los elementos de la unidad RotaFlex, (Catálogo general Lufking, 2015)
26
Caja de Engranaje
También denominado reductor de engranaje es una de las partes más importantes de
la unidad de bombeo ya que representa el 50% del costo de la unidad. Su función
principal es la de transformar torques bajos y velocidades altas (RPM) de la unidad
motriz, en altos torques y velocidades bajas necesarios para la operación de la unidad de
bombeo.
Una reducción normal en una caja de engranaje es de 30:1. Lo que se significa, que
la caja de engranaje reduce las velocidades a la entrada 30 veces, mientras aumenta el
torque de entrada 30 veces. (Campos & Panchi, 2011)
Figura 10. Diseños de la caja de engranaje, (Weatherford International LA, 2017)
Contrapesos
La presencia de los contrapesos, permiten que el tamaño de la caja de engranaje
pueda ser minimizado, ya que estos reducen el torque que la caja debe suministrar.
En la carrera descendente almacenan energía cuando suben.
En la carrera ascendente los contrapesos se encargan de proporcionar energía a la
caja de engranaje cuando caen (Estrada, 2014)
“La condición operacional ideal es igualar el torque en la carrera ascendente y
descendente usando la cantidad correcta del torque o momento en el contrabalanceo”.
(Enterprice, 2017)
27
Figura 11. Diagrama de un Balancín Convencional con Contrapesos, (Weatherford International LA, 2017)
Barra Pulida
La barra pulida es una barra de acero macizo de diferentes tamaños y longitudes
estándar, la misma que se encuentra equipada con conexiones en ambos extremos.
Conecta la unidad de bombeo a la sarta de varillas y es la única parte de la sarta que esta
visible en la superficie.
La función principal de la barra pulida es soportar el peso de la sarta de varillas,
bomba y fluido. Por lo tanto, la barra pulida experimenta cargas más altas que cualquier
otra parte de la sarta. Además otra función de la barra pulida es de actuar como sello
para evitar la filtración de los fluidos del pozo (Estrada, 2014).
Prensa Estopa
La prensa estopa tiene como función principal soportar la carga de la sarta de
varillas, bomba y fluido. Por lo que, la barra pulida soporta cargas más altas que en
cualquier otro lugar de la sarta (Campos & Panchi, 2011).
Figura 12. Diagrama de una Prensa Estopa, (Weatherford International LA, 2017)
28
Líneas de Flujo
Las líneas de flujo conectan el cabezal del pozo separador. La barra pulida debe
soportar además del peso de la sarta de varillas y de fluido, la presión de la línea de
flujo.
Las altas presiones que soporta la línea de flujo pueden resultar en altas cargas en la
barra pulida y una disminución en la eficiencia. Estas cargas adicionales dependerán del
pistón; mientras más grande sea el tamaño del pistón, más grande será la presión en la
línea de flujo (Enterprice, 2017)
Válvula de Contrapresión
Se encarga de minimizar el bloqueo por gas y además evita la deposición de
parafinas en la tubería de producción debido al mantenimiento de una presión estable
que evita la liberación de gas.
En pozos con exceso de gas tendrá que instalarse un orificio o pressure back en la
línea de flujo con esto se evita el “cabeceo” o interrupción de la producción.
Figura 13. Válvula de Contrapresión, (Weatherford International LA, 2017)
2.2.4 Equipos de Fondo
Sarta de Varillas
La sarta de varillas son piezas metálicas de forma cilíndrica encargadas de transmitir
el movimiento de balancín a la bomba de subsuelo para que esta bombee el crudo hacia
la superficie.
29
Las varillas de diámetros mayores son usados en la superficie y màs pequeños en la
base para minimizar las cargas tensionales y los costos (Campos & Panchi, 2011)
Tubería de Producción
“El fluido se produce a través del espacio anular tubería-cabillas hasta la superficie.
Cuando la tubería está anclada al anular, esta tiene un efecto menor en el
comportamiento del sistema en la mayoría de los casos. Si la tubería no está anclada
entonces podría afectar las cargas sobre las cabillas y el desplazamiento de la bomba
debido a su estiramiento. El estiramiento de la tubería será cubierto con más detalle
luego” (Enterprice, 2017)
2.2.5 Unidades de Bombeo de Fondo
Bombas de Subsuelo
Una bomba de subsuelo es una bomba de pistón que se utiliza para producir petróleo
desde el fondo del pozo a la superficie, es accionada por el movimiento reciprocante de
la sarta de varillas, el cual es transmitido por la unidad de bombeo o balancín.
La bomba está formada por el embolo llamado también como pistón y un cilindro
conocido como barril o camisa de la bomba, en la cual se realiza el movimiento del
pistón. Posee una válvula estacionaria o válvula fija la cual permite y omite la entrada
de fluido al interior de la bomba; y de una válvula móvil o válvula viajera que permite o
no, la entrada de crudo de la bomba hacia el interior del pistón.
La válvula fija se encuentra sujeta a la tubería por medio de un sistema de anclaje o
zapato, el mismo que efectúa un sello hermético que sirve para evitar que el crudo
retorne del interior de la bomba hacia el pozo (Campos & Panchi, 2011)
Tipos de Bombas
Bombas de Tubería
Son bombas en las que el barril o camisa y la zapata de la bomba, forman parte
integral de la tubería de producción; por lo que, es necesario extraer la totalidad de la
tubería para reemplazar la bomba en el interior del pozo (Campos & Panchi, 2011)
30
Las bombas de tubería son utilizadas principalmente en pozos con altas tasas de
producción y en pozos poco profundos en comparación con las bombas insertables; de
manera que, pueden ser utilizadas con diámetros de pistón mayores a los utilizados con
bombas insertables (Enterprice, 2017)
Figura 14. Bomba de tubería, (Weatherford International LA, 2017)
Bombas Insertables
En esta clase de bombas el barril o camisa, el pistón, la válvula fija y viajera forman
un solo conjunto de ensamblaje, el cual es insertado o removido por la sarta de varillas.
Es decir, que para la colocación o reemplazo de la bomba únicamente se requiere
extraer la sarta de varillas, sin necesidad de remover la tubería de producción (Campos
& Panchi, 2011)
31
Figura 15. Bomba de tubería, (Weatherford International LA, 2017)
Componentes de la Bomba de Subsuelo
De manera independiente al tipo de bomba de subsuelo, todas ellas poseen los
mismos componentes principales:
El pistón
El barril
La válvula viajera
Válvula fija
Pistones
Los pistones son quienes proveen el movimiento, actuando como sello de alta
presión para la bomba. La presión diferencial dentro de esta superficie sellante está
presente únicamente cuando la válvula viajera se encuentra cerrada.
El pistón se encuentra conectado a la sarta de varillas; es hueco, de esta manera el
fluido producido viaja por el interior, además se encarga de sostener la jaula de la
válvula viajera (Estrada, 2014)
32
“La longitud del pistón varía entre 6 y 12 plg por cada 1000 pies de profundidad de
la bomba. Esta longitud varia también dependiendo de la viscosidad del fluido,
temperatura de fondo, diámetro del pistón y espacio libre entre el pistón y el barril. Por
ejemplo, si se utiliza un pistón de 8 plg por cada 1000 pies entonces a un pozo de 6000
pies necesitara un pistón de 4 pies” (Enterprice, 2017)
El Barril
El barril y el émbolo en una bomba de varilla son tubos simples, mecanizados y
pulidos. El espacio libre entre el émbolo y el barril representa unas pocas pulgadas y
son denominados clearens (Estrada, 2014).
Pueden ser de pared delgada o de pared gruesa.
Barril de pared delgada.- Los barriles de pared delgada se utilizan en pozos de
poca profundidad debido a la limitada capacidad de las paredes a los esfuerzos
(Estrada, 2014)
Barril de pared gruesa.- Se utilizan en pozos más profundos o bombas de
diámetro grande que necesitan soportar grandes cargas de fluido. La máxima
profundidad de asentamiento depende del tipo de bomba (Enterprice, 2017)
Válvula Fija y Válvula Viajera
Tanto, la válvula viajera y la fija de las bombas de subsuelo son combinaciones de
bolas y asiento. El ensamblaje bola y asiento se encuentran en una jaula que permite el
flujo de fluidos mientras mantiene la bola en posición de asentar apropiadamente.
En algunas ocasiones el desgaste en los anillos de la jaula causa que la bola golpee el
asiento fuera del centro, lo que provoca el aceleramiento del desgaste de la bomba. Para
combatir este problema puede usarse anillos extra resistentes que soporten deformación
del metal (Enterprice, 2017)
33
Figura 16. Tipos de válvulas viajeras, (Weatherford International LA, 2017)
Figura 17. Tipos de válvulas viajeras, (Weatherford International LA, 2017)
Acción de las Válvulas
La bomba se encuentra fija en el extremo inferior de la columna de producción
(tubing) que va acoplada en una sección de la tubería llamada “asiento de válvula” o
“niple de asiento”.
Está formada por una camisa de gran longitud (12 a 14 pies) y una válvula de bola en
un extremo inferior denominada válvula fija (“standing valve”). El pistón, el cual se
mueve verticalmente, en su interior tiene una longitud que va entre 2 a 8 pies; en su
interior es hueco y tiene una válvula de bola en su extremo inferior, llamada válvula
viajera (traveling valve) (Rey, 2004)
34
En la carrera ascendente, cuando el pintón se mueve hacia arriba, la válvula viajera
se cierra y se eleva la carga de fluido, llegando a superficie, a la vez que por debajo de
la válvula se produce el llenado de la camisa debido a la caída de presión, de tal forma
que la válvula fija se abre permitiendo la entrada fluido desde el reservorio (Estrada,
2014) En la carrera descendente, cuando el pistón se mueve hacia abajo, la válvula fija
se cierra y se produce la apertura de la válvula viajera, produciendo la transferencia del
fluido que se encontraba en la camisa al interior del pistón, completándose el ciclo (Rey,
2004)
Cargas de Fluido
Para conocer la manera en que se aplican las cargas del fluido al pistón de la bomba
y la sarta de varillas se considera tres parámetros importantes que son: la carga sobre las
varillas, la forma de la carta dinamométrica y el comportamiento de las varillas de
succión.
Una carta dinamométrica es un gráfico donde se representa la carga versus posición.
En el gráfico se puede observar cómo sería la carta dinamométrica de la bomba para el
caso de bomba llena (Estrada, 2014)
Figura 18. Carga de fondo del Pistón vs Posición para la bomba llena, (Catálogo general Lufking, 2015)
35
Carrera Ascendente:
Al inicio de la carrera ascendente, la válvula viajera cierra (punto A de la figura 18).
A este punto la válvula viajera levanta las cargas del fluido.
Estas cargas permanecen constantes durante todo el recorrido ascendente (del punto
A hasta B).
Carrera Descendente:
Durante la carrera descendente, cuando el pistón comienza el movimiento hacia
abajo, la válvula viajera abre (punto C). En este punto la válvula viajera se libera de la
carga de fluido y la presión del mismo es transferida a la tubería a través de la válvula
fija. Por lo que, la válvula viajera no lleva la carga de fluido durante la carrera
descendente (desde el punto C al D).
Las diferencias de carga existentes entre los puntos A y D (o B y C) son las cargas
del fluido en el pistón. Como se muestra en la figura 18, las cargas de fluido son
transferidas instantáneamente desde D hasta A y desde B hasta C.
Esto es verdad solo al asumir incompresibilidad del fluido y bomba llena. Algunas
veces, por ejemplo cuando pozos con alta producción de gas son bombeados, la
transferencia de cargas de fluido no son instantáneas.
La tasa de levantamiento de carga depende de la integridad de la bomba, el tipo de
fluido bombeado, espaciamiento de la bomba, y si la tuberías está o no anclada
(Enterprice, 2017)
Ancla de Tubería y Niple de Asiento
El ancla de tubería está diseñada para ser utilizado en pozos para eliminar el
estiramiento y compresión en la tubería de producción, en ocasiones existe un
rozamiento en la sarta de varillas, ocasionando el desgaste de ambos.
El niple de asiento o llamada también zapata es un acople de tubería diseñado para
que la bomba se ajuste a la tubería y permita asentar la bomba con un fuerte sello. Puede
tener un cierre mecánico o por copas de fricción. Cuando la bomba de tubería es
estrecha, la válvula fija se conecta en la base del pistón (Estrada, 2014)
36
Figura 19. Ancla Inferior y Ancla superior de tubería, (Weatherford International LA, 2017)
Ancla de Gas
“La bomba de varillas de succión está diseñada para bombear líquido. La presencia
de gas en el líquido producido reduce la eficiencia de la bomba.
En la carrera descendente, la bomba comprime el gas hasta que la presión dentro del
barril sea lo suficientemente alta para abrir la válvula viajera. Dependiendo de la
cantidad de gas libre, una gran parte de la carrera ascendente puede desperdiciarse en la
compresión del gas antes que algún líquido sea producido.
Debido a esto, las eficiencias volumétricas menores al 50% son comunes cuando el
gas entra a la bomba” (Enterprice, 2017)
Figura 20. Diagrama de un ancla natural de gas, (Weatherford International LA, 2017)
En la carrera ascendente, el gas entra a la bomba, y ocupa una gran parte del
volumen de la bomba y de esta manera reduce la cantidad de líquido que puede entrar a
la bomba. Las anclas de gas ayudan a reducir el volumen de gas libre que ingresa a la
bomba. Esto ocurre debido a la separación del gas y su flujo hacia la superficie a través
del anular (espacio revestidor-tubería) antes de su entrada a la bomba (Estrada, 2014)
37
2.3 BOMBEO HIDRÁULICO
Sistema de levantamiento artificial que funciona con una bomba de fondo de pozo
que utiliza como principio la ley de Pascal, que indica: “la presión aplicada en cualquier
punto sobre un líquido contenido en un recipiente se transmite con igual intensidad a
cada porción del líquido y a las paredes del recipiente que lo contiene".
El uso de este principio permite transmitir la presión desde un sistema superficial
central a través de una tubería llena de líquido a cualquier número de puntos debajo de
la superficie en un pozo. Una bomba hidráulica de superficie presuriza el petróleo crudo
llamado petróleo motriz, que hace funcionar la bomba inferior.
Cuando se utiliza una sola línea de tuberías para la producción, el petróleo motriz se
bombea hacia abajo por la tubería de producción y se produce una mezcla del petróleo
crudo de la formación y el petróleo motriz, a través del espacio anular comprendido
entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción.
Si se utilizan dos sartas de tuberías de producción, el petróleo motriz se bombea a
través de una de las tuberías y la mezcla de petróleo crudo de la formación y petróleo
motriz se produce en la otra tubería paralela (“bombeo hidráulico - Schlumberger
Oilfield Glossary,” n.d.)
Figura 21. Bomba hidráulica tipo Jet,(H. SALGADO CASTRO, 2000)
38
2.3.1 Principio de Funcionamiento
El bombeo hidráulico convierte la energía del fluido de potencia en un chorro de alta
velocidad que se mezcla directamente con los fluidos. En el proceso de mezcla
turbulenta, la energía y el momento de la energía se agregan a los fluidos producidos.
La bomba de chorro hidráulico, es un sistema especial de bombeo hidráulico que a
diferencia del tipo de pistón no tiene partes móviles, y su acción de bombeo se logra
mediante la transferencia de energía entre el fluido de potencia y los fluidos producidos.
En este sistema, el fluido de potencia entra por la parte superior de la bomba y pasa a
través de la boquilla, donde su presión total (energía total) se convierte en una carga
para la velocidad (energía cinética).
Posteriormente, la boquilla descarga un chorro en la garganta, que tiene
comunicación con los fluidos de formación. En la garganta, cuyo diámetro es siempre
mayor que la salida de la boquilla, se produce la mezcla entre los fluidos producidos y
el fluido de potencia. Al mismo tiempo, el fluido de potencia pierde la energía que se
gana para los fluidos también. Más tarde, la mezcla pasa al difusor que es la última
sección del trabajo, en ella la energía que se conserva a medida que la velocidad se
convierte en presión estática. Cuando esta presión es mayor que la que ejerce la
columna de fluido en el anillo, el fluido fluye hacia la superficie.(H. Ramos Morales, H.
Salgado Castro, O. Ruiz Maldonado and A. Salazar Munive & Ek-Balam, 2000)
Figura 22. Funcionamiento Bomba hidráulica tipo jet, (H. SALGADO CASTRO, 2000)
39
2.3.2 Sistemas de Operación
Básicamente existen dos tipos de sistemas de operación para bombeo hidráulico:
sistema de Fluido motriz abierto y
sistema de fluido motriz cerrado.
Sistema de Fluido Motriz Abierto
La aplicación de este sistema es la más sencilla y económica. En este sistema, el
fluido motriz retorna a la superficie mezclado con el petróleo producido, ya sea por la
tubería de descarga o por el espacio anular de las tuberías de revestimiento, producción
o inyección, dependiendo del equipo de fondo que se tenga.
En la ejecución de este sistema existen varias ventajas como: la adición de fluido
motriz limpio en pozos que contienen alto porcentaje de agua salada, con lo que se
reduce dicho porcentaje y por lo tanto disminuye el efecto de corrosión. Así mismo, la
adición de petróleo ligero puede reducir la viscosidad en pozos productores de petróleo
pesado(H. Ramos Morales, H. Salgado Castro, O. Ruiz Maldonado and A. Salazar
Munive & Ek-Balam, 2000)
Sistema de Fluido Motriz Cerrado
En este tipo de sistema los fluidos producidos, tanto el fluido motriz como el petróleo
producido, permanecen separados durante la producción porque hay un pistón separado
(o cara del pistón) para cada fluido. Se utiliza un el BHA apropiado, el cual, tiene
orificios y pasos de sellado para mantener los dos fluidos separados.
El fluido producido llega a la superficie en una sarta de tubería independiente. Y por
medio de una línea de tubería paralela se levanta el fluido de potencia hacia la
superficie, siendo clasificados a sus respectivas instalaciones.
La principal ventaja de las instalaciones de sistema de fluido motriz cerrado, es que,
únicamente los fluidos producidos deben pasar por las instalaciones de separación de
superficie; y el fluido de energía permanece en un circuito cerrado separado. (Brown,
2017)
40
2.3.3 Equipos de Superficie
Tubería de Alta y Baja Presión
Se utilizan para la conducción del fluido motriz hasta el pozo, y el retorno de la
mezcla hasta la estación. Las tuberías de alta presión pueden soportar hasta 5000 psi, en
tanto que las tuberías de baja presión tienen márgenes de resistencia menores (500–800
Psi) (CORTES & LAVAYEN, 2013)
Bombas de Superficie
Encargada de transformar el fluido de baja presión (100 psi) a alta presión (3500 psi).
De esta manera suministra la potencia para la inyección de fluido motriz; pueden ser de
tipo triplex o quintuplex de desplazamiento positivo, accionadas por un motor eléctrico
o de combustión interna (ANDRADE ZUÑIGA, 2014)
Motor
Los motores de combustión interna se basan en la quema de una mescla en aire y
combustible, en este caso el diésel, dentro de un cilindro o cámara con el propósito de
elevar la presión y empujar el cilindro para generar suficiente potencia el movimiento
lineal que a su vez es convertido en movimiento rotativo gracias al eje principal de
motor o cigüeñal (COELLO, 2017)
Cabezal de Distribución
Los cabezales de distribución se emplean cuando existen varios pozos produciendo
con bombeo hidráulico y la alimentación del fluido de potencia se hace desde una
estación central. Los cabezales se encargan de distribuir el fluido de potencia hacia cada
pozo y la producción de cada pozo hacia el tanque correspondiente. Los cabezales se
disponen en secciones modulares, de tal manera que se pueden agregar o quitar
fácilmente.(PÉREZ GARCÍA, 2013)
Las funciones principales de los cabezales se pueden resumir en las siguientes:
Distribuir el fluido de potencia para cada pozo.
Regular el gasto de fluido de potencia para cada pozo.
Abastecer un medio para la medición de flujo hacia cada pozo.
Proveer un medio para la medición de la presión en cada pozo.
41
Entregar un medio para correr tapones solubles en las tuberías de
superficie.
Proporcionar una válvula manual o automática para controlar la presión y
desviar el exceso de fluido de potencia.
Cabezal de Pozo
Todo pozo siempre posee un cabezal, y dentro del BH dichos cabezales de pozo
tienen el mismo sistema de funcionamiento.
El cabezal de pozo posee una válvula denominada MASTER, que está conectada
directamente con la sarta de la tubería (tubing) y la tubería de revestimiento (casing),
con las líneas de inyección y producción, por lo tanto dirige el movimiento de cualquier
fluido (motriz o retorno) en cualquier sentido dentro del pozo (CORTES & LAVAYEN,
2013)
2.3.4 Equipos de Fondo
Casing
Constituye la tubería de revestimiento del pozo, en bombeo hidráulico se la utiliza
como tubería de producción o inyección del fluido motriz, dependiendo del tipo de
bomba Jet que se utilice para realizar la evaluación. Para la inyección de fluido por esta
tubería es necesario saber el tiempo de vida del pozo, ya que, si el tiempo es muy
prolongado, la tubería no podrá soportar la alta presión. Es necesario, por tanto
determinar la presión a la que va estar sometida esta tubería (COELLO, 2017)
Tubería de Producción
Tubería utilizada para inyectar el fluido motriz en un sistema de inyección directa,
aunque, se la puede utilizar como tubería de producción en un sistema de inyección
inversa. Los tamaños más comunes utilizados son de 31/2, 27/8, 2
3/8, y se extiende desde
la superficie hasta la zona productora (Soria, 2017)
42
Cavidad
Consiste en un conjunto de extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos
de manera especial para determinado tipo de bomba (pistón o jet). En el interior de la
cavidad se aloja la bomba (CORTES & LAVAYEN, 2013)
Válvula de Pie (Standing Valve)
Es una válvula de retención que está conformada por una válvula de bola, un asiento
y un bypass. Se utiliza como válvula check para permitir el flujo en un solo sentido, y;
mantener el fluido en la tubería de producción para evitar que regrese a la zona
productora. Son utilizados para realizar pruebas de presión en tuberías de producción y
del espacio anular (COELLO, 2017)
Figura 23. Standing valve, (Catálogo general Lufking, 2015)
Camisa
Es un nipple con agujeros que va colocada directamente en el intervalo de la zona o
arena productora y que tiene como objetivo permitir que solo el fluido de la zona o
arena en que dicho elemento se encuentra ingrese a través de él y llegue hasta la
cavidad; estas herramientas tienen la particularidad de abrirse o cerrarse con la ayuda de
una herramienta auxiliar llamada “Shifting tool” (CORTES & LAVAYEN, 2013)
43
Figura 24. Camisas (Slinding Sleeve) abierta y cerrada, (Catálogo general Lufking, 2015)
2.3.5 Bomba Hidráulica Tipo Jet
La bomba jet es una clase especial de bomba hidráulica cuyo funcionamiento se basa
en el principio de Venturi que consiste en el paso de un fluido en un área reducida
nozzle (boquilla) en donde sufre una transformación de energía potencial a cinética,
logrando la succión del fluido de la formación, estos se mezclan y pasan por una área
constante Throat (garganta), posteriormente esta mezcla de fluidos sufre otra vez un
cambio de energía cinética a potencial al atravesar por un área expandida llamada
difusor, es aquí donde la energía potencial tiene que ser suficiente para poder vencer la
columna hidrostática y llevar el fluido a la superficie (VÁSQUEZ ENRÍQUEZ, 2014)
Figura 25. Principio de funcionamiento Bomba Jet, (H. SALGADO CASTRO, 2000)
Partes de la Bomba Jet
La bomba jet se compone de 11 partes y fáciles de armar en la misma área de trabajo
(pozo), sin embargo, son solo tres las partes principales para realizar el efecto Venturi,
permitiendo que la bomba sea eficiente.
44
A continuación mencionaremos las partes complementarias:
Fishing neck
Upper packing mandrell
Outer tube.
Nozzle retainer
Housing throat
Discharge body
Adapter extension
Botton plug
Chevron parking. (Center y End adapter)
Figura 26. Partes de la Bomba Jet, (Weatherford International LA, 2017)
Boquilla (Nozzle)
La boquilla es una herramienta de aleación de tungsteno diseñada para soportar altas
presiones y temperaturas, esta boquilla tiene la forma de un embudo en el extremo
superior tiene un diámetro más grande que en el extremo inferior, esto sirve para
generar una mayor velocidad y disminuir la presión a la salida de la boquilla (extremo
inferior)
45
En esta boquilla es donde el fluido motriz realiza el cambio de energía potencial a
energía cinética aumentado su velocidad y disminuyendo su presión (VÁSQUEZ
ENRÍQUEZ, 2014)
Figura 27. Esquema de la boquilla de bomba jet, (H. SALGADO CASTRO, 2000)
Garganta (Throat)
La garganta es un agujero cilíndrico recto con un borde de radio suavizado; el
diámetro de la garganta es siempre mayor que el de la salida del nozzle, lo que permite
que el fluido motriz entre en contacto con el fluido del pozo en la garganta, el fluido
motriz y el fluido producido se mezclan y el momento es transferido del fluido motriz al
producido provocando que la energía se eleve en este último. Por el fin de la garganta
los dos fluidos están íntimamente mezclados, pero todavía se encuentran a gran
velocidad y la mezcla posee una energía cinética significativa.
La garganta y la boquilla son construidas de carburo de Tungsteno o de materiales
cerámicos. Con diferentes medidas de la boquilla y gargantas las bombas pueden
producir menos de 50 BFPD hasta más de 12000 BFPD. Volúmenes significativos de
gas libre pueden ser manejados sin el desgaste excesivo que se presenta en las bombas
de desplazamiento positivo por el golpeteo de entrada que existe en las bombas
centrifugas y la vibración (ANDRADE ZUÑIGA, 2014)
Figura 28. Esquema de la boquilla de bomba jet, (Simulation, n.d.)
46
Difusor (Difuser)
Es un elemento que tiene como característica principal un área expandida la cual
sirve para realizar el cambio de energía del fluido de energía cinética a potencial, esta
energía debe ser la suficiente para vencer el peso de la columna hidrostática y llevar la
producción a la superficie (VÁSQUEZ ENRÍQUEZ, 2014)
Figura 29. Esquema del difusor de bomba jet,(Simulation, n.d.)
Espaciador
Es el dispositivo que se coloca entre la boquilla y la garganta, es aquí en donde entra
el fluido producido con el fluido inyectado (ANDRADE ZUÑIGA, 2014)
Nipple de Asiento (No-go Niple)
Son herramientas que se utilizados para proveer un medio para el asentamiento de
equipos de control de flujo de fondo como el standing valve, elementos registradores de
presión, tapones, entre otros elementos.
Se utilizan también para prevenir la perdida de herramientas en el interior del pozo y
por lo general estos niples son colocados en el punto más profundo de la tubería de
producción (ANDRADE ZUÑIGA, 2014)
Figura 30. NO-GO Niple, (Sertectpet, 2019)
47
Empacadura
Se utiliza para aislar zonas de interés o estratos productores. Proporciona un sello
entre la tubería de revestimiento y la de producción, con el objetivo de evitar el
movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia la
camisa de circulación. El flujo de los fluidos en la producción sobre la camisa de
circulación dependerá del tipo de bomba usada (Soria, 2017)
Figura 31. Empacadura, (Sertectpet, 2019)
48
2.4 Ventajas Relativas de los Sistemas de Levantamiento Artificial
Tabla 10.Ventajas relativas a sistemas de levantamiento artificial, (Brown, 2017)
VENTAJAS RELATIVAS DE LOS SLA BM BHTJ BES BCP Diseño del sistema
relativamente simple
Recuperable sin tirar
del tubo
Simple de operar Perfil bajo
Unidades fácilmente
cambiables a otros
pozos con costo
mínimo
No tiene partes
móviles
Se pueden levantar
volúmenes
extremadamente
altos, 20,000 B / D
(19078 m 3 / d), en
pozos poco profundos
con una cubierta
grande
Puede usar motores
eléctricos de fondo de
pozo que manejan
bien la arena y el
fluido viscoso
Eficiente, simple y
fácil de operar
No hay problemas en
agujeros desviados o
direccionales
Aplicable costa
afuera
Costo moderado
Aplicable a agujeros
delgados y múltiples
terminaciones
Utilizable en lugares
urbanos
Apto para lugares
urbanos
Alta eficiencia
eléctrica
Puede bombear un
pozo a muy baja
presión (dependiendo
de la profundidad y la
velocidad)
Aplicable en alta mar Fácil de instalar
sensor de presión en
el fondo del pozo
para medir la presión
de la superficie a
través del cable
Algunos tipos son
recuperables con
varillas
El sistema
generalmente se
ventila naturalmente
para la separación de
gases y los sondeos
de nivel de fluido
Puede usar el agua
como fuente de
energía
El pozos desviados
no presenta ningún
problema
Puede levantar altas
temperaturas y
aceites viscosos
El fluido de potencia
no tiene que estar tan
limpio como para el
bombeo hidráulico de
pistones
Corrosión y
tratamiento a escala
fácil de realizar
Corrosión y
tratamientos a escala
fáciles de realizar
Tratamiento de
emulsión a escala de
corrosión fácil de
realizar
Actualmente se está
levantando ± 120,000
B / D (19068 m 3 / d)
Disponibilidad de
diferentes tamaños
La fuente de energía
se puede ubicar de
forma remota y puede
manejar grandes
volúmenes hasta
30,000 B / D
(4769.62 m 3 / d)
Coste de producción
para grandes
volúmenes
generalmente muy
bajo
Las varillas de
succión huecas están
disponibles para
orificios delgados
Facilitar el
tratamiento con
inhibidores
Disponibilidad en
diferentes tamaños
49
2.5 Desventajas relativas de los Sistemas de Levantamiento Artificial
Tabla 11. Ventajas relativas a sistemas de levantamiento artificial, (Brown, 2017)
DESVENTAJAS RELATIVAS DE LOS SLA
BM BHTJ BES BCP Los pozos desviados
presentan un
problema de fricción
Método de
levantamiento
relativamente
ineficiente
Más tiempo de
inactividad cuando se
encuentran problemas
debido a que toda la
unidad está en el
fondo del pozo
Elastómeros en el
estator se hinchan
con algunos tipos de
fluidos
La alta producción de
sólidos es
problemática
El diseño del sistema
es más complejo
Solo aplicable con
energía eléctrica
POC es dificil
Los pozos gaseosos
suelen bajar la
eficiencia
volumétrica
Muy sensible a
cualquier cambio en
la contrapresión
No es práctico en
pozos poco
profundos y de bajo
volumen
Pierde eficiencia con
profundidad
La profundidad es
limitada,
principalmente
debido a la capacidad
de la barra
Requiere al menos
20% de inmersión
para acercarse a la
mejor eficiencia de
levantamiento
Caro para cambiar el
equipo para que
coincida
disminución de la
capacidad del pozo
Las varillas giratorias
llevan tubo;
Aceleración y post-
giro de varillas
aumentan con la
profundidad
Limitado en lugares
urbanos
La bomba puede
cavitar bajo ciertas
condiciones
Se requieren altos
voltajes (1,000 V)
Pesado y voluminoso
en operaciones
offshore
Se requieren altas
presiones de fluidos
en la superficie
El cable causa
problemas en el
manejo de los
tubulares
Susceptible a
problemas de
parafina
Los sistemas de
aceite de potencia son
un riesgo de incendio
Los cables se
deterioran en altas
temperaturas
Los tubos no pueden
recubrirse
internamente para la
corrosión
La producción de gas
libre a través de la
bomba reduce la
capacidad para
manejar líquidos
No se puede colocar
debajo de la entrada
de fluido sin una
cubierta para dirigir
el fluido por el motor
El H2S limita la
profundidad a la cual
se puede configurar
una bomba de gran
volumen
Disponibilidad de
fluido motriz
El sistema tiene una
profundidad limitada,
10,000 pies (3048.0
m), debido al costo
del cable y la
disponibilidad de
potencia
Limitación del diseño
de la bomba de fondo
de pozo en
revestimiento de
diámetro pequeño
La producción de gas
y sólidos es
problemática
50
3 CAPITULO III: DISEÑO METODOLÓGICO
3.1 Tipo de Estudio
La metodología a utilizar en este estudio técnico es de carácter:
Descriptivo: Porque se realizó un análisis con respecto a los datos de registros
eléctricos e historial de trabajos de reacondicionamiento, producción,
profundidad, geometría, tipo y número de intervenciones en los pozos; número
de cambios de bombas hidráulicas, disponibilidad de fluido motriz, equipos de
superficie del sistema de levantamiento hidráulico y sus respectivas reservas.
Prospectivo: Porque los resultados obtenidos servirán para fundamentar la toma de
decisiones en el futuro.
Cuantitativo: Porque se determinó cuantitativamente el comportamiento de los
pozos y las opciones de optimización.
3.2 Universo y Muestra
El universo corresponde a todos los pozos que se encuentran produciendo en la
actualidad en campo Lago Agrio por el sistema de bombeo hidráulico Power Oil.
La muestra está dada por los pozos que cumplen los parámetros que justifican el
cambio de sistema de levantamiento artificial a bombeo mecánico.
3.3 Instrumentos de Recopilación de Información y Datos
Los datos recopilados fueron proporcionados por la empresa Petroamazonas E.P en los
que constan: estado actual de producción, historial de producción, reservas, características y
propiedades de los pozos del campo Lago Agrio.
Las herramientas que se utilizaron para el procesamiento de datos fueron: Oil Fiel
Manager®, PIPESIM Flow Modeling® y Microsoft Excel® cuyas licencias fueron
proporcionadas por la Universidad Central del Ecuador y Petroamazonas E.P
.
51
3.3.1 Selección de Pozos para Cambio de BHTJ a BM
Estado Actual del Campo Lago Agrio
En el campo Lago Agrio tenemos un total de 51 pozos de los cuales se encuentran
produciendo 29 a la fecha. De los pozos productores, se realizó un proceso de selección
para evaluar sus características individuales y de esta manera establecer cuáles son los
pozos candidatos para el cambio de sistema de levantamiento artificial a bombeo
mecánico.
Dentro del proceso de selección se cumplió una serie de pasos en los que se
considera:
Distribución de Sistema de Levantamiento
Los sistemas de levantamiento artificial que se utilizan actualmente en el campo
Lago Agrio son de tipo: bomba electrosumergible, bombeo hidráulico tipo jet y bombeo
mecánico.
En la figura 32 se muestra la distribución de los sistemas de levantamiento artificial
aplicados a los pozos productores en el campo Lago Agrio.
Figura 32. Distribución de sistemas de levantamiento artificial en el campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP,
2019)
52
La cantidad de pozos produciendo con BES corresponde al 35% del total del campo,
el BHTJ alcanza un valor del 62% y el sistema de BM representa tan solo el 1%,
quedando en evidencia que el sistema BHTJ, es el más utilizado.
Adicionalmente la tabla 14 muestra la producción del campo Lago Agrio para cada
sistema de levantamiento, a junio de 2019.
Tabla 12. Producción por sistemas de levantamiento artificial en el campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP,
2019)
Podemos observar que los tres tipos de sistemas acumulan una producción total de
7560,52 BFPD, correspondiendo a los siguientes porcentajes
Figura 33. Porcentaje de producción por SLA en el campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)
83,00
4.467,34
3.010,18
0,00
500,00
1.000,00
1.500,00
2.000,00
2.500,00
3.000,00
3.500,00
4.000,00
4.500,00
5.000,00
BM BHTJ BES
Producción por tipo de SLA (BFPD)
1%
59%
40%
Porcentaje de producción por SLA
BM
BHTJ
BES
53
En la gráfica se visualiza que la producción proveniente de bombeo hidráulico
representa el 59% del total, el electrosumergible aporta una producción correspondiente
al 40% y el pozo por flujo natural representa un 1% del valor total.
Parámetros e Información Requeridos para el Diseño de Sistema de
Levantamiento Artificial de Bombeo Mecánico en el Campo Lago Agrio
Recolección de Datos
Para el proceso de optimización del campo se recopiló la siguiente información
Nombre de los pozos productores
Profundidad de cada uno de los pozos
Historial de producción
Reservas
Geometría de los pozos
Diagramas de completación
Estado mecánico de los pozos
Registros eléctricos
De manera adicional fue necesario conocer las características de la locación del pozo
para estar al tanto de alguna condición especial como poblaciones cercanas. En este
trabajo no se tienen limitaciones que impidan colocar una unidad de bombeo mecánico
de cualquier clase.
Proceso de Pre-selección
En la pre-selección se tomaron los 29 pozos productores del campo Lago Agrio para
establecer los rangos de aplicación del sistema de bombeo mecánico. Para aquello se
empleó el Método de la Curva.
El método de la curva tipo consiste en el análisis de la producción y la profundidad
de cada uno de los pozos productores del campo, tabulando y graficando la información
como se establece en los siguientes tres pasos.
Paso 1: Inicialmente se procedió a tabular la producción y profundidad de los 29
pozos productores del campo y su grafica correspondiente.
54
POZO Profundidad
(ft)
Caudal
BFPD
LGA-004HS 9793 600.40
LGA-009TI 9797 201.20
LGA-013HS 9886 241.30
LGA-022BT 8859 271.20
LGA-027HS 9107 513.00
LGA-038HS 9895 467.90
LGA-045HS 9843 140.67
LGAJ-039HS 9344 410.40
LGA-017HS 9921 103.00
LGA-018HI 9879 241.92
LGA-018HS 9918 46.08
LGA-032HS 9144 218.00
LGA-034US 9615 83.00
LGA-035HS 9678 128.30
LGA-036HS 9707 193.03
LGA-037HS 9826 237.50
LGAC-011HS 9850 278.16
LGAE-024HI 9963 912.37
LGAE-040HS 9941 422.50
LGAE-049UI 9290 99.96
LGAF-042HS 9988 471.20
LGAF-047HI 10378 256.14
LGAF-047HS 10378 76.51
LGAF-048TI 9994 46.06
LGAG-044UI 9448 112.20
LGAG-050HS 10148 600.80
LGAH-031TI 9431 84.61
LGAH-031TS 9431 16.12
LGAI-043HS 9561 87.00
Figura 34. Producción y profundidad de pozos del campo Lago Agrio, (Petroamazonas EP, 2019)
55
Figura 35. Producción y profundidad de pozos del campo Lago Agrio ,(Petroamazonas EP, 2019)
Paso 2: Fue seleccionado el gráfico de la Curva Tipo para Bombeo Mecánico de
Profundidad vs. Caudal tomado del documento “5 Step Selection Process” de
Weatherford® Artificial Lift System.
Figura 36, Curva tipo Profundidad vs Caudal, (Petroamazonas EP, 2019)
Paso 3: Consiste en superponer la Curva tipo del paso dos en el grafico del paso 2 en
escala logarítmica.
10,00
100,00
1.000,00
8600 8800 9000 9200 9400 9600 9800 10000 10200 10400 10600
BFP
D
PROFUNDIDAD DE LEVANTAMIENTO [FT]
Profundidad vs Caudal
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
8000 8500 9000 9500 10000 10500 11000 11500 12000
BFP
D
PROFUNDIDAD DE LEVANTAMIENTO [FT]
Curva tipo Profundidad vs Caudal
BHTJ
BM
BES
56
Figura 37. Curva tipo Profundidad vs Caudal, (Petroamazonas EP, 2019)
57
Teóricamente, todos los pozos que se ubican por debajo de la curva tipo serían los
candidatos pre-seleccionados para el cambio de SLA a bombeo mecánico. Sin embargo,
se debe tener en cuenta que la eficiencia del sistema aumenta conforme disminuye la
tasa de producción y la profundidad.
Por esta razón como un criterio de pre-selección se consideraron los pozos con
caudales que se encuentren alrededor y por debajo de 100 BFPD. Adicionalmente se
utilizó como factor discriminante la geometría de los pozos .ya que, el sistema de BM
presenta buenos resultados en pozos verticales, y son poco eficientes en pozos
direccionales u horizontales.
Adicionalmente, los pozos Lago 30 y 41 que fueron cerrados pocos meses atrás
como consecuencia de bajo aporte de caudal, también se consideraron dentro de este
estudio para el cambio de SLA ya que se encontraban produciendo con bombeo
hidráulico hasta el momento de su cierre, y se pretende reactivar su producción con el
sistema de bombeo mecánico.
De esta manera los pozos aptos para el cambio de sistema de levantamiento artificial
son los que se presentan en la tabla 13.
Tabla 13. Pozos seleccionados para cambio de SLA, (Petroamazonas EP, 2019)
POZO TIPO BFPD BPPD BAPD BSW (%) º API GOR (Scf/B) SLA
LAG-17 VERTICAL 103,00 46,35 56,65 26,4 28,7 1338 BHTJ
LAG-30 VERTICAL CERRADO CERRADO CERRADO - 28 314,5 BHTJ
LAG-41 VERTICAL CERRADO CERRADO CERRADO - 28,2 225 BHTJ
LAG-43 VERTICAL 87,00 33,58 53,42 30 29,1 893 BHTJ
58
4 CAPITULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 Análisis Técnico
4.1.1 Calificación de los Pozos Seleccionados
Para establecer la viabilidad de la instalación de un sistema de bombeo mecánico en
los pozos seleccionados, se realizó un procedimiento de calificación el cual se basa en el
trabajo titulación de (SALAZAR SALTOS, 2018); en el cual se comparan los
parámetros de los 4 sistemas de levantamiento más aptos para dichos pozos. De lo cual
se obtuvo el siguiente sistema de calificación.
Tabla 14. Sistema de calificación para SLA
Sistema de levantamiento artificial (SLA)
Criterio BM BHTJ BES BCP
Profundidad bomba (ft) 100-16000 5000-15000 1000-15000 2000-6000
Tasa de producción (BFPD)
5-1500 300-4000 100-30000 5-1500
Temperatura operación (ºF)
100-500 100-500 70-400 75-250
Manejo de sólidos
Bajo Medio Bajo Alto
Manejo de GOR
Bajo Medio Bajo Medio
Disponibilidad de energía
Gas Elect. Diesel Elect. Electricidad Gas Elect.
Perfil de pozo
Vertical Indiferente Indiferente Vertical
Resultado preliminar
Eficiencia del sistema (%) 45%-60% 10%-30% 35%-60% 50%-75%
Costo mensual op. ($M)
1500 2520 2668 700
Costo instalación ($M)
128 134 66 53
Selección final
59
El sistema consiste en comparar los parámetros más importantes para la instalación
de cada uno de los diferentes sistemas de levantamiento artificial con las condiciones
actuales de los pozos seleccionados. De esta manera, se marca con una X si los
parámetros establecidos para cada SLA cumplen con las condiciones actuales del pozo.
Posteriormente se procede a contar cuantos parámetros cumple el pozo en una escala
del 1 al 10, siendo 10 el valor más ponderado, y se procede a calificar cual sistema que
obtiene el mayor puntaje y por tanto es el más adecuado para su instalación.
Tabla 15. Calificación del pozo Lago 17
LAGO 17
Sistema de levantamiento artificial (SLA)
Criterio BM BHTJ BES BCP
Profundidad bomba (ft) 100-16000 5000-15000 1000-15000 2000-6000
X X X
Tasa de producción (BFPD)
5-1500 300-4000 100-30000 5-1500
X
X
Temperatura operación (ºF) 100-500 100-500 70-400 75-250
X X X X
Manejo de sólidos Bajo Medio Bajo Alto
X X X X
Manejo de GLR Bajo Medio Bajo Medio
X
X
Disponibilidad de energía
Gas Elect. Diesel Elect. Electricidad Gas Elect.
X X X X
Perfil de pozo Vertical Indiferente Indiferente Vertical
X X X X
Resultado preliminar 7 5 5 4
Eficiencia del sistema (%) 45%-60% 10%-30% 35%-60% 50%-75%
X
X X
Costo mensual op. ($M) 1500 2520 2668 700
X
X
Costo instalación ($M) 128 134 66 53
X X
Selección final 9 5 7 7
60
Tabla 16, Calificación del pozo Lago 30
LAGO 30
Sistema de levantamiento artificial (SLA)
Criterio BM BHTJ BES BCP
Profundidad bomba (ft) 100-16000 5000-15000 1000-15000 2000-6000
X X X
Tasa de producción (BFPD)
5-1500 300-4000 100-30000 5-1500
X
X
Temperatura operación (ºF) 100-500 100-500 70-400 75-250
X X X X
Manejo de sólidos Bajo Medio Bajo Alto
X X X X
Manejo de GLR Bajo Medio Bajo Medio
X
X
Disponibilidad de energía
Gas Elect. Diesel Elect. Electricidad Gas Elect.
X X X X
Perfil de pozo Vertical Indiferente Indiferente Vertical
X X X X
Resultado preliminar 7 5 5 4
Eficiencia del sistema (%) 45%-60% 10%-30% 35%-60% 50%-75%
X
X X
Costo mensual op. ($M) 1500 2520 2668 700
X
X
Costo instalación ($M) 128 134 66 53
X X
Selección final 9 5 7 7
61
Tabla 17, Calificación del pozo Lago 41
LAGO 41
Sistema de levantamiento artificial (SLA)
Criterio BM BHTJ BES BCP
Profundidad bomba (ft) 100-16000 5000-15000 1000-15000 2000-6000
X X X
Tasa de producción (BFPD)
5-1500 300-4000 100-30000 5-1500
X
X
Temperatura operación (ºF) 100-500 100-500 70-400 75-250
X X X X
Manejo de sólidos Bajo Medio Bajo Alto
X X X X
Manejo de GLR Bajo Medio Bajo Medio
X
X
Disponibilidad de energía
Gas Elect. Diesel Elect. Electricidad Gas Elect.
X X X X
Perfil de pozo Vertical Indiferente Indiferente Vertical
X X X X
Resultado preliminar 7 5 5 4
Eficiencia del sistema (%) 45%-60% 10%-30% 35%-60% 50%-75%
X
X X
Costo mensual op. ($M) 1500 2520 2668 700
X
X
Costo instalación ($M) 128 134 66 53
X X
Selección final 9 5 7 7
62
Tabla 18, Calificación del pozo Lago 43
LAGO 43
Sistema de levantamiento artificial (SLA)
Criterio BM BHTJ BES BCP
Profundidad bomba (ft) 100-16000 5000-15000 1000-15000 2000-6000
X X X
Tasa de producción (BFPD)
5-1500 300-4000 100-30000 5-1500
X
X
Temperatura operación (ºF) 100-500 100-500 70-400 75-250
X X X X
Manejo de sólidos Bajo Medio Bajo Alto
X X X X
Manejo de GLR Bajo Medio Bajo Medio
X
X
Disponibilidad de energía
Gas Elect. Diesel Elect. Electricidad Gas Elect.
X X X X
Perfil de pozo Vertical Indiferente Indiferente Vertical
X X X X
Resultado preliminar 7 5 5 4
Eficiencia del sistema (%) 45%-60% 10%-30% 35%-60% 50%-75%
X
X X
Costo mensual op. ($M) 1500 2520 2668 700
X
X
Costo instalación ($M) 128 134 66 53
X X
Selección final 9 5 7 7
Los cuatro pozos seleccionados reciben el puntaje más alto en el sistema de
levantamiento artificial por bombeo mecánico con un valor de 9. Esto se debe a que las
condiciones de los pozos son muy similares principalmente en las tasas de producción
profundidad, geometría y costos del sistema.
Por lo tanto, los resultados de la calificación muestran que la implementación de un
sistema de bombeo mecánico es el más apto para una producción eficiente y rentable,
frente a los sistemas de levantamiento artificial considerados, para cada uno de los
pozos seleccionados.
63
4.1.2 Análisis del Historial de Producción de los Pozos Seleccionados
El análisis se los realizo mediante el programa OFM, para visualizar el
comportamiento de los pozos seleccionados en su vida productiva. Además se realiza
una descripción de los principales trabajos en intervenciones en los mencionados pozos
y su consecuente afectación en la producción de los pozos seleccionados. Las curvas del
historial de producción corresponden a las figuras 38, 39, 40, 41 respectivamente.
LAGO 17
El pozo Lago 17 inició su producción en noviembre de 1970 en la formación Hollín,
en el cual mostro en sus pruebas iniciales una producción de 1505 BPPD, 0,2 % de
BSW y con API de 28,8 º mediante flujo natural.
En junio de 1983 se realiza la instalación de un equipo electrosumergible como
sistema de levantamiento artificial para mejorar la producción del pozo con 204 BPPD,
75% BSW y API de 28.
Para julio de 1991 se inicia la producción del pozo en la arena “T” haciendo uso de
un equipo BES, por una caída en la extracción de la arena Hollín, de la cual se obtiene
85 BPPD, 30 % de BSW y 28 API.
Debido al bajo aporte suministrado por el equipo BES, en noviembre de 1994, se
decide cambiar el sistema de levantamiento artificial a bombeo hidráulico, la cual
presenta mejores resultados arrojando una producción de 220 BPPD, con un BSW de
24,7% y 27,7º API.
El sistema de bombeo hidráulico presenta buenos resultados hasta el año 2009 donde
la producción comienza a decaer; por lo que resulta necesario la implementación de un
nuevo sistema de levantamiento artificial, siendo elegido el de bombeo mecánico; el
cual entra en operación en diciembre del mismo año, dando inicialmente 156 BPPD,
11% de BSW con un API de 29.
El sistema de BM estabiliza la producción durante los siguientes 5 años en un
promedio de 85 BPPD y 10 % de BSW, hasta que presenta problemas en sus
herramientas de fondo cuya reparación no resulta satisfactoria; dando como resultado
una caída en la producción en los siguientes meses que llega a los 40 BPPD con 10% de
BSW y posterior cierre de pozo en julio de 2016 por ruptura de varillas.
64
En marzo de 2017 se decide cambiar la zona de producción a la arena Hollín
Superior y cambiar el sistema de BM por el de BHTJ para probar el aporte del pozo con
dicho sistema, mismo que inicia la producción con 95 BPPD y 26,4 % de BSW y que
produce hasta la actualidad con valores bastantes irregulares por lo que se proyecta
como candidato a realizar el cambio por bombeo mecánico.
En la tabla 19 se desglosan los trabajos y eventos más importantes del pozo. Así
como la figura 38 muestra el historial de producción del pozo Lago17.
Tabla 19. Resumen WO y eventos Lago 17, (Petroamazonas EP, 2019)
LAGO 30
Se inicia la producción en el año de 1982 por flujo natural de la arena “T”, se
obtienen en las pruebas iniciales 984 BPPD un BSW de 0 y con un grado API de 28.
En octubre de 1985 para mejorar la producción, se realiza la instalación de un equipo
BES, además de un tratamiento de acidificación a la arena y de anti-incrustantes con lo
cual se logra obtener 252 BPPD y 32% de BSW.
Para el año de 1989 se produce la avería del equipo BES, por lo que es sustituida por
un sistema de BHTJ, al cual evidencia una mejora en la producción con 579 BPPD un
BSW de 33% y 28º API.
En mayo de 2002 se decide iniciar la producción en la arena “U” mediante el mismo
SLA, en donde se realiza fracturamiento hidráulico que presenta buenos resultados pues
se logran recuperar 351 BPPD de 29,6º API y 3% de BSW.
Los trabajos dan buenos resultados hasta el año 2012 en donde la produccion decae,
razón por la cual, se decide realizar un cambio en el sistema de levantamiento artificial
de BHTJ a BM, iniciando su operación con 125 BPPD y un BSW de 5%.
WO Fecha Trabajo BFPD BPPD BAPD BSW API
1 08-dic-75 Inicia producccion flujo natural en hollin 4170 BFPD y 1668 BPPD 1508 1505 3 0,2 28,8
7 12-jun-83 Cambio a BES inicia con 815 BFPD y 215 BPPD 804 204 611 75 28
10 19-jul-91 Completado para BES DN-280 en "T" con 122 BFPD y 85 BPPD 122 85 37 30 28
13 17-nov-94 Cambio a BHTJ con 258 BFPD y 231 BPPD 292 220 72 24,7 27,7
17 11-dic-09 Cambio a BM RHBC 16' x 1,75" con 175 BFPD y 156 BPPD 175 156 19 11 29,0
26-Jun-16 Pozo con BM deja de aportar 50 BFPD y 40 BPPD - - - - -
20 22-Mar-17 Cambio BHTJ en HS 108 33 75,2 69,6 22,7
21 23-Mar-17 Produce MTU y BHTJ en "HS" 129 BFPD y 83 BPPD 129 95 34,1 26,4 26,4
65
Hasta mediados del año 2014 se estabiliza la producción en promedio 75 BPPD y
BSW de 5%, se presentan complicaciones en las varillas por lo que se detiene la
producción con la bomba en interior del pozo como pescado y el pozo queda cerrado.
El 20 de febrero de 2017, se reactiva la producción luego de realizar un re-
punzonamiento de la arena “U” y la instalación de una bomba hidráulica tipo jet con la
cual se recuperan 31 BPPD y 77% de BSW.
Por el bajo aporte de la arena “U”, en abril de 2108, se procede a re-punzonar la
arena Hollín Inferior (HI) con el mismo sistema de BHTJ, que no tiene una buena
producción con 14 BPPD de 23º API y 57,2% de BSW por lo que el pozo es cerrado por
bajo aporte.
En abril de 2019 el pozo se comenzó a probar en la arena Hollín Superior (HS)
mediante el uso de una unidad MTU de lo cual se obtuvo 26 BPPD con API de 28º y un
BSW de 82% y el pozo es cerrado hasta la fecha actual. Por ello, se pretende elevar y
estabilizar la producción de este pozo mediante la implementación del sistema de BM.
Tabla 20. Resumen WO y eventos Lago 30, (Petroamazonas EP, 2019)
WO Fecha Trabajo BFPD BPPD BAPD BSW API
PI 12-feb-82 Inicia operaciones flujo natural "H" 984 984 0 0 28,6
3 11-oct-85 Acidificación tratamiento anti-incrustaciones y bajar BES 536 252 32 32 25
6 01-mar-89 Bes quemada bajar completación para BHTJ 878 579 299 34 28,6
11 12-mar-96 Recuperar bomba atascada, controlar agua en Hollín, sino disparar “U” y probar186 185 1 0,5 28,3
16 20-may-02 Fracturamiento hidráulico a arena “U” 362 351 5 3 29,6
19 24-Nov-12 Cambio de BHTJ a BM 132 125 7 5,0 28,1
5-Jul-14 Pozo cerrado momentaneo por baja producción (Bomba en pesca) - - - - -
20 20-Feb-17 Pullin mecánico y repunzonar arena "UI" y cambio a BHTJ 120 31 89 74,0 27,0
21 18-Apr-18 Moler CIBP’s y repunzonar Hi producción con BHTJ 33 14 19 57,2 23
22 17-Apr-19 Cambio de completación produce de HS con unidad MTU 144 26 118 82,0 28
66
LAGO 41
El pozo inicia su producción en mayo de 1999 con flujo natural proveniente de la
arena Hollín Inferior (HI), la prueba inicial muestra un aporte de 488 BPPD con un
grado API de 29,4 y 1,4% de BSW; con una rápida caída de producción de crudo del
pozo llegando a los 306 BPPD en un mes.
Para incrementar la producción, en junio de 1999, por el gran potencial que presenta
el pozo se procede a instalar un sistema de levantamiento artificial por BHTJ, el cual se
ejecuta de manera exitosa en el que se obtienen 1022 BPPD con un grado API de 28,6 y
un BSW de 1% en el inicio de la producción.
Sin embargo el pozo presenta una caída en la producción en el siguiente mes
llegando a los 550 BPPD y BSW de 0,3% a finales de julio de 1999. Por esta razón se
determinó que un equipo BES es más adecuado para mejorar la producción del pozo por
lo que se instala dicha unidad en agosto del mismo año, el mismo que inicia su
operación con 553 BPPD y con un 20% de BSW.
En agosto del año 2000 se procede a punzar la arena Hollín Superior (HS) para
incrementar el aporte del pozo y así producir tanto de la arena Hollín Superior (HS)
como de la arena Hollín Inferior (HI), utilizando como SLA el sistema de BHTJ en que
se obtienen 464 BPPD de 28,8 grados API y BSW de 8,3%.
Desde el año 2000 al 2012 el pozo presenta una producción irregular atribuida a
material incrustante y corrosivo del pozo, las mismas que generan desgaste en la
boquilla y cavitación en la garganta de la bomba hidráulica.
A partir del año 2012 el pozo incrementa su comportamiento irregular, presenta
variaciones del BSW en los que alcanza valores de hasta el 96% por lo que fue cerrado
en 3 ocasiones en 2013, 2014 y 2018, por el bajo aporte de petróleo y alto contenido de
agua. Durante este lapso de tiempo también se realizó cambios en el SLA y
fracturamiento hidráulico en la arena Hollín Superior (HS).
A inicios de mayo de 2019 se re-dispara la arena “HS” para aprovechar las reservas
que presenta dicha arena, no da buen resultado en las pruebas de producción con el
sistema de BHTJ pues se obtuvo 1 BPPD con un BSW de 96 % y el pozo queda cerrado
a la fecha actual. Por esta razón se propone el cambio de SLA de bombeo hidráulico
tipo jet a bombeo mecánico.
67
Tabla 21. Resumen WO y eventos Lago 41, (Petroamazonas EP, 2019)
LAGO 43
El pozo lago 43 inicia su producción en el año 2003, desde la arena “HS” mediante
el uso de una bomba electrosumergible, con una tasa de producción de 447 BPPD con
un grado API de 27 y un BSW de 2 %.
Desde el año 2003 hasta el 2012 el pozo no presenta intervenciones importantes de
cambios en la producción, salvo un problema por comunicación entre tubing y casing
en el año 2008 sin llegar a ser de gran importancia. La producción durante este periodo
de tiempo tiene un promedio de 150 BPPD y un BSW de 27 %.
En septiembre de 2012 se realiza fracturamiento hidráulico en la arena “HS” a fin de
incrementar el aporte del pozo, de la cual se obtiene resultados satisfactorios con una
producción de 254 BPPD de un grado API de 29º y 31% de BSW.
En los años siguientes el pozo presenta un comportamiento muy regular con una
producción promedio que está alrededor de los 200 BPPD y con BSW de 27%, hasta
noviembre de 2017, fecha desde la cual empieza a caer la producción del pozo por
debajo de los 100 barriles de petróleo. Por lo que se decide cambiar el sistema de
levantamiento artificial a bombeo mecánico para elevar y mantener la producción del
pozo.
WO Fecha Trabajo BFPD BPPD BAPD BSW API
PI 16-May-99 Inicia producción con flujo natural en "HI" 495 488 7 1,4 29,4
25-Jun-99 Cambio a BHTJ 1032 1022 10 1,0 28,6
1 5-Aug-99 Instalación de BES en "HS" 691 553 138 20,0 20,2
2 23-May-00 Cambio de BES a BHTJ 506 464 42 8,3 28,8
5-Oct-12 Pozo cerrado por bajo aporte 266 32 234 88,0 28,2
3-Feb-13 Inicia producción Power Oil 426 165 261 61,3 28,2
10-Mar-13 Pozo cerrado por aporte esporadico 348 67 281 80,7 27,9
3 10-Dec-14 REPUNZONAR ARENISCA "HS" 468 152 316 67,5 25,7
23-Dec-14 Pozo cerrado por alto BSW 358 15 343 95,9 27,1
4 10-Apr-16 Realiza fractura en “Tinf” Y “Uinf” y Cambio a BES 561 337 224 40,0 20,7
5 6-Aug-17 Cambio de BES a BHTJ y redisparar "Ti" 139 70 70 50,0 32,6
12-Mar-18 Cerrado por bajo aporte y alto BSW 64 2 62 97,2 28,9
6 7-May-19 Moler CIBP y redisparar en "HS" 98 1 97 99,1 28,2
24-May-19 Se cierra pozo en Tow por bajo aporte 46 1 46 98,6 28,2
68
Tabla 22. Resumen WO y eventos Lago 43,(Petroamazonas EP, 2019)
WO Fecha Trabajo BFPD BPPD BAPD BSW API
PI 30-Jun-03 Inicia producción con BES en "HS" 456 447 9 2 27,0
1 3-Nov-03 Tratamiento a “HS” Evaluar y cambio a BHTJ 264 243 21 8 28,3
2 08-abr-06 Cambio de BHA por cavidad defectuosa 140 92 48 34,5 29,1
3 11-oct-07 Cambio de BHA com. tbg-csg. Repunzar “HS” 171 123 48 27,9 29,0
4 29-nov-08 Cambio de BHA por comunicación TBG-CSG 287 194 93 32,5 29,4
5 26-sep-12 Fracturamiento hidráulico a la arena “HS” 369 254 115 31,2 29,3
6 6-Nov-17 Tratamiento antiescala, limpieza de punzados - - - - -
9-Nov-17 Cerrado 3 Tbg. Punta de lanza y pescado - - - - -
6 19-Jan-18 Termina WO y queda en prducción 175 42 133 75,90 29,1
7 30-Jun-18Recuperar completación hidráulica, realizar pesca, fracturar
arena158 11 147 93,00 29,1
8 30-Sep-18 Cambio de completación de bombeo hidráulico 288 20 268 93,00 29,1
69
Figura 38, Historial de producción del pozo Lago 17 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)
Figura 39. Historial de producción del pozo Lago 30 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)
Figura 40. Historial de producción del pozo Lago 41 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)
Figura 41. Historial de producción del pozo Lago 43 año 2019,(Petroamazonas EP, 2019)
1972 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
0
50
100
150
200
250
0
20
40
60
80
100
Date
Axis 1 LGA-017HS
AGUA PROM DIA CAL ( bbl/d )
PETROLEO PROM DIA CAL ( bbl/d )
Axis 2
VC.WATERCUT ( % ) LGA-017HS
LGA-017HS
1982 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
0
60
120
180
240
300
0
20
40
60
80
100
Date
Axis 1 LGA-030HS
AGUA PROM DIA CAL ( bbl/d )
PETROLEO PROM DIA CAL ( bbl/d )
Axis 2
VC.WATERCUT ( % ) LGA-030HS
LGA-030HS
2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
0
200
400
600
800
1000
0
20
40
60
80
100
Date
Axis 1 LGA-041HS
AGUA PROM DIA CAL ( bbl/d )
PETROLEO PROM DIA CAL ( bbl/d )
Axis 2
VC.WATERCUT ( % ) LGA-041HS
LGA-041HS
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
0
300
600
900
1200
1500
0
20
40
60
80
100
Date
Axis 1 LGAI-043HS
AGUA PROM DIA CAL ( bbl/d )
PETROLEO PROM DIA CAL ( bbl/d )
Axis 2
VC.WATERCUT ( % ) LGAI-043HS
LGAI-043HS
70
4.1.3 Reservas de los Pozos Seleccionados
Para determinar la viabilidad en el cambio de SLA es necesario analizar inicialmente
si la cantidad de petróleo recuperable es la suficiente para que el proyecto sea rentable.
Por este motivo se realizó un estudio de las reservas de cada uno de los pozos
candidatos al cambio de SLA y el tiempo de producción proyectado para los mismos.
El estudio se enfocó en las reservas de la arena Hollín Superior en cada uno de los
casos, ya que, la finalidad del proyecto es la extracción de crudo mediante la instalación
del sistema de bombeo mecánico en dicha arena, existe la posibilidad de la extracción
de fluido de diferentes arenas con el mismo sistema de levantamiento en el futuro.
La estimación de las reservas de los pozos en cuestión se realizó mediante el uso del
software OFM para el cálculo de dichas reservas cuyas graficas corresponden a las
figuras 42, 43, 44 y 45 para los pozos seleccionados.
A continuación se presentan los resultados de las reservas de cada uno de los pozos
seleccionados.
LAGO 17
En el pozo Lago 17 las reservas de petróleo se estimaron en 165.188 barriles, con un
caudal inicial de 52 BPPD, hasta alcanzar el límite económico de 20 BPPD en un
periodo de 10 años.
LAGO 30
Las reservas del pozo Lago 30 se determinaron en junio de 2019 con un total de
152.806 barriles de petróleo, de la que se pretende recuperar un caudal máximo de 5020
BPPD, iniciando en septiembre de 2019 con una tasa de producción de 89 BPPD, hasta
agosto de 2028 con 20 BPPD como límite económico.
LAGO 41
La estimación de reservas en el pozo Lago 41 fueron de 173.451 barriles de petróleo,
se pretende obtener un caudal máximo de 5700 BPPD, iniciando con una tasa de
producción de 100 BPPD en noviembre de 2019, llegando al límite económico de 20
BPPD en mayo de 2019.
71
LAGO 43
Las reservas del pozo Lago 43 en el año 2018 se estimaron en 112462 barriles de
petróleo, con un caudal máximo del pozo de 2445 BPPD, con un caudal inicial de
petróleo de 42 BPPD en agosto de 2019 y finalizando en el límite económico de 20
BPPD en el julio de 2026.
En la siguiente tabla se presenta un resumen sobre el análisis de las reservas de los
pozos seleccionados con su respectivo el caudal inicial de producción y la tasa de
declinación. Cave recalcar que los años de explotación es el tiempo en el cual, cada
pozo alcanza la producción de 20 BPPD considerado el límite económico de operación.
Tabla 23. tabla resumen reservas, (Petroamazonas EP, 2019)
Pozo Arena Reservas Qi( BPPD) Tasa de declinación
LAG 17 HS 165188 51 0,06629
LAG 30 HS 152806 88 0,15422
LAG 41 HS 173451 99 0,15532
LAG 43 HS 112462 41 0,10813
Total 603907
72
Figura 42. Reservas del pozo Lago 17 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)
Figura 43, Reservas del pozo Lago 30 año 2019,(Petroamazonas EP, 2019)
Figura 44, Reservas del pozo Lago 41 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)
Figura 45. Reservas del pozo Lago 41 año 2019, (Petroamazonas EP, 2019)
1972 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 2000 02 04 06 08 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32
0.1
1
10
100
1000
PETR
OLEO
PRO
M DI
A CA
L, bb
l/d
Date
PETROAMAZONAS EP
ACTIVO LAGO-LIBERTADOR
LGA-017HS
Working forecast ParametersPhase : OilCase Name : PB_PRODUCIENDOb : 0Di : 0.0662919 A.e.qi : 50.9897 bbl/dti : 07/31/2019te : 03/31/2033Final Rate : 19.9686 bbl/dCum. Prod. : 260.088 MbblCum. Date : 07/31/2019Reserves : 165.188 MbblReserves Date : 03/31/2033EUR : 425.275 MbblForecast Ended By : RateDB Forecast Date : 06/05/2019Reserve Type : None
PETROAMAZONAS EP
ACTIVO LAGO-LIBERTADOR
LGA-017HS
1982 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
1
5
10
50
100
500
1000
PETR
OLEO
PROM
DIA C
AL, b
bl/d
Date
PETROAMAZONAS EP
ACTIVO LAGO-LIBERTADOR
LGA-030HS
Working forecast ParametersPhase : OilCase Name : RRb : 0Di : 0.154223 A.e.qi : 90 bbl/dti : 08/31/2019te : 08/31/2028Final Rate : 19.9249 bbl/dCum. Prod. : 566.378 MbblCum. Date : 04/30/2019Reserves : 152.806 MbblReserves Date : 08/31/2028EUR : 719.184 MbblForecast Ended By : RateDB Forecast Date : 08/05/2019Reserve Type : None
PETROAMAZONAS EP
ACTIVO LAGO-LIBERTADOR
LGA-030HS
2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
1
5
10
50
100
500
1000
PETR
OLEO
PRO
M DI
A CA
L, bb
l/d
Date
PETROAMAZONAS EP
ACTIVO LAGO-LIBERTADOR
LGA-041HS
Working forecast ParametersPhase : OilCase Name : PB_SHUTINb : 0Di : 0.155324 A.e.qi : 100 bbl/dti : 10/31/2019te : 05/31/2029Final Rate : 19.8386 bbl/dCum. Prod. : 1250.29 MbblCum. Date : 12/31/2014Reserves : 173.451 MbblReserves Date : 05/31/2029EUR : 1423.74 MbblForecast Ended By : RateDB Forecast Date : 06/04/2019Reserve Type : None
PETROAMAZONAS EP
ACTIVO LAGO-LIBERTADOR
LGA-041HS
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0.01
0.1
1
10
100
1000
PETR
OLEO
PRO
M D
IA C
AL, b
bl/d
Date
PETROAMAZONAS EP
ACTIVO LAGO-LIBERTADOR
LGAI-043HS
Working forecast ParametersPhase : OilCase Name : RRb : 0Di : 0.108136 A.e.qi : 41.4868 bbl/dti : 07/31/2019te : 12/31/2025Final Rate : 19.8983 bbl/dCum. Prod. : 868.066 MbblCum. Date : 07/31/2019Reserves : 68.9018 MbblReserves Date : 12/31/2025EUR : 936.968 MbblForecast Ended By : RateDB Forecast Date : 08/05/2019Reserve Type : None
PETROAMAZONAS EP
ACTIVO LAGO-LIBERTADOR
LGAI-043HS
73
4.1.4 Análisis de los Pozos Seleccionados con Bombeo Hidráulico Tipo Jet
Los pozos seleccionados fueron sometidos a un análisis de su comportamiento desde
el año 2017 hasta la actualidad. Dentro de este análisis se consideró la producción de los
pozos y las intervenciones que tuvieron lugar en cada uno de ellos desde el año
mencionado.
Producción de los Pozos Seleccionados con el Sistema de Bombeo Hidráulico
Tipo Jet.
LAGO 17
El pozo Lago 17 muestra un comportamiento irregular desde el año 2017, en el cual
se observa un incremento y caída de la producción con un tasa menor de 150 BFPD;
con una relativa estabilidad en el año 2018. En 2019 la figura 46 muestra una reducción
en la tasa de producción de fluido y de agua con un aumento del BSW.
LAGO 30
La figura 47 muestra el comportamiento de la producción del pozo Lago 30, el cual
evidencia una disminución de la tasa de producción desde el año 2017, con una tasa de
BFPD menor a los 80 BLS con una contante caída de la producción. A partir de mayo
de 2018 se ha intentado probar las condiciones de aporte del pozo obteniendo una
producción de fluido que está compuesto mayormente de agua llegando a valores de 99
y 100% de BSW, por lo que, se decide cerrarlo por bajo aporte.
En la actualidad el pozo se encuentra a prueba, a fin de implementar un sistema de
levantamiento artificial más acorde a sus características de bajo aporte de fluido y
permita aprovechar las reservas remanentes del pozo.
LAGO 41
En el año 2017 el pozo registró varios cierres y paralizaciones debido a los bajos
aportes que mostraba; por este motivo su producción fue intermitente y no fue
considerada en el análisis de este pozo.
La figura 48 muestra la producción desde 2018 en la cual el aporte del pozo es
considerable; sin embargo, el pozo Lago 41 tiene la tendencia a mostrar un
74
comportamiento cíclico; en el cual, luego de ser intervenido evidencia un incremento de
la producción la cual baja rápidamente en un lapso de pocos días, razón por la cual fue
cerrado a finales del año anterior.
Por lo antes mencionado, se pretende estabilizar la producción mediante la
implementación del sistema de bombeo mecánico.
LAGO 43
En los últimos años el pozo Lago 43 ha necesitado de varias intervenciones para que
su producción sea rentable. Sin embargo, la caída en el aporte de fluido y de petróleo ha
sido inevitable con un alto incremento del BSW, llegando a mayo de 2019 con una
producción de 87 BFPD y 34 BPPD. Ver figura 49
Por el bajo aporte que presenta el pozo es necesario un cambio de SLA de bombeo
hidráulico a bombeo mecánico para alcanzar un nivel de producción estable y rentable.
75
Figura 46, Historial de producción Lago 17, (Petroamazonas EP, 2019)
Figura 47. Historial de producción Lago 30, (Petroamazonas EP, 2019)
Figura 48. Historial de producción Lago 41, (Petroamazonas EP, 2019)
Figura 49. Historial de producción Lago 43, (Petroamazonas EP, 2019)
76
El análisis de la producción de los pozos seleccionados con el actual sistema de
levantamiento artificial nos muestra que los últimos años el aporte de fluido ha ido
disminuyendo llegando a tasas alrededor de los 100 BFPD y decayendo con el tiempo.
La implementación de un sistema de levantamiento adecuado para dichas tasas de
producción es una alternativa viable para la estabilización y aprovechamiento de las reservas
en cada uno de los pozos.
Por lo antes mencionado se considera que el sistema de bombeo mecánico es el SLA más
adecuado de acuerdo a las condiciones de producción de los pozos seleccionados.
Análisis de Disposición y Costo del Fluido Motriz
El fluido motriz es de gran importancia en el BHTJ. En el campo Lago Agrio los pozos de
bombeo hidráulico utilizan el Sistema Power Oil, el cual usa del petróleo como fluido motriz.
De esta manera la estación de producción proporciona el petróleo necesario para el
funcionamiento de las bombas jet, además, una parte de la producción de petróleo del campo
debe destinarse al sistema centralizado de bombeo hidráulico.
Los altos volúmenes que se requieren para mantener en funcionamiento el sistema de
bombeo hidráulico un inconveniente, más aún en el Campo Lago Agrio donde la producción
de petróleo está alrededor de los 12.000 BPPD.
Los costos económicos provenientes del sistema de BHTJ son elevados ya que los
volúmenes de inyección de petróleo son altos y la recuperación de petróleo es demasiado baja,
esto significa que el sistema de bombeo hidráulico sea ineficiente en este tipo te pozos.
La tabla 24 muestra un análisis de los costos para la disposición de fluido motriz, los
ingresos monetarios que genera el petróleo extraído, y las pérdidas económicas que se
generan en los pozos seleccionados al no poder comercializar este petróleo.
Para el análisis costo beneficio del bombeo hidráulico en los pozos seleccionado se
consideró el precio del barril de petróleo en agosto de 2019 que es 58,58$, y un costo por
barril de petróleo producido de 7,92$ en la misma fecha.
77
Tabla 24. Costo beneficio del fluido motriz
Intervenciones en los Pozos Seleccionados
Los pozos seleccionados para el cambio de SLA, fueron sometidos a un análisis del
número de intervenciones que tuvieron lugar a partir del año 2017 a la actualidad, a fin de
determinar los costos que generan dichos trabajos en los pozos seleccionados con el sistema
BHTJ.
Las intervenciones consideradas para el análisis corresponden a los cambio de bomba jet,
repuestos de la bomba, la cual incluye cambios en la geometría de la bomba jet y la
utilización de MTU.
En la tabla se muestra un resumen de los costos anuales que generan las intervenciones
mencionadas, el detalle de los trabajos en cada uno de los pozos se encuentran en el Anexo 3.
Tabla 25, Intervenciones en pozos
Pozo BIPD BPPD Bls Totales
Costo de
producción
por barril ($)
Precio barril
de petróleo
($)
Precio menos
costo ($)
Costo diario
para
obtención
de fluido
motriz ($)
Ganancia
diaria por
petróleo
producido
($)
Pérdidas
monetarias
diarias($)
Pérdidas
monetarias
anuales($)
LAGO 17 1270 46 1316 7,92 58,58 50,66 10058,4 2694,68 7363,72 2687757,8
LAGO 30 1253 25 1278 7,92 58,58 50,66 9923,76 1464,5 8459,26 3087629,9
LAGO 41 1248 39 1287 7,92 58,58 50,66 9884,16 2284,62 7599,54 2773832,1
LAGO 43 1260 34 1294 7,92 58,58 50,66 9979,2 1991,72 7987,48 2915430,2
Total 5031 144 5175 - - - 39845,52 8435,52 31410 11464650
COSTO BENEFICIO PARA FLUIDO MOTRIZ
Años
Pozos No. Interven Costos ($) No. Interven Costos ($) No. Interven Costos ($)
LAGO 17 7 8517,11 8 9713,88 4 6785,56
LAGO 30 - - 8 26.193,51 4 3.111,17
LAGO 41 9 15.424,29 18 48.779,56 6 10.213,97
LAGO 43 7 7.875,94 6 10.517,53 1 736,44
Total 23 31817,34 40 95204,48 15 20847,14
2017 2018 2019
INTREVENCIONES EN POZOS SELECIONADOS
78
Resumen del BHTJ en los Pozos Seleccionados
El bombeo hidráulico es un sistema de levantamiento artificial que no es óptimo para los
pozos seleccionados, presenta gastos que son mayores a los ingresos que genera la producción
de petróleo.
La tabla 26 muestra los principales costos que genera la operación con el sistema actual de
levantamiento artificial. En 2018 todos los pozos se encontraban produciendo y se consideró
analizar los gastos totales en un periodo de tiempo vencido.
Tabla 26. Costo total de bombeo hidraulico
Es importante recalcar que en este análisis no se consideró los costos que genera la
paralización de la producción en los pozos para su intervención, así como las operaciones
menores como limpieza de la bomba, limpieza de turbina, entre otros; los cuales representan
un gasto adicional para el funcionamiento del sistema de BHTJ.
4.1.5 Análisis nodal de los pozos seleccionado para bombeo mecánico
El análisis nodal para bombeo mecánico de los pozos seleccionados se realizó mediante el
uso de programa PIPESIM, utilizado datos mecánicos, propiedades petrofísicas y
características de los fluidos de cada pozo.
La data de cada uno de los pozos necesarios para ingresar dentro del programa se muestran
en las siguientes de tablas 27, 28, 29, 30.
Fluido Motriz Intervenciones Total
LAGO 17 $ 2.687.757,80 $ 9.713,88 $ 2.697.471,68
LAGO 30 $ 3.087.629,90 $ 26.193,51 $ 3.113.823,41
LAGO 41 $ 2.773.832,10 $ 48.779,56 $ 2.822.611,66
LAGO 43 $ 2.915.430,20 $ 10.517,53 $ 2.925.947,73
Total $ 11.464.650,00 $ 95.204,48 $ 11.559.854,48
POZOSGASTOS ($) 2018
79
Tabla 27, In-put data Lago 17
Tabla 28, in-put data Lago 30
Pr (psia) 3200 BSW (%) 45,000
Tr (ºF) 225 Bo (Br/Bs) 1,1802
Pb (psia) 750 U (cp) 2,047
API (°) 29,1 GOR 72
Gesp gas 0,870 Salinidad (ppm) 12.500
Espesor (ft) 50 Qmax (BPPD) 137
Prof de disparos (ft) 9987 Pc (psi) 85
Prof de bomba (ft) 9630 ID tubing (pulg) 2,992
Prof de casing (ft) 10156 OD Tubing (pulg) 3,5
Prof de tubing (ft) 9921 ID casing (pulg) 5,92
Psep (Psi) 25 Long sep (ft) 3463
Lago 17
Pr (psia) 3200 BSW (%) 45
Tr (ºF) 205 Bo (Br/Bs) 1,1934
Pb (psia) 850 U (cp) 2,006
API (°) 28,3 GOR 314,5
Gesp gas 1,2 Salinidad (ppm) 13.200
Espesor (ft) 14 Qmax (BPPD) 137
Prof de disparos (ft) 9964 Pc (psi) 50
Prof de bomba (ft) 9400 ID tubing (pulg) 2,992
Prof de casing (ft) 10018 OD Tubing (pulg) 3,5
Prof de tubing (ft) 9907 ID casing (pulg) 5,92
Psep (Psi) 25 Long sep (ft) 2414
Lago 30
80
Tabla 29. in-put data Lago 41
Tabla 30, in-put data Lago 43
A continuación se muestra como ejemplo, el cálculo del análisis nodal para bombeo
mecánico del pozo Lago 43. En el cual se ingresan los datos correspondientes a dicho pozo y
se obtiene la curva IPR y OPR, que posteriormente fueron de gran importancia para el diseño
de cada uno de los pozos seleccionados.
Las figuras 50 a 61 muestran y describen los pasos a para la realización del análisis nodal
de pozo Lago 43.
Los resultados del análisis nodal de los pozos seleccionados se encuentran en el anexo 4.
Pr (psia) 1970 BSW (%) 50
Tr (ºF) 225 Bo (Br/Bs) 1,2113
Pb (psia) 800 U (cp) 2,222
API (°) 28,3 GOR 150
Gesp gas 1,284 Salinidad (ppm) 8624
Espesor (ft) 18 Qmax (BPPD) 126
Prof de disparos (ft) 10045 Pc (psi) 100
Prof de bomba (ft) 9768 ID tubing (pulg) 2,992
Prof de casing (ft) 10176 OD Tubing (pulg) 3,5
Prof de tubing (ft) 9870 ID casing (pulg) 5,92
Psep (Psi) 25 Long sep (ft) 6927
Lago 41
Pr (psia) 3200 BSW (%) 72
Tr (ºF) 220 Bo (Br/Bs) 1,17
Pb (psia) 750 U (cp) 2,299
API (°) 29,1 GOR 300
Gesp gas 1,141 Salinidad (ppm) 16.900
Espesor (ft) 29 Qmax (BPPD) 171
Prof de disparos (ft) 10045 Pc (psi) 50
Prof de bomba (ft) 9500 ID tubing (pulg) 2,992
Prof de casing (ft) 10046 OD Tubing (pulg) 3,5
Prof de tubing (ft) 9993 ID casing (pulg) 5,92
Psep (Psi) 25 Long sep (ft) 4198
Lago 43
81
Paso 1. Ingresar nombre del pozo
Figura 50, Paso 1 Pipesim
Paso 2. Profundidad y características de casing y tubing
Figura 51, Paso 2 Pipesim
82
Paso 3. Tipo de pozo
Figura 52, Paso 3 Pipesim
Paso 4. Equipos de fondo de pozo
Figura 53, paso 4, Pipesim
83
Paso 5. Profundidad de la bomba y caudal requerido
Figura 54, Paso 5 Pipesim
Paso 6. Gradiente de temperatura (calcula el programa)
Figura 55, Paso 6, Pipesim
84
Paso 7. Caudal máximo, presión y temperatura de fondo (cálculo para Voguel)
Figura 56, Paso 7 Pipesim
Paso 8. BSW, GOR y API
Figura 57, Paso 8 Pipesim
85
Paso 9. El programa calcula viscosidades a diferentes temperaturas
Figura 58, Paso 9 Pipesim
Paso 10. Densidad a presión y temperatura inicial, y a presión de burbuja
Figura 59, Paso 10 Pipesim
86
Paso 11. Presión, temperatura y tasa de fluido en la cabeza del pozo
Figura 60, Paso 11 Pipesim
Paso 12. Muestra de resultados
Figura 61, Paso 12 Pipesim
87
Como resultados de análisis nodal para los pozos seleccionados, al tener un bajo aporte de
fluido se consideraron bombas de bajo caudal para el análisis de la curva OPR. Los rangos
establecidos de los caudales de las bombas fueron de 150 a 350 barriles con intervalo de 50
barriles.
Con esta consideración se obtuvieron los resultados que se encuentran detallados en el
Anexo 4.
Luego de realizar el análisis de las gráficas y de las tablas se determinó la tasa de
operación para cada pozo, cuya información se encuentra en la tabla 31.
Tabla 31. Resumen de análisis de nodos
POZO Tasa nominal dela
bomba (BFPD) BFPD BPPD
Presión en el nodo (psi)
Gas en el Intake (scf/Bl)
Presión en el Intake (psi)
LAGO 17 200 133 73 302,36 0,002924 172,919
LAGO 30 200 134 34 123,03 0,000000 5,368
LAGO 41 150 109 55 849,67 0,007693 747,356
LAGO 43 200 157 44 712,12 0,004515 498,471
4.1.6 Análisis Comparativo del Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet y de Sistema
de Bombeo Mecánico
En base a los datos de producción de los pozos 2018-2019, en el que se utilizó el sistema de
BHTJ y los datos obtenidos en el análisis nodal para BM se estableció una comparación para
establecer la factibilidad del cambio sistema de levantamiento artificial en los pozos en
estudio.
La tabla 32 nos refleja los caudales de producción para cada sistema de levantamiento
artificial y el costo diferencial entre ambos sistemas.
88
Tabla 32. Comparativo de BHJ y BM
En el análisis comparativo se puedo determinar que el incremento en la producción no es
demasiado alta; sin embargo, los pozos 30 y 41 que permanecen cerrados por bajo aporte
evidencian que el sistema de BHTJ es poco eficiente en pozos con bajo aporte.
Con la implementación del sistema de bombeo mecánico en los pozos seleccionados se
podrá obtener una ganancia de 1’313.425,87 de dólares al año por incremento de la
producción además del ahorro que se obtiene al prescindir de los gastos operativos de la
bomba jet que alcanzar un valor de 11.559.854,48 de dólares.
Por lo antes mencionado se puede colegir, que el sistema de bombeo mecánico el cual es
ideal para pozos con reservorios depletados que presentan bajas tasas de producción, es un
modelo más eficiente para el aprovechamiento de las reservas existentes en los pozos
seleccionados.
4.1.7 Diseño Para Bombeo Mecánico Para los Pozos Seleccionados
El diseño fue realizado a partir de los datos obtenidos en el análisis de reservas de cada
uno de los pozos seleccionados para el cambio de bombeo hidráulico a bombeo mecánico.
Mediante el uso del programa RODSTAR se obtuvieron cada uno de los diseños de los
pozos, en el cual se ingresó la información que se encuentra en el Anexo5, con la
colaboración de la empresa LOXODONTA. En las siguientes figuras se muestran los
resultados de los diseños correspondientes a cada pozo y sus cartas dinamométricas.
POZO
Incremental de
produccón
(BPPD)
Precio del
petróleo ($)
Ganacia diaria
($)
Redito anual
($)
LAGO 17 27 58,58 1604,02 585466,65
LAGO 30 9 58,58 499,10 182172,51
LAGO 41 16 58,58 918,17 335132,70
LAGO 43 10 58,58 577,13 210654,01
Total 61 - 3598,43 1313425,87
46
25
34
144 205
39 55
Producción BM
(BPPD)
Producción BHTJ
(BPPD)
73
34
44
89
LAGO 17
Figura 62. Diseño Bombeo mecánico Lago 17
Figura 63. Carta dinamométrica Lago 17
90
LAGO 30
Figura 64. Diseño Bombeo mecánico Lago 30
Figura 65. Carta dinamométrica Lago 30
91
LAGO 41
Figura 66.Diseño Bombeo mecánico Lago 41
Figura 67. Carta dinamométrica Lago 41
92
LAGO 43
Figura 68. Diseño Bombeo mecánico Lago 43
Figura 69. Carta dinamométrica Lago 43
93
4.2 Análisis Económico
A partir de los resultados obtenidos en el estudio técnico de los pozos se realizó el análisis
económico correspondiente, a fin de establecer la viabilidad del proyecto propuesto en
términos económicos. De esta manera se logra definir de manera integral todos los aspectos a
considerar dentro del proyecto. Los cálculos se realizaron tanto para el sistema de bombeo
hidráulico y mecánico para establecer una comparación real del costo beneficio en cada
sistema de levantamiento artificial. Para la realización de los cálculos se tomó en cuenta los
costos operacionales de la empresa y las condiciones del mercado petrolero.
4.2.1 Consideraciones para el Análisis Económico
Consideraciones Generales
El costo de operación por barril de petróleo es de 7,92 USD en agosto de 2019 (página
oficial de la empresa Petroamazonas E.P).
El precio del barril de petróleo es el correspondiente al crudo oriente que produce en el
campo Lago Agrio cuyo valor fue de 58,58 en agosto de 2019.
Se toma una tasa de actualización de 12% anual.
El impuesto sobre regalía corresponde al 19,5% anual sobre ingreso gravable
Costo de transporte 1,06 USD/BBL
Costo de comercialización 0,10 USD/BBL
Ley de la Circunscripción Territorial Especial Amazónica (CTEA) correspondiente al
4,9% o un mínimo de 2 USD/BBL. Para el presente estudio se toma 2 USD/BBL.
En los costos de mantenimiento se consideró una tasa nominal de 1,5% al año, por
motivo del incremento de herramientas y operaciones en la industria petrolera.
Para el análisis de ambos SLA se consideran las mismas tasas de producción y
declinación que se obtuvieron en el software OFM, el cual se encuentra en la tabla 25,
para un periodo de 10 años.
El costo del Kwh para ambos sistemas es de 0,15 USD, valor que se obtuvo del costo
de consumo en el diseño para bombeo mecánico.
Consideraciones para Bombeo Hidráulico
La inversión inicial corresponde al valor de una bomba hidráulica nueva de 23000
USD y su costo de instalación en workover con un valor de 270000 USD con un total
94
de 293000 USD, valor promedio que se considera para todos los pozos. Los datos
fueron suministrados por Petroamazonas E.P.
El costo de la energía para bombeo hidráulico es el consumo de energía de los
motores, los cuales son utilizados para el funcionamiento de las bombas de alta
presión, para la inyección del fluido motriz. El detalle de los equipos y su consumo de
energía de encuentra en el Anexo 7.
El costo del mantenimiento del equipo se considera el promedio del costo de las
intervenciones de los últimos tres años para cada uno de los pozos seleccionados,
cuyos valores se detallan en la Anexo 8.
Consideraciones para el Bombeo Mecánico
La inversión inicial es la instalación del equipo incluido el personal, los equipos y los
misceláneos de fondo y de superficie; que tienen un valor de 110.568 USD, para cada
uno de los pozos. En el anexo 9 se encuentra el desglose de cada uno de los costos.
Los datos fueron suministrados por la empresa Loxodonta.
El costo de la energía necesaria para el funcionamiento del sistema se determinó en el
diseño de cada uno de los pozos, por lo que, cada uno de estos se encuentran en las
figuras 62, 64, 66 y 68 respectivamente.
Los costos de mantenimiento fueron suministrados por la empresa Loxodonta
encargada de las operaciones de bombeo mecánico dando un valor de 5.541 USD
semestralmente.
Indicadores Utilizados en el Análisis
Los ingresos por concepto de la producción de petróleo multiplicado por el valor del
precio del crudo oriente.
Los egresos que están dados por la instalación de los equipos, mantenimiento, costos
operacionales y de comercialización.
Flujo neto de caja que es el valor bruto que se recibe antes del pago de impuestos;
ingresos menos egresos.
El valor actual neto (VAN) que está dado por la suma de los valores presentes de
todos los flujos de caja netos esperados del proyecto, menos el valor de la inversión
inicial.
La tasa interna de retorno (TIR) que corresponde a la tasa de descuento que hace que
el VAN de una inversión sea igual a 0.
95
Costo beneficio el cual indica cuanto se obtiene en el proyecto por cada dólar
invertido. Se obtiene dividiendo el VAN y el valor de inversión inicial.
4.2.2 Resultados del Análisis Económico
Para el análisis económico se consideró la misma tasa de producción y de declinación
obtenidos en el estudio de las reservas en la sección 4.1.3. El estudio que permite un análisis
homogéneo y objetivo, a pesar que el desarrollo de análisis nodal de los pozos en la sección
4.1.6, que nos muestra un incremental en la producción de petróleo.
Como ejemplo de cálculo se tomó el pozo Lago 43, los resultados de los pozos Lago 17, 30
y 41, se encuentran en el Anexo 10 para el sistema bombeo hidráulico, y en el Anexo 11 para
el sistema de bombeo mecánico.
96
Tabla 33. Análisis económico para bombeo hidráulico pozo Lago 43
Tabla 34. Análisis económico para bombeo mecánico pozo Lago 43
Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 2.250.399$
Prod. Prom BPPD - 41 37 33 30 27 24 21 20 18 16 TIR 462%
Prod. Anual - 14.785 13.639 12.164 10.850 9.677 8.629 7.697 7.406 6.570 5.840 PRI 3 meses
USD/BBl - 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 Costo Beneficio 20,35$
Ingresos año - 866.130 798.945 712.581 635.589 566.900 505.499 450.869 433.858 384.871 342.107
Inversión inicial 110.568
- 11.083 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672
- 166 169 171 174 176 179 182 185 187 190
- 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672 12.862
Costo por barril - 117.101 108.017 96.341 85.931 76.645 68.343 60.957 58.658 52.034 46.253
Costo transporte - 15.673 14.457 12.894 11.501 10.258 9.147 8.158 7.851 6.964 6.190
Costo comercialización - 1.479 1.364 1.216 1.085 968 863 770 741 657 584
Costo regalias - 168.895 155.794 138.953 123.940 110.546 98.572 87.919 84.602 75.050 66.711
Costo Ley CTEA - 29.571 27.277 24.328 21.700 19.355 17.258 15.393 14.813 13.140 11.680
Costo energia anual - 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628 20.628
Costo Total - 364.595 230.938 209.609 190.616 173.693 158.587 145.169 141.119 129.111 118.655
Flujo neto de caja -110568 501.535 568.007 502.972 444.972 393.207 346.912 305.700 292.740 255.760 223.452
Costos (USD/Año)
Costos de
manteniemiento
LAGO 43 BOMBEO MECÁNICO
INGRESOS
EGRESOS
Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 641.428$
Prod. Prom BPPD - 41 37 33 30 27 24 21 20 18 16 TIR 91%
Prod. Anual - 14.785 13.639 12.164 10.850 9.677 8.629 7.697 7.406 6.570 5.840 PRI 1 año
USD/BBl - 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 Costo Beneficio 5,80$
Ingresos año - 866.130 798.945 712.581 635.589 566.900 505.499 450.869 433.858 384.871 342.107
Inversión inicial 293.000
- 74.418 75.534 76.667 77.817 78.985 80.169 81.372 82.592 83.831 85.089
- 1.116 1.133 1.150 1.167 1.185 1.203 1.221 1.239 1.257 1.276
- 75.534 76.667 77.817 78.985 80.169 81.372 82.592 83.831 85.089 86.365
Costo por barril - 117.101 108.017 96.341 85.931 76.645 68.343 60.957 58.658 52.034 46.253
Costo transporte - 15.673 14.457 12.894 11.501 10.258 9.147 8.158 7.851 6.964 6.190
Costo comercialización - 1.479 1.364 1.216 1.085 968 863 770 741 657 584
Costo regalias - 168.895 155.794 138.953 123.940 110.546 98.572 87.919 84.602 75.050 66.711
Costo Ley CTEA - 29.571 27.277 24.328 21.700 19.355 17.258 15.393 14.813 13.140 11.680
Costo energia anual - 198.583 198.583 198.583 198.583 198.583 198.583 198.583 198.583 198.583 198.583
Costo Total - 550.718 525.200 492.320 463.044 436.962 413.685 393.012 386.797 368.301 352.202
Flujo neto de caja -293000 315.412 273.745 220.261 172.545 129.938 91.815 57.856 47.062 16.569 -10095
Costos (USD/Año)
Costos de
manteniemiento
LAGO 43 BOMBEO HIDRÁULICO
INGRESOS
EGRESOS
97
4.2.3 Comparación Económica entre los Sistemas de Levantamiento Propuestos
En el análisis económico de los sistemas propuesto se determina que ambos son rentables
en el plazo temporal establecido; sin embargo se puede colegir que la diferencia en los costos
de energía necesarios para cada sistema y el valor del mantenimiento son de gran importancia.
La tabla 35 muestra el incremento de los indicadores más importantes lo cual evidencia la
mayor factibilidad del proyecto para la implementación del sistema de bombeo mecánico.
Tabla 35. Comparación de indicadores económicos
SLA
Pozos VAN (USD) TIR (%)Costo beneficio
(USD)VAN (USD) TIR (%)
Costo beneficio
(USD)VAN (USD) TIR (%)
Costo beneficio
(USD)
LAGO 17 1.220.132$ 86% 11,04$ 2.737.812$ 571% 24,76$ 1.517.680$ 484% 14$
LAGO 30 2.250.192$ 283% 20,35$ 3.601.662$ 946% 32,57$ 1.351.470$ 663% 12$
LAGO 41 3.092.254$ 354% 27,97$ 4.091.094$ 969% 37,00$ 998.840$ 615% 9$
LAGO 43 641.428$ 91% 5,80$ 2.250.399$ 462% 20,35$ 1.608.971$ 371% 15$
Bombeo Hidraulico Tipo Jet Bombeo Mecánico Incremento
98
5 CAPITULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
El sistema de bombeo mecánico es una alternativa rentable para la producción de
pozos petroleros con bajo aporte de fluido que presentan reservas considerables de
petróleo.
El método de la curva y el sistema de calificación de pozos fueron herramientas de
gran utilidad para determinar que el sistema de levantamiento artificial por bombeo
mecánico es el que mejor y se ajusta a las condiciones actuales de los pozos
seleccionados.
Las reservas de los pozos seleccionados tienen 603.907 barriles de petróleo, al
precio actual de 58,58 dólares por barril representa un valor económico 35,3
millones de dólares que justifica la implementación de un sistema de mayor
eficiencia que permita aprovechar el recursos con un menor costo operacional.
Los pozos seleccionados durante su operación con bombeo hidráulico presentan
deficiencia por el tipo de sistema de levantamiento artificial no adecuado para las
bajas tasas de producción que presentan los pozos, su tasa de declinación y
aumento en la producción de agua.
El fluido motriz y el costo de operación del sistema de bombeo hidráulico es alto y
necesita 5031 BPPD, y se obtiene una producción de apenas 144 BBPD para los
cuatro pozos, generando una pérdida económica anual de 11.464.650 de dólares.
Los altos costos de operación y mantenimiento de los pozos seleccionados pueden
minimizarse con la implementación de un sistema de bombeo mecánico más
eficiente para bajas tasas de producción. En el pozo lago 17, el sistema de bombeo
hidráulico requiere de 74.418 USD al año para mantenimiento, mientras que en el
sistema de bombeo mecánico requiere de 11.083 USD por año, dando un ahorro de
63.335.
El principal ahorro entre los dos sistemas analizados es el costo por consumo de
energía; el sistema de bombeo hidráulico consume entre cuatro y cinco veces
energía al año versus el sistema de bombeo mecánico. Tomando el pozo Lago 41,
se tiene un consumo de energía de 186 Kwh para un motor de 250 HP con un costo
anual 149.130 USD, para el sistema de bombeo hidráulico, en tanto que sistema de
99
bombeo mecánico consume 14 Kwh para una bomba de 20 HP con un costo de
energía anual de 22.428 USD, dando un ahorro de 126.702 USD anual.
El análisis económico nos muestra que la mayor rentabilidad para los pozos
seleccionados está determinada por el sistema de bombeo mecánico por encima del
bombeo hidráulico. En el caso del Pozo Lago 43, comparando el VAN este se
incrementó 1.608.971 USD, la TIR aumentó 371 % y mientras que el costo
beneficio subió 15 USD.
100
RECOMENDACIONES
Se recomienda la implementación de un sistema de bombeo mecánico en pozos
potencialmente explotables en los cuales la capacidad de producción de los mismos
sea menor a los 200 barriles de fluido por día.
La supervisión y control permanente de los equipos utilizados en bombeo mecánico
durante su operación, a fin de solucionar posibles problemas en los equipos y de
esta manera alcanzar una mayor eficiencia en el funcionamiento del sistema.
Realizar un análisis del comportamiento del gas en los pozos seleccionados durante
la aplicación del sistema de bombeo mecánico y realizar la instalación de un
separador de gas de ser necesario.
Es recomendable realizar un estudio de las arenas productoras mediante la
realización de pruebas de presión en el campo Lago Agrio, con el fin de determinar
el estado actual de las condiciones de los reservorios.
Realizar trabajos de reacondicionamiento (estimulación, fracturamiento), para
incrementar el incide de productividad de los pozos, previo estudio de los
potenciales productores y reservas de los pozos.
Se recomienda realizar un estudio de las reservas y potencial productor de los
pozos cerrados en el campo Lago Agrio.
101
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103
6 ANEXOS
104
Anexo 1. Mapa estructural del campo Lago Agrio arena “Hollín Superior”
105
Anexo2. Diagramas mecánicos de los pozos seleccionados
LAGO 17
106
LAGO 30
107
LAGO 41
108
LAGO 43
109
Anexo 3. Intervenciones y costos del sistema BHTJ en los pozos seleccionados
No Fecha Intenvencion Costo
1 19-Sep-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 467,33
2 17-Dec-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 1.204,83
3 17-Dec-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.189,79
4 18-Dec-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 1.204,83
5 18-Dec-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 245,34
6 28-Dec-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
7 28-Dec-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.468,55
8 6-Apr-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
9 6-Apr-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 1.185,66
10 24-Nov-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
11 24-Nov-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 269,78
12 27-Nov-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
13 27-Nov-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.207,20
14 21-Dec-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
15 21-Dec-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.105,48
16 18-Mar-19 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
17 18-Mar-19 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.021,36
18 24-Apr-19 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
19 24-Apr-19 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.291,32
25.016,55
LAGO 17
TOTAL COSTO DE INTERVENCIONES
110
No Fecha Intenvencion Costo
1 2-May-18 EVALUACION CON MTU 5.211,97
2 2-May-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 632,85
3 2-May-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 630,33
4 4-May-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 188,00
5 4-May-18 EVALUACION CON MTU 4.331,33
6 29-May-18 EVALUACION CON MTU 11.814,60
7 29-May-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.751,58
8 2-Jun-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 632,85
9 12-Apr-19 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
10 12-Apr-19 REPUESTOS DE BOMBA JET 915,88
11 12-Apr-19 RENTA DE BOMBA JET 826,00
12 13-Apr-19 REPUESTOS DE BOMBA JET 632,85
29.304,68
LAGO 30
TOTAL COSTO DE INTERVENCIONES
No Fecha Intenvencion Costo
1 3-Mar-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
2 26-Mar-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
3 19-May-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
4 23-May-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
5 30-May-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.096,87
6 19-Jun-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
7 15-Oct-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.096,87
8 29-Jul-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
9 29-Jul-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.096,87
10 20-Oct-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
11 20-Oct-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.198,59
12 26-Dec-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
13 26-Dec-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.012,75
14 1-Apr-19 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
19.129,91
LAGO 43
TOTAL COSTO DE INTERVENCIONES
111
No Fecha Intenvencion Costo
1 19-Sep-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
2 19-Sep-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.012,75
3 10-Nov-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 1.204,83
4 10-Nov-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.384,43
5 7-Dec-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 1.204,83
6 7-Dec-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.319,14
7 8-Dec-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 1.204,83
8 8-Dec-17 REPUESTOS DE BOMBA JET 889,71
9 10-Dec-17 CAMBIOS DE BOMBA JET 467,33
10 11-Feb-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 1.181,31
11 13-Feb-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
12 27-Feb-18 VENTA DE BOMBA JET 9.682,40
13 7-Mar-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
14 7-Mar-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.269,04
15 16-Mar-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
16 16-Mar-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 433,34
17 12-May-18 EVALUACION CON MTU 9.407,75
18 12-May-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.751,58
19 18-May-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 467,33
20 3-Jun-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
21 3-Jun-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.274,62
22 7-Jun-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
23 7-Jun-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.105,48
24 1-Jun-18 VENTA DE BOMBA JET 9.682,40
25 3-Jul-18 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
26 3-Jul-18 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.105,67
27 19-May-19 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
28 19-May-19 REPUESTOS DE BOMBA JET 3.423,37
29 3-Jun-19 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
30 3-Jun-19 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.475,80
31 10-Jun-19 CAMBIOS DE BOMBA JET 736,44
32 10-Jun-19 REPUESTOS DE BOMBA JET 2.105,48
74.417,82
LAGO 41
TOTAL COSTO DE INTERVENCIONES
112
Anexo 4. Resultados del análisis nodal para bombeo mecánico
LAGO 17
Operating point
Stock-tank
liquid at nodal
point (STB/d)
Pressure at
nodal analysis
point (psi)
Stock-tank oil at
nodal analysis
point (STB/d)
RODPUMP
Intake free gas
flowrate
(mmscf/d)
RODPUMP Intake
pressure (psi)
NOMLIQRATE=150 sbbl/day 131,0878 443,2677 72,09827 0,000785672 308,4221
NOMLIQRATE=200 sbbl/day 133,4212 302,3568 73,38167 0,00292404 172,9191
NOMLIQRATE=250 sbbl/day 134,2567 244,4685 73,84118 0,003789036 120,1518
NOMLIQRATE=300 sbbl/day 134,6957 211,8628 74,08264 0,004256985 92,10148
NOMLIQRATE=350 sbbl/day 134,9726 190,3742 74,23493 0,004550651 74,68898
113
LAGO 30
Operating point
Stock-tank
liquid at nodal
point (STB/d)
Pressure at
nodal analysis
point (psi)
Stock-tank oil at
nodal analysis
point (STB/d)
RODPUMP
Intake free
gas flowrate
(mmscf/d)
RODPUMP
Intake pressure
(psi)
NOMLIQRATE=150 sbbl/day 134,0801 123,0347 33,52002 0 5,367692
NOMLIQRATE=200 sbbl/day 134,0801 123,0347 33,52002 0 5,367692
NOMLIQRATE=250 sbbl/day 134,0801 123,0347 33,52002 0 5,367692
NOMLIQRATE=300 sbbl/day 134,0801 123,0347 33,52002 0 5,367692
NOMLIQRATE=350 sbbl/day 134,0801 123,0347 33,52002 0 5,367692
114
LAGO 41
Operating point
Stock-tank
liquid at nodal
point (STB/d)
Pressure at
nodal analysis
point (psi)
Stock-tank oil at
nodal analysis
point (STB/d)
RODPUMP
Intake free
gas flowrate
(mmscf/d)
RODPUMP
Intake pressure
(psi)
NOMLIQRATE=150 sbbl/day 109,3476 849,673 54,67381 0,00769326 747,3561
NOMLIQRATE=200 sbbl/day 118,7596 483,1582 59,37979 0,008626752 383,4268
NOMLIQRATE=250 sbbl/day 121,501 340,9457 60,75049 0,008932164 244,5594
NOMLIQRATE=300 sbbl/day 122,661 271,0946 61,33052 0,009069625 177,9579
NOMLIQRATE=350 sbbl/day 123,2905 229,7005 61,64527 0,00914675 139,5508
115
LAGO 43
Operating point
Stock-tank
liquid at nodal
point (STB/d)
Pressure at
nodal analysis
point (psi)
Stock-tank oil
at nodal
analysis
point (STB/d)
RODPUMP
Intake free
gas flowrate
(mmscf/d)
RODPUMP
Intake
pressure (psi)
NOMLIQRATE=150 sbbl/day 137,7727 1227,019 38,57635 0 1007,725
NOMLIQRATE=200 sbbl/day 156,6145 712,1187 43,85207 0,004515462 498,4712
NOMLIQRATE=250 sbbl/day 161,226 544,2573 45,14328 0,007529806 339,1127
NOMLIQRATE=300 sbbl/day 163,4101 453,3092 45,75481 0,009160583 256,3788
NOMLIQRATE=350 sbbl/day 164,6842 395,4627 46,11158 0,01017717 206,0885
116
Anexo 5. Datos requeridos para el diseño del sistema de bombeo mecánico
INCLUIR:
1. ESTADO MECANICO
2. HISTORIAL DE PRODUCCION
3. SURVEY
F 1,03 SG(w ater)
SG(aire)
cp @ F
F
psi
psi
ft(MD) @ N/A ft
ft(MD) deg/100ft
deg
deg
STB/Psig STB/Psig
psig psig
BFPD BFPD
psig psig
% %
BPPD BPPD
BFPD BFPD
TRATMIENTO QUIMICO
Corrosion: Emulsin: Scale
Tasa de Petróleo Deseado: Tas de Petróleo Deseado:
Tasa de Fluido Deseado: 130 Tasa de Fluido Deseado:
Presión de Fondo Fluyente: 520 Presión de Fondo Fluyente:
Corte de Agua (BSW): 45 Corte de Agua (BSW):
Presión de Yacimiento: 3200 Presión de Yacimiento:
Tasa de Flujo de Prueba: 130 Tasa de Flujo de Prueba:
Máxima Desviación: N/A
CRITERIO PARA EL DIMENSIONAMIENTO
CONDICIONES ACTUALES PROYECCION 1 ANO
Índice de Productividad: 0,04 Índice de Productividad:
Desviación @ Intake: N/A
Tipo de Cabezal: HIDRAULICO
Profundidad de Intake: 9630 Máximo Dogleg: N/A
Tubing: 0 9921 9,3 3,5 2,992
Liner: Wellhead Presión: 85
Tope de Perforaciones: 9987 Dogleg @ Intake: N/A
Welhead Temperatura: 110
Caising: 0 10156 23 7 6,276 Caising Presión:
ft f t lb/ft plg plg
Caising: 0 732 36 9,625 8,921
Observaciones:
INFORMACION DEL POZO
Top MD Bottom MD Peso OD ID
GOR: 72 scf/scb Gravedad del Gas: 0,87
Densidad del Aceite: 29,1 API Viscocidad:
CARACTERISTICAS DEL FLUIDO
Presion de Burbuja: 750 psi Temp. Yacimiento: 225 Gravedad del Agua:
HOJA DE DATOS PARA BOMBEO MECANICO Y RESP
OPERADORA:
POZO: LAGO 17
FORMACION: HS
117
.
INCLUIR:
1. ESTADO MECANICO
2. HISTORIAL DE PRODUCCION
3. SURVEY
F SG(w ater)
SG(aire)
cp @ F
F
psi
psi
ft(MD) @ N/A ft
ft(MD) deg/100ft
deg
deg
STB/Psig STB/Psig
psig psig
BFPD BFPD
psig psig
% %
BPPD BPPD
BFPD BFPD
TRATMIENTO QUIMICO
Corrosion: Emulsin: Scale
Tasa de Petróleo Deseado: 32,4 Tas de Petróleo Deseado:
Tasa de Fluido Deseado: 120 Tasa de Fluido Deseado:
Presión de Fondo Fluyente: 396 Presión de Fondo Fluyente:
Corte de Agua (BSW): 73 Corte de Agua (BSW):
Presión de Yacimiento: 1350,81 Presión de Yacimiento:
Tasa de Flujo de Prueba: 120 Tasa de Flujo de Prueba:
Máxima Desviación: N/A
CRITERIO PARA EL DIMENSIONAMIENTO
CONDICIONES ACTUALES PROYECCION 1 ANO
Índice de Productividad: 0,125 Índice de Productividad:
Desviación @ Intake: N/A
Tipo de Cabezal: HIDRAULICO
Profundidad de Intake: 9400 Máximo Dogleg: N/A
Tubing: 0 9425 9,3 3,5 2,992
Liner: Wellhead Presión: 50
Tope de Perforaciones: 9964 Dogleg @ Intake: N/A
Welhead Temperatura: 80
Caising: Caising Presión:
ft f t lb/ft plg plg
Caising: 0 10008 26 7 6,276
Observaciones:
INFORMACION DEL POZO
Top MD Bottom MD Peso OD ID
GOR: 314,5 scf/scb Gravedad del Gas: 1,2
Densidad del Aceite: 28,3 API Viscocidad:
CARACTERISTICAS DEL FLUIDO
Presion de Burbuja: 800 psi Temp. Yacimiento: 220 Gravedad del Agua:
HOJA DE DATOS PARA BOMBEO MECANICO Y RESP
OPERADORA:
POZO: LAGO 30
FORMACION: HS
118
INCLUIR:
1. ESTADO MECANICO
2. HISTORIAL DE PRODUCCION
3. SURVEY
F SG(w ater)
SG(aire)
cp @ F
F
psi
psi
ft(MD) @ N/A ft
ft(MD) deg/100ft
deg
deg
STB/Psig STB/Psig
psig psig
BFPD BFPD
psig psig
% %
BPPD BPPD
BFPD BFPD
TRATMIENTO QUIMICO
Corrosion: Emulsin: Scale
Tasa de Petróleo Deseado: 60 Tas de Petróleo Deseado:
Tasa de Fluido Deseado: 120 Tasa de Fluido Deseado:
Presión de Fondo Fluyente: 300 Presión de Fondo Fluyente:
Corte de Agua (BSW): 50 Corte de Agua (BSW):
Presión de Yacimiento: 1970 Presión de Yacimiento:
Tasa de Flujo de Prueba: 120 Tasa de Flujo de Prueba:
Máxima Desviación: N/A
CRITERIO PARA EL DIMENSIONAMIENTO
CONDICIONES ACTUALES PROYECCION 1 ANO
Índice de Productividad: 0,04 Índice de Productividad:
Desviación @ Intake: N/A
Tipo de Cabezal: HIDRAULICO
Profundidad de Intake: 9768 Máximo Dogleg: N/A
Tubing: 0 9870 9,3 3,5 2,992
Liner: 0 10176 25 7 6,276 Wellhead Presión: 100
Tope de Perforaciones: 10045 Dogleg @ Intake: N/A
Welhead Temperatura:
Caising: Caising Presión:
ft f t lb/ft plg plg
Caising: 0 750 40,5 10,73 9,85
Observaciones:
INFORMACION DEL POZO
Top MD Bottom MD Peso OD ID
GOR: 150 scf/scb Gravedad del Gas: 1,2
Densidad del Aceite: 28,3 API Viscocidad:
CARACTERISTICAS DEL FLUIDO
Presion de Burbuja: 800 psi Temp. Yacimiento: 225 Gravedad del Agua:
HOJA DE DATOS PARA BOMBEO MECANICO Y RESP
OPERADORA:
POZO: LAGO 41
FORMACION: HS
119
INCLUIR:
1. ESTADO MECANICO
2. HISTORIAL DE PRODUCCION
3. SURVEY
F 1,03 SG(w ater)
SG(aire)
cp @ F
F
psi
psi
ft(MD) @ N/A ft
ft(MD) deg/100ft
deg
deg
STB/Psig STB/Psig
psig psig
BFPD BFPD
psig psig
% %
BPPD BPPD
BFPD BFPD
TRATMIENTO QUIMICO
Corrosion: Emulsin: Scale
Tasa de Petróleo Deseado: 50 Tas de Petróleo Deseado:
Tasa de Fluido Deseado: 160 Tasa de Fluido Deseado:
Presión de Fondo Fluyente: 600 Presión de Fondo Fluyente:
Corte de Agua (BSW): 72 Corte de Agua (BSW):
Presión de Yacimiento: 3200 Presión de Yacimiento:
Tasa de Flujo de Prueba: 160 Tasa de Flujo de Prueba:
Máxima Desviación: N/A
CRITERIO PARA EL DIMENSIONAMIENTO
CONDICIONES ACTUALES PROYECCION 1 ANO
Índice de Productividad: 0,06 Índice de Productividad:
Desviación @ Intake: N/A
Tipo de Cabezal: HIDRAULICO
Profundidad de Intake: 9500 Máximo Dogleg: N/A
Tubing: 0 9530 9,3 .3-1/2 2,992
Liner: 0 10145 26 7 6,276 Wellhead Presión: 50
Tope de Perforaciones: 10031 Dogleg @ Intake: N/A
Welhead Temperatura: 150
Caising: Caising Presión:
ft f t lb/ft plg plg
Caising: 0 2739 40,5 10 3/4 9,84
Observaciones:
INFORMACION DEL POZO
Top MD Bottom MD Peso OD ID
GOR: 300 scf/scb Gravedad del Gas: 1,41
Densidad del Aceite: 29,1 API Viscocidad:
CARACTERISTICAS DEL FLUIDO
Presion de Burbuja: 750 psi Temp. Yacimiento: 220 Gravedad del Agua:
HOJA DE DATOS PARA BOMBEO MECANICO Y RESP
OPERADORA:
POZO: LAGO AGRIO 43
FORMACION: HS
120
Anexo 6. Consumo de energía para el sistema de bombeo hidráulico
MEL-2512;
MOTOR
ELECTRICO;
350 HP
MotorConsumo
nominal
261 Kwh
Equipos disponibles:
Capacidad de
Caudal
Maximo (Flow
rate)
Caudal Actual
(Flow rate)
PowerOil # 2: HPS REDA 538 S-100-N
104 STAGES
HS100N; 3400
BFPD 60 HZ,
3800 PSI.
1270 BIPD
3600 PSI 55 HZ
LAGO 17UBICACIÓN: LOCACION POZO LAGO 17
Capacidad de
Caudal
Maximo (Flow
rate)
Caudal Actual
(Flow rate)Motor
Consumo
nominal
*PowerOil # 1: 165T-5H Triplex
72 GPM 2400
BFPD @ 60 HZ
3850 PSI
Cerrado por bajo
aporte de pozo
UBICACIÓN: LOCACION POZO LAGO 17
Equipos disponibles:
MEL-0067;
MOTOR
ELECTRIC
O; 150 HP
112 Kwh
LAGO 30
Capacidad de
Caudal
Maximo (Flow
rate)
Caudal Actual
(Flow rate)Motor
Consumo
nominal
UBICACIÓN: ESTACION LAGO NORTE
186,43 Kwh
Equipos disponibles:
LAGO 41
PowerOil # 1: HPS REDA 87 STAGES
HS75N
SCHLUMBERGE
R 1200 BFPD
@ 3800 PSI
Cerrado por bajo
aporte de pozo
MEL-1254;
MOTOR
ELECTRIC
O; 250 HP
Capacidad de
Caudal
Maximo (Flow
rate)
Caudal Actual
(Flow rate)Motor
Consumo
nominal
LAGO 43
149,14 Kwh
UBICACIÓN: ESTACION LAGO NORTE
Equipos disponibles:
* PowerOil # 4: QUINTUPLEX
6000 BFPD @
3800 PSI @ 400
RPM
2222 BIPD
58.2 Hz 3700 PSI
MEL-3640;
MOTOR
ELECTRIC
O; 1000 HP
(200 HP)
121
Anexo 7. Cálculo de costo anual del consumo de energía para bombeo hidráulico
POZOS KWh USD/KWh USD/Hora USD/Día USD/Año
LAGO 17 261 0,152 39,67
952
347.527
LAGO 30 186,43 0,152 28,34
680
248.235
LAGO 41 112 0,152 17,02
409
149.130
LAGO 43 149,14 0,152 22,67
544
198.583
Anexo 8. Cálculo promedio del costo de mantenimiento para el sistema de bombeo
hidráulico
INTREVENCIONES EN POZOS SELECIONADOS
Años 2017 2018 2019 Promedio
Pozos No.
Intervenciones Costos (USD)
No. Intervenciones
Costos (USD)
No. Intervenciones
Costos (USD)
Costos (USD)
LAGO 17 7 8.517 8 9.714 4 6.786 25.017
LAGO 30 - - 8 26.194 4 3.111 29.305
LAGO 41 9 15.424 18 48.780 6 10.214 74.418
LAGO 43 7 7.876 6 10.518 1 736 19.130
Total 23 31.817 40 95.204 15 20.847 36.967
122
Anexo 9. Costo de los misceláneos para la implementación del bombeo mecánico
No. OTQ
Descripción del Requerimiento o de la Orden de Trabajo :
ITEM SERVICIOS REQUERIDOS CANTIDAD
TARIFA
UNITARIA/
(sin IVA)
UNIDAD DE MEDIDATOTAL
(sin IVA)OBSERVACIONES
FONDO 7
SERVICIO TÉCNICO PARA INSTALACIÓN DE
EQUIPO DE FONDO DE BOMBEO MECÁNICO,
POR TECNICO.
1 $ 700,00 DIA $ 700,00
INCLUYE UN TECNICO,
INCLUYE LAS HERRAMIENTAS
NECESARIAS PARA LA
INSTALACIÓN DE LA BOMBA.
NO INCLUYE REPUESTOS. NO
INCLUYE GRUA, NO INLCUYE
TRANSPORTE.
FONDO 29
MISCELANEOS DE FONDO PARA BOMBEO
MECANICO (INCLUYE ACCESORIOS PARA
VARILLAS DE 1-1/4", 1", 7/8" Y 3/4", SE DEBE
PRESENTAR DESGLOSE DE TODOS LOS
ITEMS)
1 $ 79.972,43 E/A $ 79.972,43
EL COSTO ES REFERENCIAL
Y LA SOLICITUD SE REALIZA
EN FUNCION DE LA
NECESIDAD SEGÚN EL
DESGLOSE
SUPERFICIE 6SERVICIO DE INSTALACION DE EQUIPO DE
SUPERFICIE PROPIEDAD DE PAM, NIVEL 21 $ 6.230,70 E/A $ 6.230,70
INCLUYE CUADRILLA DE 3
PERSONAS, NO INCLUYE
GRUA, INCLUYE CONEXIONES
ELECTRICAS Y VARIADOR, NO
INCUYE OBRA CIVIL, NO
INCLUYE BASE DE
CONCRETO, NO INCLUYE
VIGA, MAXIMO 3 DIAS.
SUPERFICIE 21GRUA 90 TONELADAS O SIMILAR (INCLUYE
MOVILIZACION)1 $ 4.161,55 DIA $ 4.161,55 0
SUPERFICIE 12
REPUESTOS PARA REPARACIÓN DE EQUIPOS
DE SUPERFICIE PARA BOMBEO MECÁNICO
(SE DEBE PRESENTAR DESGLOSE DE TODOS
LOS ITEMS)
1 $ 5.541,39 E/A $ 5.541,39
EL COSTO ES REFERENCIAL
Y LA SOLICITUD SE REALIZA
EN FUNCION DE LA
NECESIDAD SEGÚN EL
DESGLOSE
TALLER 30
MISCELANEOS DE SUPERFICIE PARA
INSTALACION DE EQUIPO PARA BOMBEO
MECANICO (SE DEBE PRESENTAR DESGLOSE
DE TODOS LOS ITEMS)
1 $ 131,86 E/A $ 131,86
EL COSTO ES REFERENCIAL
Y LA SOLICITUD SE REALIZA
EN FUNCION DE LA
NECESIDAD SEGÚN EL
DESGLOSE
VARILLERA 18TARIFA DE OPERACIÓN DE UNIDAD
VARILLERA DIURNA (DE 6:00 A 18:00)15 $ 305,04 HORA $ 4.575,60 0
VARILLERA 25MOVILIZACIÓN DE UNIDAD VARILLERA DE
BASE A POZO111 $ 55,00 KM $ 6.105,00 0
SERVICIO 17
SERVICIO DE MONITOREO DE POZOS DE
BOMBEO MECANICO (INLCUYE WELL
ANALIZER, ANÁLISIS DE DINAGRAMAS,
SONOLOG Y ECHOMETER)
4 $ 400,00 E/A $ 1.600,00 NO INCLUYE MOVILIZACION
26TARIFA DE TRANSPORTE DE TÉCNICO Y
HERRAMIENTAS444 $ 3,49 KM $ 1.549,56 0
Valor Original de la $ 110.568,09
Valor de Revisión $ - Rev. No. 00
Monto Total $ 110.568,09
Fecha de Inicio: 14-Apr-2019
Fecha de Terminación: Hasta la terminación de los trabajos
INSTALACION DE SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO
NOTA: Las fechas, servicios, valores y cantidades de la presente OTQ son estimaciones y podrán existir variaciones de acuerdo a las necesidades operativas de PAM EP
NOTA: No inicie actividades sin autorización previa.
ORDEN DE TRABAJO
OTQ
RESUMEN DE COSTOS Y REQUERIMIENTO DE POSICIONES
CONTRATISTA: LOXODONTA S.A. 07-OPR-ART-UIO-00 Sistema No. : .
SERVICIOS BAJO LLAMADA DE INSTALACIÓN, REPARACIÓN Y MANTENIMIENTO
PARA EQUIPOS DE FONDO Y SUPERFICIE, PROVISIÓN DE MISCELÁNEOS
RELACIONADOS CON SISTEMAS DE BOMBEO MECANICO PARA TODOS LOS
BLOQUES OPERADOS POR PETROAMAZONAS EP
OS 145088
Fecha : 14-Apr-2019
.
123
No. OTQ
Descripción del Requerimiento o de la Orden de Trabajo :
ITEM SERVICIOS REQUERIDOS CANTIDAD
TARIFA
UNITARIA/
(sin IVA)
UNIDAD DE MEDIDATOTAL
(sin IVA)OBSERVACIONES
35 SUBCOPLING, 1”, 3/4” 1 $ 130,00 E/A $ 130,00 0
32 SUCKER ROD, 1”, 25’, SIN COUPLING 30 $ 206,76 E/A $ 6.202,80 0
33 COUPLING, 1”, 1” 30 $ 35,36 E/A $ 1.060,80 0
18 ANOD, PONY ROD, 7/8" X 2', HS 1 $ 790,52 E/A $ 790,52 0
14 GUIDE, SPIRALIZED, ROD PUMP, 3.5" X 7/8" 1 $ 1.354,97 E/A $ 1.354,97 0
13 ANCHOR, INSERT PUMP, WFT, 3.5" 1 $ 7.227,74 E/A $ 7.227,74 0
1 GUIDE, SUCKER ROD, 1", HIGH TEMP 460 $ 33,73 E/A $ 15.515,80 0
2 GUIDE, SUCKER ROD, 7/8", HIGH TEMP 522 $ 33,73 E/A $ 17.607,06 0
3 GUIDE, SUCKER ROD, 3/4", HIGH TEMP 343 $ 33,73 E/A $ 11.569,39 0
19 CENTRALIZER, POLISHED ROD, 3" 1 $ 2.142,00 E/A $ 2.142,00 0
7 ADAPTER, WELLHEAD, 3.5" X 2' 2 $ 532,51 E/A $ 1.065,02 0
8 CONE PACKING, SOFT, KEVLAR BRASS, SET 4 $ 287,39 SET $ 1.149,56 0
48PUMP 30-200-RWBC LONG STROKE, ALTO
DESEMPENO1 $ 10.801,33 E/A $ 10.801,33 0
16 NIPPLE, STRAINNER, 1.5" X 5' 1 $ 456,44 E/A $ 456,44 0
45 COUPLING, 3/4”, 3/4” 70 $ 31,44 E/A $ 2.200,80 0
9 RAM,BOP, PR, SR 2 $ 349,10 SET $ 698,20 0
Valor Original de la $ 79.972,43
Valor de Revisión $ - Rev. No. 00
Monto Total $ 79.972,43
Fecha de Inicio: 14-Apr-2019
Fecha de Terminación: Hasta la terminación de los trabajos
MISCELANEOS DE FONDO
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ORDEN DE TRABAJO
OTQ
RESUMEN DE COSTOS Y REQUERIMIENTO DE POSICIONES
CONTRATISTA: LOXODONTA S.A. 07-OPR-ART-UIO-00 Sistema No. : .
SERVICIOS BAJO LLAMADA DE INSTALACIÓN, REPARACIÓN Y MANTENIMIENTO
PARA EQUIPOS DE FONDO Y SUPERFICIE, PROVISIÓN DE MISCELÁNEOS
RELACIONADOS CON SISTEMAS DE BOMBEO MECANICO PARA TODOS LOS
BLOQUES OPERADOS POR PETROAMAZONAS EP
OS 145088
Fecha : 14-Apr-2019
.
124
No. OTQ
Descripción del Requerimiento o de la Orden de Trabajo :
ITEM SERVICIOS REQUERIDOS CANTIDAD
TARIFA
UNITARIA/
(sin IVA)
UNIDAD DE MEDIDATOTAL
(sin IVA)OBSERVACIONES
3 CAJA DE PASO 1 $ 50,72 E/A $ 50,72 TIPO 1
7 KIT ELECTRICO DE INSTALACION 2 $ 40,57 E/A $ 81,14 0
Valor Original de la $ 131,86
Valor de Revisión $ - Rev. No. 00
Monto Total $ 131,86
Fecha de Inicio: 14-Apr-2019
| Hasta la terminación de los trabajos
MISCELANEOS DE SUPERFICIE
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NOTA: No inicie actividades sin autorización previa.
ORDEN DE TRABAJO
OTQ
RESUMEN DE COSTOS Y REQUERIMIENTO DE POSICIONES
CONTRATISTA: LOXODONTA 07-OPR-ART-UIO-00 Sistema No. : .
SERVICIOS BAJO LLAMADA DE INSTALACIÓN, REPARACIÓN Y MANTENIMIENTO
PARA EQUIPOS DE FONDO Y SUPERFICIE, PROVISIÓN DE MISCELÁNEOS
RELACIONADOS CON SISTEMAS DE BOMBEO MECANICO PARA TODOS LOS
BLOQUES OPERADOS POR PETROAMAZONAS EP
OS 145088
Fecha : 14-Apr-2019
.
125
No. OTQ
Descripción del Requerimiento o de la Orden de Trabajo :
ITEM SERVICIOS REQUERIDOS CANTIDAD
TARIFA
UNITARIA/
(sin IVA)
UNIDAD DE MEDIDATOTAL
(sin IVA)OBSERVACIONES
33 STANDING STRUT, RTX 900/1100 2 $ 1.983,30 Semestral $ 3.966,60 0
10ASSEMBLY, LOAD CELL ROD PUMP 50K SS
W/BEARING PLATE1 $ 1.116,91 Semestral $ 1.116,91 0
11 CABLE, LOAD CELL 100 FT STRAIG 1 $ 457,88 Semestral $ 457,88 0
Valor Original de la $ 5.541,39
Valor de Revisión $ - Rev. No. 00
Monto Total $ 5.541,39
Fecha de Inicio: 14-Apr-2019
Fecha de Terminación: Hasta la terminación de los trabajos
MISCELANEOS DE SUPERFICIE
NOTA: Las fechas, servicios, valores y cantidades de la presente OTQ son estimaciones y podrán existir variaciones de acuerdo a las necesidades operativas de PAM EP
NOTA: No inicie actividades sin autorización previa.
ORDEN DE TRABAJO
OTQ
RESUMEN DE COSTOS Y REQUERIMIENTO DE POSICIONES
CONTRATISTA: LOXODONTA 07-OPR-ART-UIO-00 Sistema No. : .
SERVICIOS BAJO LLAMADA DE INSTALACIÓN, REPARACIÓN Y MANTENIMIENTO
PARA EQUIPOS DE FONDO Y SUPERFICIE, PROVISIÓN DE MISCELÁNEOS
RELACIONADOS CON SISTEMAS DE BOMBEO MECANICO PARA TODOS LOS
BLOQUES OPERADOS POR PETROAMAZONAS EP
OS 145088
Fecha : 14-Apr-2019
.
126
Anexo 10. Análisis económico para el sistema de bombeo hidráulico
Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 1.220.132$
Prod. Prom BPPD - 51 48 45 42 39 36 34 32 30 28 TIR 86%
Prod. Anual - 18.615 17.520 16.425 15.330 14.235 13.140 12.410 11.680 10.950 10.220 PRI 1 año
USD/BBl - 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 Costo Beneficio 11,04$
Ingresos año - 1.090.467 1.026.322 962.177 898.031 833.886 769.741 726.978 684.214 641.451 598.688
Inversión inicial 293.000
- 25.017 25.392 25.773 26.160 26.552 26.950 27.355 27.765 28.181 28.604
- 375 381 387 392 398 404 410 416 423 429
- 25.392 25.773 26.160 26.552 26.950 27.355 27.765 28.181 28.604 29.033
Costo por barril - 147.431 138.758 130.086 121.414 112.741 104.069 98.287 92.506 86.724 80.942
Costo transporte - 19.732 18.571 17.411 16.250 15.089 13.928 13.155 12.381 11.607 10.833
Costo comercialización - 1.862 1.752 1.643 1.533 1.424 1.314 1.241 1.168 1.095 1.022
Costo regalias - 212.641 200.133 187.624 175.116 162.608 150.100 141.761 133.422 125.083 116.744
Costo Ley CTEA - 37.230 35.040 32.850 30.660 28.470 26.280 24.820 23.360 21.900 20.440
Costo energia anual - 347.527 347.527 347.527 347.527 347.527 347.527 347.527 347.527 347.527 347.527
Costo Total - 791.814 767.554 743.300 719.052 694.809 670.572 654.555 638.545 622.540 606.542
Flujo neto de caja -293000 298.652 258.767 218.876 178.980 139.077 99.169 72.422 45.670 18.911 (7.854)
LAGO 17 BOMBEO HIDRÁULICO
INGRESOS
EGRESOS
Costos (USD/Año)
Costos de
manteniemiento
127
Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 2.250.192$
Prod. Prom BPPD - 88 78 66 56 47 40 34 29 24 21 TIR 283%
Prod. Anual - 31.951 28.601 24.191 20.463 17.309 14.636 12.379 10.471 8.857 7.697 PRI 5 meses
USD/BBl - 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 Costo Beneficio 20,35$
Ingresos año - 1.871.701 1.675.470 1.417.126 1.198.694 1.013.956 857.353 725.178 613.405 518.845 450.887
Inversión inicial 293.000
- 29.305 29.745 30.191 30.644 31.103 31.570 32.043 32.524 33.012 33.507
- 440 446 453 460 467 474 481 488 495 503
- 29.745 30.191 30.644 31.103 31.570 32.043 32.524 33.012 33.507 34.010
Costo por barril - 253.053 226.523 191.595 162.063 137.087 115.914 98.044 82.932 70.148 60.960
Costo transporte - 33.868 30.317 25.643 21.690 18.347 15.514 13.122 11.100 9.388 8.159
Costo comercialización - 3.195 2.860 2.419 2.046 1.731 1.464 1.238 1.047 886 770
Costo regalias - 364.982 326.717 276.339 233.745 197.721 167.184 141.410 119.614 101.175 87.923
Costo Ley CTEA - 63.902 57.203 48.383 40.925 34.618 29.271 24.759 20.942 17.714 15.394
Costo energia anual - 248.235 248.235 248.235 248.235 248.235 248.235 248.235 248.235 248.235 248.235
Costo Total - 996.980 922.046 823.258 739.808 669.309 609.624 559.331 516.882 481.053 455.450
Flujo neto de caja -293000 874.720 753.424 593.868 458.886 344.647 247.728 165.847 96.523 37.792 (4.563)
LAGO 30 BOMBEO HIDRÁULICO
INGRESOS
EGRESOS
Costos (USD/Año)
Costos de
manteniemiento
128
Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 3.092.254$
Prod. Prom BPPD - 99 89 76 64 54 46 38 32 27 23 TIR 354%
Prod. Anual - 35.994 32.653 27.582 23.301 19.684 16.621 14.041 11.862 10.020 8.462 PRI 4 meses
USD/BBl - 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 Costo Beneficio 27,97$
Ingresos año - 2.108.556 1.912.825 1.615.779 1.364.954 1.153.115 973.687 822.501 694.870 586.963 495.681
Inversión inicial 293.000
- 74.418 75.534 76.667 77.817 78.985 80.169 81.372 82.592 83.831 85.089
- 1.116 1.133 1.150 1.167 1.185 1.203 1.221 1.239 1.257 1.276
- 75.534 76.667 77.817 78.985 80.169 81.372 82.592 83.831 85.089 86.365
Costo por barril - 285.076 258.613 218.453 184.541 155.901 131.642 111.202 93.946 79.357 67.016
Costo transporte - 38.154 34.612 29.237 24.699 20.866 17.619 14.883 12.574 10.621 8.969
Costo comercialización - 3.599 3.265 2.758 2.330 1.968 1.662 1.404 1.186 1.002 846
Costo regalias - 411.168 373.001 315.077 266.166 224.857 189.869 160.388 135.500 114.458 96.658
Costo Ley CTEA - 71.989 65.306 55.165 46.601 39.369 33.243 28.081 23.724 20.040 16.923
Costo energia anual - 149.130 149.130 149.130 149.130 149.130 149.130 149.130 149.130 149.130 149.130
Costo Total - 1.034.652 960.596 847.638 752.452 672.260 604.537 547.680 499.891 459.697 425.908
Flujo neto de caja -293000 1.073.905 952.229 768.142 612.502 480.855 369.150 274.820 194.979 127.267 69.774
EGRESOS
Costos (USD/Año)
Costos de
manteniemiento
INGRESOS
LAGO 41 BOMBEO HIDRÁULICO
129
Anexo 11. Análisis económico para el sistema de bombeo mecánico
Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 2.737.812$
Prod. Prom BPPD - 51 48 45 42 39 36 34 32 30 28 TIR 571%
Prod. Anual - 18.615 17.520 16.425 15.330 14.235 13.140 12.410 11.680 10.950 10.220 PRI 3 meses
USD/BBl - 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 Costo Beneficio 24,76$
Ingresos año - 1.090.467 1.026.322 962.177 898.031 833.886 769.741 726.978 684.214 641.451 598.688
Inversión inicial 110.568
- 11.083 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672
- 166 169 171 174 176 179 182 185 187 190
- 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672 12.862
Costo por barril - 147.431 138.758 130.086 121.414 112.741 104.069 98.287 92.506 86.724 80.942
Costo transporte - 19.732 18.571 17.411 16.250 15.089 13.928 13.155 12.381 11.607 10.833
Costo comercialización - 1.862 1.752 1.643 1.533 1.424 1.314 1.241 1.168 1.095 1.022
Costo regalias - 212.641 200.133 187.624 175.116 162.608 150.100 141.761 133.422 125.083 116.744
Costo Ley CTEA - 37.230 35.040 32.850 30.660 28.470 26.280 24.820 23.360 21.900 20.440
Costo energia anual - 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428
Costo Total - 452.572 428.100 403.630 379.163 354.699 330.237 313.992 297.749 281.509 265.272
Flujo neto de caja -110568 637.894 598.222 558.546 518.868 479.187 439.504 412.986 386.466 359.942 333.416
LAGO 17 BOMBEO MECÁNICO
Costos de
manteniemiento
Costos (USD/Año)
EGRESOS
INGRESOS
130
Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 3.601.662$
Prod. Prom BPPD - 88 78 66 56 47 40 34 29 24 21 TIR 946%
Prod. Anual - 31.951 28.601 24.191 20.463 17.309 14.636 12.379 10.471 8.857 7.697 PRI 2 meses
USD/BBl - 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 Costo Beneficio 32,57$
Ingresos año - 1.871.701 1.675.470 1.417.126 1.198.694 1.013.956 857.353 725.178 613.405 518.845 450.887
Inversión inicial 110.568
- 11.083 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672
- 166 169 171 174 176 179 182 185 187 190
- 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672 12.862
Costo por barril - 253.053 226.523 191.595 162.063 137.087 115.914 98.044 82.932 70.148 60.960
Costo transporte - 33.868 30.317 25.643 21.690 18.347 15.514 13.122 11.100 9.388 8.159
Costo comercialización - 63.902 57.203 48.383 40.925 34.618 29.271 24.759 20.942 17.714 15.394
Costo regalias - 364.982 326.717 276.339 233.745 197.721 167.184 141.410 119.614 101.175 87.923
Costo Ley CTEA - 63.902 57.203 48.383 40.925 34.618 29.271 24.759 20.942 17.714 15.394
Costo energia anual - 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428
Costo Total - 813.385 731.809 624.359 533.539 456.758 391.700 336.821 290.443 251.239 223.119
Flujo neto de caja -110568 1.058.316 943.661 792.766 665.154 557.198 465.653 388.357 322.962 267.606 227.767
LAGO 30 BOMBEO MECÁNICO
INGRESOS
EGRESOS
Costos (USD/Año)
Costos de
manteniemiento
131
Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 VAN 4.091.094$
Prod. Prom BPPD - 99 89 76 64 54 46 38 32 27 23 TIR 969%
Prod. Anual - 35.994 32.653 27.582 23.301 19.684 16.621 14.041 11.862 10.020 8.462 PRI 2 meses
USD/BBl - 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 58,58 Costo Beneficio 37,00$
Ingresos año - 2.108.556 1.912.825 1.615.779 1.364.954 1.153.115 973.687 822.501 694.870 586.963 495.681
Inversión inicial 110.568
- 11.083 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672
- 166 169 171 174 176 179 182 185 187 190
- 11.249 11.418 11.589 11.763 11.939 12.118 12.300 12.485 12.672 12.862
Costo por barril - 285.076 258.613 218.453 184.541 155.901 131.642 111.202 93.946 79.357 67.016
Costo transporte - 38.154 34.612 29.237 24.699 20.866 17.619 14.883 12.574 10.621 8.969
Costo comercialización - 3.599 3.265 2.758 2.330 1.968 1.662 1.404 1.186 1.002 846
Costo regalias - 411.168 373.001 315.077 266.166 224.857 189.869 160.388 135.500 114.458 96.658
Costo Ley CTEA - 71.989 65.306 55.165 46.601 39.369 33.243 28.081 23.724 20.040 16.923
Costo energia anual - 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428 22.428
Costo Total - 843.664 510.031 436.255 373.987 321.428 276.939 239.484 207.896 181.221 158.687
Flujo neto de caja -110568 1.069.160 1.105.749 928.700 779.128 652.259 545.561 455.385 379.067 314.461 280.707
EGRESOS
Costos (USD/Año)
Costos de
manteniemiento
INGRESOS
LAGO 41 BOMBEO MECÁNICO
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