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ESCUELA POLITCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA Y
PETRLEOS
ESTUDIO TCNICO ECONMICO PARA INCREMENTAR LA
PRODUCCIN DE PETRLEO EN EL CAMPO YUCA
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIEROS ENPETRLEOS
DARWIN EDUARDO CALVOPIA CASTELLANO
DANIEL RICARDO PALMA [email protected]
DIRECTOR: ING. MIGUEL NGEL OROZCO ESPINOZA
Quito, Abril 2012
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II
DECLARACIN
Nosotros, Darwin Eduardo Calvopia Castellano y Daniel Ricardo Palma
Mio, declaramos bajo juramento que el trabajo aqu descrito es de nuestra
autora; que no ha sido previamente presentada para ningn grado o calificacin
profesional; y que hemos consultado las referencias bibliogrficas que se
incluyen en este documento.
A travs de la presente declaracin cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politcnica Nacional,
segn lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
normatividad institucional vigente.
DARWIN CALVOPIA C. DANIEL PALMA M.
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III
CERTIFICACIN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Darwin Eduardo
Calvopia Castellano y Daniel Ricardo Palma Mio bajo mi supervisin.
Ing. Miguel Orozco
DIRECTOR DE PROYECTO
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IV
AGRADECIMIENTO
A DIOS, la luz que siempre me a guiado por el camino del bien, quien me a dado
la fortaleza para seguir adelante, a quien le debo mi vida y mis logros. Gracias
flaco por bendecir mis pasos.
A mis padres Luz y Ral y a mis hermanos Byron, Hugo, Katy y Lili, por darme el
apoyo incondicional en todo momento.
A Don Edmundo y Marianita, a quienes considero como mis segundos padres, por
sus consejos, comprensin, confianza y calor de hogar en estos aos.
A la Escuela Politcnica Nacional, en especial a la Facultad de Ingeniera en
Geologa y Petrleos, a todos los ingenieros que a lo largo de este tiempo
supieron compartir sus conocimientos.
Al director del proyecto Ing. Miguel Orozco, por haber brindado la colaboracin
desinteresada para culminar esta etapa de mi vida, gracias por su apoyo y
consejos.
A todos los Pollitos con quienes compart muchos gratos momentos en esta etapa
de mi vida. Un agradecimiento especial a Daniel Palma gran amigo, con quien
pude alcanzar esta meta.
DarwinDarwinDarwinDarwin
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V
AGRADECIMIENTO
El presente proyecto de titulacin necesit de varios actores para ser una
realidad, por ello mi agradecimiento para todas esas buenas personas que en su
momento supieron prestarme su conocimiento, gua y amistad.
A mi padre Ricardo y mi hermana Gaby, por todos esos aos de consejos, y
enseanzas, que muchas veces tardaron en ser escuchados pero su insistencia y
su buen ejemplo me permiten hoy alcanzar un logro importante.
A los ingenieros de la Escuela Politcnica Nacional Facultad de Ingeniera en
Geologa y Petrleos en especial al Ingeniero Barros codirector del Proyecto, a
todos ellos les agradezco por compartir conmigo su conocimiento.
Ingeniero Miguel Orozco, por su ayuda, por transmitirnos sus conocimientosfacilitando el desarrollo del proyecto y por su amistad, Gracias!
A mi familia por su apoyo y confianza a lo largo de estos aos, hoy que logro
alcanzar una meta, ojala que sea apenas una pequea parada en un largo
camino, espero siempre contar con ustedes para hacer que el trayecto sea mas
sencillo con su amena compaa.
A mis amigos aquellas buenas personas que cada me regalan un poco de su
tiempo y comparten conmigo sus alegras y penas, que me impulsan ha seguir
adelante, en especial a los pollitos Grandes compaeros, Grandes amigos; y para
mi gran amigo Darwin con quien elaboramos el Proyecto de titulacin por su
paciencia y ayuda Gracias.
Son por ello participes de este logro, a quienes debo mi Gratitud.DanielDanielDanielDaniel
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VI
DEDICATORIA
A mis queridos papis Luz y Ral, vivo ejemplo de humildad, honradez y
superacin, quienes me demostraron que con esfuerzo y dedicacin todo es
posible.
A los dueos de mi corazn, la razn de mi vida Rosy y Sebastian, los amo
mucho.
A todas las personas que de uno u otra forma contribuyeron para que esta meta
se haga realidad.
DarwinDarwinDarwinDarwin
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VII
DEDICATORIA
A mi padre, Ricardo, y a mi Hermana, Gaby, sin su ayuda, confianza y apoyo me
hubiera encontrado perdido, pero halle el camino haciendo de sus vidas mi
ejemplo, cuando los problemas surgan me pareci que fue distante y complicado,
pero ahora que llego a la meta, comprendo que fue lo suficientemente largo para
ensearme paciencia, lo suficientemente difcil para ensearme a superar los
obstculos y entre la distancia y la dificultad comprend cuan importante es
tenerlos a mi lado, por todo este Proyecto es para ustedes.
DanielDanielDanielDaniel
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VIII
CONTENIDO
CONTENIDO ....................................................................................................... VIII
NDICE DE TABLAS ............................................................................................ XIV
NDICE DE FIGURAS ......................................................................................... XVI
NDICE DE ANEXOS .......................................................................................... XIX
SIMBOLOGA ....................................................................................................... XX
RESUMEN ........................................................................................................ XXIII
PRESENTACIN ............................................................................................. XXIV
CAPTULO 1 ........................................................................................................... 1
DESCRIPCIN DE LAS CARACTERSTICAS ACTUALES DEL CAMPO YUCA ... 1
1.1 BREVE RESEA HISTRICA .......................................................................... 1
1.2 UBICACIN ...................................................................................................... 2
1.3 ASPECTOS GEOLGICOS .............................................................................. 3
1.3.1 DESCRIPCIN ESTRUCTURAL DEL CAMPO. .......................................... 3
1.3.2 DESCRIPCIN ESTRATIGRFICA DE LOS YACIMIENTOS ..................... 4
1.4 CARACTERIZACIN DEL RESERVORIO ........................................................ 81.4.1 PROPIEDADES DE LA ROCA..................................................................... 8
1.4.1.1 Porosidad () ......................................................................................... 8
1.4.1.2 Permeabilidad (k) ................................................................................... 8
1.4.1.3 Resistividad (R) ...................................................................................... 8
1.4.1.4 Resistividad del Agua de Formacin (RW) .............................................. 8
1.4.1.5 Saturacin de Agua (SW) ........................................................................ 9
1.4.1.6 Resultados de Anlisis de Ncleos ........................................................ 91.4.1.7 Contenido de Fluidos ............................................................................. 9
1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS .......................................................... 10
1.4.2.1 Presin de burbuja (Pb) ........................................................................ 10
1.4.2.2 Razn gas petrleo (GOR) ................................................................ 10
1.4.2.3 Factor volumtrico del petrleo (O) ..................................................... 11
1.4.2.4 Viscosidad del petrleo (o) .................................................................. 11
1.4.2.5 Densidad del petrleo (o) .................................................................... 121.4.3 PROPIEDADES PETROFSICAS .............................................................. 14
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IX
1.4.3.1 Espesor de la Arena ............................................................................. 14
1.4.3.2 Espesor Neto........................................................................................ 14
1.4.3.3 Porosidad ............................................................................................. 14
Perfil de Densidad de Formacin ................................................................... 15
Perfil Snico ................................................................................................... 15
Perfil Neutrnico ............................................................................................ 15
1.4.3.4 Saturacin de Agua (Sw)....................................................................... 17
1.4.3.5 Resistividad del Agua (Rw) ................................................................... 19
1.4.3.6 Salinidad............................................................................................... 19
1.4.3.7 Volumen de Arcilla ................................................................................ 21
1.4.3.8 Valores de corte (Cut Off) ..................................................................... 23
1.4.4 RESULTADOS DE LAS CARACTERSTICAS PETROFSICAS DEL
CAMPO. .............................................................................................................. 23
1.4.5 TOPES Y BASES ....................................................................................... 24
1.4.6 RESULTADOS DE LAS CARACTERSTICAS PVT DEL CAMPO. ............ 26
1.4.7 BUILD UP DE LOS POZOS ....................................................................... 26
1.4.7.1 Presiones. ............................................................................................ 27
CAPITULO 2 ......................................................................................................... 29
ANLISIS DE LA SITUACIN ACTUAL DEL CAMPO YUCA ............................... 29
2.1 TIPOS DE COMPLETACIN .......................................................................... 29
2.1.1 POZOS VERTICALES ............................................................................... 29
2.1.2 POZOS DIRECCIONALES ........................................................................ 29
2.1.3 PRUEBAS INICIALES ............................................................................... 30
2.2 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS ............................... 302.3 SISTEMAS DE PRODUCCIN ....................................................................... 30
2.3.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE .......................................................... 31
2.3.1.1 Principio de funcionamiento. ................................................................ 31
2.3.1.2 Ventajas Y Desventajas del sistema de bombeo electrosumergible..... 32
2.3.1.3 Descripcin del Equipo del Sistema de Bombeo Electrosumergible .... 33
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X
Equipos de superficie .................................................................................... 34
Equipos de Subsuelo ..................................................................................... 35
2.4 FACILIDADES DE PRODUCCIN .................................................................. 40
2.5 REINYECCIN DE AGUA DE FORMACIN .................................................. 41
2.6 PRODUCCIN ................................................................................................ 41
2.6.1 HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL CAMPO YUCA ................................ 42
2.6.1.1 Napo U ................................................................................................. 44
2.6.1.2 Napo T .................................................................................................. 45
2.6.1.3 Holln Superior ...................................................................................... 46
2.6.1.4 Holln Inferior ........................................................................................ 47
2.6.2 ANLISIS DE PRESIONES POR RESERVORIO ...................................... 48
2.6.2.1 Napo U ................................................................................................. 48
2.6.2.2 Napo T .................................................................................................. 48
2.6.2.3 Holln Superior ...................................................................................... 49
2.6.2.4 Holln Inferior ........................................................................................ 50
2.6.3 ANLISIS DE PRESIONES POR POZO PRODUCTOR ........................... 50
2.6.3.1 Presin de Reservorio (PR) .................................................................. 50
2.6.3.2 Presin de fondo fluyente (Pwf) ............................................................. 512.6.4 MECANISMOS DE PRODUCCIN ........................................................... 52
2.6.4.1 Reservorio U ........................................................................................ 52
2.6.4.2 Reservorio T ......................................................................................... 52
2.6.4.3 Reservorio Holln Superior ................................................................... 53
2.6.4.4 Reservorio Holln Inferior ...................................................................... 53
2.6.5 PRUEBAS DE PRODUCCIN .................................................................. 54
2.7 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS ............................................................... 562.8 RESERVAS REMANENTES ........................................................................... 57
2.9 NDICE DE PRODUCTIVIDAD ACTUAL DE CADA POZO PRODUCTOR DEL
CAMPO YUCA ...................................................................................................... 57
CAPITULO 3 ......................................................................................................... 59
PROPUESTA TCNICA PARA INCREMENTAR Y OPTIMIZAR LA PRODUCCIN
EN LOS POZOS DEL CAMPO YUCA ................................................................... 59
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XI
3.1 ANLISIS NODAL ........................................................................................... 59
3.1.1 CONCEPTO DE ANLISIS NODAL .......................................................... 59
3.1.2 PROCEDIMIENTO DE ANLISIS .............................................................. 60
3.1.3 PARMETROS NECESARIOS .................................................................. 62
3.1.4 COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FLUIDOS DE FORMACIONES
PRODUCTORAS ................................................................................................ 62
3.1.4.1 ndice de Productividad (IP) ................................................................. 63
3.1.4.2 Eficiencia de Flujo ................................................................................ 64
3.1.5 IPR EN YACIMIENTOS .............................................................................. 64
3.1.5.1 Ecuacin de Vogel ................................................................................ 65
3.1.5.2 Ecuacin de Fetkcovich ....................................................................... 66
3.1.6 PUNTO DE ANLISIS CONDICIONES DE OPERACIN ...................... 68
3.1.7 ANLISIS DE SENSIBILIDADES............................................................... 68
3.1.8 DESCRIPCIN DEL PROGRAMA COMPUTACIONAL DE ANLISIS
NODAL ............................................................................................................... 70
3.1.9 ASPECTOS GENERALES DE LA SIMULACIN ...................................... 72
3.1.9.1 Consideraciones Generales del Estudio .............................................. 72
3.1.9.2 Procedimiento de Ingreso de Datos ..................................................... 743.1.10 MTODO GENERAL DE AJUSTE DE PARMETROS MEDIDOS ......... 80
3.1.10.1 Ajuste de las Propiedades del Fluido ................................................. 80
3.1.10.2 Perfil de Presiones ............................................................................. 82
3.1.10.3 Correlaciones de Flujo ....................................................................... 83
3.2 RESULTADOS DEL ANLISIS NODAL POZOS SELECCIONADOS ............. 83
3.2.1 YUCA 1B .................................................................................................... 83
3.2.2 YUCA 2B .................................................................................................... 873.2.3 YUCA 7 ...................................................................................................... 90
3.2.4 YUCA 14 .................................................................................................... 93
3.2.5 YUCA 15 .................................................................................................... 95
3.2.6 YUCA 16 .................................................................................................... 99
3.2.7 YUCA 21D................................................................................................ 101
3.2.8 YUCA 23D................................................................................................ 104
3.3 ANLISIS DE RESERVAS ............................................................................ 108
3.3.1 MTODO DE CURVAS DE DECLINACIN ............................................ 108
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XII
3.3.2 RESULTADOS ......................................................................................... 108
3.3.2.1 Arena U Superior ................................................................................ 109
3.3.2.2 Arena U Inferior .................................................................................. 110
3.3.2.3 Arena T Superior ................................................................................ 110
3.3.2.4 Arena T Inferior ................................................................................... 111
3.3.2.5 Arena H Superior ................................................................................ 111
3.3.2.6 Arena H Inferior .................................................................................. 111
3.3.3 RESULTADOS DEL ANLISIS DE RESERVAS POR POZO .................. 112
3.3.3.1 Yuca 12 .............................................................................................. 112
3.3.3.2 Yuca 13 .............................................................................................. 112
3.3.3.3 Yuca 19D ............................................................................................ 113
3.3.3.4 Yuca 22D ............................................................................................ 113
3.3.3.5 Yuca 24D ............................................................................................ 114
3.3.3.6 Yuca 25D ............................................................................................ 114
3.4 ANLISIS DE POZOS CERRADOS .............................................................. 115
3.4.1 YUCA 3 .................................................................................................... 115
3.4.2 YUCA 4 .................................................................................................... 115
3.4.3 YUCA 8 .................................................................................................... 1153.4.4 YUCA 9 .................................................................................................... 116
3.4.5 YUCA 17 .................................................................................................. 116
3.4.6 YUCA 20D................................................................................................ 116
3.5 PROPUESTA TCNICA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIN ............ 117
CAPITULO 4 ....................................................................................................... 120
ANLISIS ECONMICO DEL PROYECTO ........................................................ 1204.1 INTRODUCCIN .......................................................................................... 120
4.2 CRITERIOS PARA LA EVALUACIN ECONMICA ..................................... 120
4.2.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ................................................................. 120
4.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ...................................................... 121
4.2.3 RELACIN BENEFICIO/COSTO ............................................................. 122
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XIII
4.3 COSTOS DE REACONDICIONAMIENTO .................................................... 122
4.4 COSTOS DE PRODUCCIN ........................................................................ 124
4.5 INGRESOS ................................................................................................... 124
4.6 EGRESOS ..................................................................................................... 125
4.7 CRONOGRAMA DE REACONDICIONAMIENTOS ....................................... 125
4.8 HIPTESIS BAJO LA CUAL SE REALIZA EL ANLISIS ECONMICO ...... 126
4.9 RESUMEN DEL ANLISIS ECONMICO .................................................... 126
CAPTULO 5 ....................................................................................................... 130
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 130
5.1 CONCLUSIONES .......................................................................................... 130
5.2 RECOMENDACIONES ................................................................................. 132
REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS .................................................................... 133
ANEXOS ............................................................................................................. 135
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XIV
NDICE DE TABLAS
CAPTULO 1
TABLA 1.1Resultados del anlisis convencional de ncleos de corona ................ 9
TABLA 1.2Resultado de contenido de fluidos ...................................................... 10
TABLA 1.3Salinidades de los Yacimientos .......................................................... 20
TABLA 1.4Resultado de las caractersticas petrofsicas del campo Yuca ........... 23
TABLA 1.5Topes y bases de las formaciones en el campo Yuca ........................ 25
TABLA 1.6Resultados del anlisis PVT ............................................................... 26
CAPTULO 2
TABLA 2.1Reporte de produccin acumulada hasta Julio del 2011 .................... 42
TABLA 2.2Presin de reservorio para cada pozo ................................................ 51
TABLA 2.3Presin de fondo fluyente para cada pozo ......................................... 51
TABLA 2.4Pruebas de produccin por pozo ........................................................ 55
TABLA 2.5Sumario de produccin diaria por arena ............................................. 55
TABLA 2.6Estado actual de los pozos ................................................................. 56
TABLA 2.7Reservas remanentes de petrleo del campo Yuca ........................... 57
TABLA 2.8ndice de productividad por pozo ........................................................ 58
CAPTULO 3
TABLA 3.1Resultados de sensibilidades Yuca 1B ............................................... 86
TABLA 3.2Resultados de sensibilidades Yuca 2B ............................................... 90
TABLA 3.3Resultados de sensibilidades Yuca 7 ................................................. 93
TABLA 3.4Resultados de sensibilidades Yuca 15 ............................................... 98TABLA 3.5Resultados de sensibilidades Yuca 21D ........................................... 103
TABLA 3.6Resultados de sensibilidades Yuca 23D ........................................... 107
TABLA 3.7 Arenas producidas por cada pozo del campo Yuca .......................... 109
TABLA 3.8 Clculo de reservas remanentes arena U SUPERIOR ..................... 109
TABLA 3.9 Clculo de reservas remanentes arena U INFERIOR ...................... 110
TABLA 3.10 Clculo de reservas remanentes arena T SUPERIOR ................... 110
TABLA 3.11 Clculo de reservas remanentes arena T INFERIOR ..................... 111TABLA 3.12 Clculo de reservas remanentes arena H SUPERIOR ................... 111
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XV
TABLA 3.13 Clculo de reservas remanentes arena H INFERIOR .................... 111
TABLA 3.14 Resumen de la propuesta tcnica para cada pozo ......................... 118
TABLA 3.15 Resumen de los trabajos propuestos ............................................. 119
CAPTULO 4
TABLA 4.1 Costos de reacondicionamiento (LIMPIEZA DE BES) ...................... 123
TABLA 4.2 Costos de reacondicionamiento (ESTIMULACIN) ......................... 123
TABLA 4.3 Costos de reacondicionamiento (PESCA) ........................................ 124
TABLA 4.4 Cronograma de trabajos propuestos ................................................ 125
TABLA 4.5 Resultados finales primer escenario ................................................. 127
TABLA 4.6 Resultados finales segundo escenario ............................................. 128
TABLA 4.7 Resultados finales tercer escenario .................................................. 129
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XVI
NDICE DE FIGURAS
CAPTULO 1
FIGURA 1.1Mapa de ubicacin del campo Yuca ................................................... 2
FIGURA 1.2Edad estructural del campo Yuca ....................................................... 3
FIGURA 1.3Columna crono estratigrfica del campo Yuca .................................... 6
FIGURA1.4Columna estratigrfica de la Cuenca Oriente ...................................... 7
FIGURA 1.5Mapa de contorno estructural al tope del reservorio U inferior ......... 24
FIGURA 1.6Historial de presiones de reservorio para la arena U ........................ 27
FIGURA 1.7Historial de presiones de reservorio para la arena T ........................ 27
FIGURA 1.8Historial de presiones de reservorio para la arena HOLLN .............. 28
CAPTULO 2
FIGURA 2.1Diagrama esquemtico de los equipos de superficie y fondo ........... 33
FIGURA 2.2Diagrama ilustrativo de la caja de venteo ......................................... 35
FIGURA 2.3Bomba multietapas ........................................................................... 36
FIGURA 2.4 Separador de gas ............................................................................. 37
FIGURA 2.5 Succin estndar .............................................................................. 37
FIGURA 2.6Seccin sellante ................................................................................ 38
FIGURA 2.7Corte transversal de un motor de fondo ............................................ 39
FIGURA 2.8Tipos de cables ................................................................................. 40
FIGURA 2.9Porcentaje de aporte de produccin por arena ................................. 42
FIGURA 2.10Historial de produccin del campo Yuca ......................................... 43
FIGURA 2.11Historial de produccin de la arenisca U ......................................... 44
FIGURA 2.12Historial de produccin de la arenisca T ......................................... 45FIGURA 2.13Historial de produccin de la arenisca HOLLN SUPERIOR ........... 46
FIGURA 2.14Historial de produccin de la arenisca HOLLN INFERIOR ............ 47
FIGURA 2.15Historial de presiones de la arenisca U ........................................... 48
FIGURA 2.16Historial de presiones de la arenisca T ........................................... 49
FIGURA 2.17Historial de presiones de la arenisca HOLLN SUPERIOR ............. 49
FIGURA 2.18Historial de presiones de la arenisca HOLLN INFERIOR .............. 50
FIGURA 2.19Mecanismo de empuje reservorio U ............................................... 53FIGURA 2.20Mecanismo de empuje reservorio T ................................................ 54
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XVII
FIGURA 2.21Distribucin de la produccin diaria por arena ................................ 55
CAPTULO 3
FIGURA 3.1Diagrama general del anlisis nodal ................................................. 60
FIGURA 3.2 Ubicacin de los nodos ..................................................................... 60
FIGURA 3.3Posibles perdidas de presin en el sistema ...................................... 61
FIGURA 3.4IPR (Inflow Performance Curve) ....................................................... 63
FIGURA 3.5Curva IPR ......................................................................................... 66
FIGURA 3.6Tasa de produccin posible o de equilibrio ....................................... 68
FIGURA 3.7Anlisis nodal .................................................................................... 72
FIGURA 3.8Datos generales del proyecto ........................................................... 75
FIGURA 3.9Asistente para perfil de lneas ........................................................... 75
FIGURA 3.10Modelo fsico del pozo .................................................................... 76
FIGURA 3.11Propiedades BLACK OIL .............................................................. 76
FIGURA 3.12Datos del reservorio y la capa ........................................................ 77
FIGURA 3.13Perfil de desviacin ......................................................................... 77
FIGURA 3.14Perfil geotrmico ............................................................................. 78
FIGURA 3.15Configuracin de la tubera de produccin ..................................... 78FIGURA 3.16Equipo de pozo ............................................................................... 79
FIGURA 3.17Datos de la bomba electrosumergible ............................................. 79
FIGURA 3.18Anlisis nodal .................................................................................. 80
FIGURA 3.19Ajuste del perfil de presiones medidas............................................ 82
FIGURA 3.20Anlisis nodal de fondo Yuca 1B ..................................................... 84
FIGURA 3.21Anlisis nodal de cabeza Yuca 1B .................................................. 85
FIGURA 3.22Anlisis de sensibilidades Yuca 1B ................................................. 86FIGURA 3.23Anlisis nodal de fondo Yuca 2B ..................................................... 88
FIGURA 3.24Anlisis nodal de cabeza Yuca 2B .................................................. 88
FIGURA 3.25Anlisis de sensibilidades Yuca 2B ................................................. 89
FIGURA 3.26Anlisis nodal de fondo Yuca 7 ....................................................... 91
FIGURA 3.27Anlisis nodal de cabeza Yuca 7..................................................... 91
FIGURA 3.28Anlisis de sensibilidades Yuca 7 ................................................... 92
FIGURA 3.29Anlisis nodal de fondo Yuca 14 ..................................................... 94
FIGURA 3.30Anlisis nodal de cabeza Yuca 14 ................................................... 95
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XVIII
FIGURA 3.31Anlisis nodal de fondo Yuca 15 ..................................................... 96
FIGURA 3.32Anlisis nodal de cabeza Yuca 15 ................................................... 97
FIGURA 3.33Anlisis de sensibilidades Yuca 15 ................................................. 98
FIGURA 3.34Anlisis nodal de fondo Yuca 16 ................................................... 100
FIGURA 3.35Anlisis nodal de cabeza Yuca 16 ................................................. 100
FIGURA 3.36Anlisis nodal de fondo Yuca 21D................................................. 102
FIGURA 3.37Anlisis nodal de cabeza Yuca 21D .............................................. 103
FIGURA 3.38Anlisis de sensibilidades Yuca 21D ............................................. 104
FIGURA 3.39Anlisis nodal de fondo Yuca 23D................................................. 105
FIGURA 3.40Anlisis nodal de cabeza Yuca 23D .............................................. 106
FIGURA 3.41Anlisis de sensibilidades Yuca 23D ............................................. 107
FIGURA 3.42 Porcentaje de incremento por los trabajos propuestos ................. 119
CAPTULO 4
FIGURA 4.1 Tiempo de recuperacin de la inversin primer escenario .............. 127
FIGURA 4.2 Tiempo de recuperacin de la inversin segundo escenario .......... 128
FIGURA 4.3 Tiempo de recuperacin de la inversin tercer escenario ............... 129
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XIX
NDICE DE ANEXOS
CAPTULO 1
ANEXO 1.1. Carta GEN - 9. Resistividad de soluciones salinas ......................... 137
ANEXO 1.2 Resultados petrofsicos por pozo..................................................... 138
ANEXO 1.3 Resultados de BUILD UP ................................................................ 144
CAPTULO 2
ANEXO 2.1Diagramas de completacin de cada pozo ...................................... 147
ANEXO 2.2Completacin y pruebas iniciales .................................................... 170
ANEXO 2.3 Resumen de trabajos de reacondicionamiento para cada pozo ...... 174
CAPTULO 3
ANEXO 3.1 Tablas de correlaciones PVT ........................................................... 194
ANEXO 3.2 Correlaciones de flujo multifsico vertical ........................................ 199
ANEXO 3.3 Localizacin de los pozos en el campo Yuca................................... 200
ANEXO 3.4 Ecuacin PSEUDOSTEADYSTATE................................................. 202
ANEXO 3.5 Curvas de declinacin de produccin por pozo y arena .................. 203
CAPTULO 4
ANEXO 4.1 Incremento de produccin mensual incluida la declinacin ............. 224
ANEXO 4.2 Resultados de la evaluacin econmica para el Primer escenario .. 225
ANEXO 4.3 Resultados de la evaluacin econmica para el segundo escenario226
ANEXO 4.4 Resultados de la evaluacin econmica para el tercer escenario ... 227
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XX
SIMBOLOGA
Smbolo Definicin
API: American Petroleum Institute
BAPD: Barriles de agua por da
BES, ESP: Bombeo elctrico sumergible
BF: Barriles fiscales
BFPD: Barriles de fluido por da
BIPD: Barriles inyectados por da
Bls: Barriles
BPPD: Barriles de petrleo por da
BSW: Basic sediments and water
CEPE: Corporacin Estatal Petrolera Ecuatoriana
C: Compresibilidad
Co: Compresibilidad del petrleo
Fnck: Flujo neto de caja
Fr: Factor de recobro
Ft: PiesFt3: Pies cbicos
GOR: Razn gas petrleo
gr: Gramos
HCL: Acido clorhdrico
HI: Arenisca Holln Inferior
HS: Arenisca Holln Superior
Hz: HertzK: Permeabilidad
Kg: kilogramo
Km: Kilmetros
m: metros
md: Milidarcy
mp: Medio punzonado
l: Litro
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XXI
lb: Libra
MD: Profundidad medida
MM: Millones
M: Miles
Ni: Reservas iniciales
Np: Reservas producidas
OFM: OIL FIELD MANAGER
P: Presin
Pb: Presin de burbuja
PCS: Pies cbicos estandar
Pi: Presin inicialPOES: Petrleo original en sitio
PR: Presin de Reservorio
Psep: Presin del separador
PVT: Presin, volumen y temperatura
Pwf: Presin de fondo fluyente
Pws: Presin esttica de yacimiento
Q,q: CaudalR: Resistividad
Rs: Solubilidad del gas
Rw: Resistividad del agua de formacin
Sg: Saturacin de gas
So: Saturacin de petrleo
Sw: Saturacin de agua
T: TemperaturaTI: Arenisca T Inferior
TS: Arenisca T Superior
TIR: Tasa interna de retorno
TIRm: Tasa interna de retorno mensual
TVD: Profundidad vertical verdadera
UI: Arenisca U Inferior
US: Arenisca U Superior
USD: Dlares
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XXII
UTM: Universal Transverse Mercator
V: Volumen
VAN: Valor actual neto
: Porosidad
o: Factor volumtrico de petrleo
oi: Factor volumtrico de petrleo a la presin inicial
ob: Factor volumtrico de petrleo a la presin de
burbuja
g: Factor volumtrico de gas
w: Factor volumtrico de agua
: Densidad del petrleo
: Densidad del petrleo a la presin de burbuja
: Densidad del gas
: Viscosidad
o: Viscosidad del petrleo
ob: Viscosidad del petrleo a la presin de burbuja
w: Viscosidad del agua
: Gravedad especfica del gas
: Gravedad especfica del Petrleo
Z: Factor de compresibilidad
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XXIII
RESUMEN
El proyecto de titulacin tiene como objetivo incrementar la produccin de petrleo
en los pozos del campo Yuca operado por EP PETROECUADOR, mediante
Anlisis Nodal de pozos productores, calculo de reservas y anlisis de pozos
cerrados. El proyecto consta de 5 captulos.
El capitulo 1 presenta aspectos generales del campo Yuca, ubicacin, descripcin
geolgica y estratigrfica, tambin caracteriza los reservorios considerando las
propiedades de los fluidos y de la roca, obtenidos por medio de anlisis PVT y
anlisis de ncleos respectivamente.
El capitulo 2 presenta informacin de pruebas iniciales, historial de
reacondicionamientos, pruebas de presin (Build Up), historial de produccin y
datos oficiales de reservas remanentes; informacin usada para determinar el
estado actual de los pozos, la presin de reservorio promedia por pozo y describir
los mecanismos de produccin de los reservorios. Adicionalmente se define el
sistema de produccin (Bombeo Elctrico Sumergible) utilizado por todos lospozos del campo.
El captulo 3 describe el software PIPESIMTMy la tcnica de Anlisis Nodal como
parte del estudio para incrementar la produccin de petrleo. Se realiz un
anlisis de las reservas remanentes mediante el software Oil Field Manager y el
anlisis de pozos cerrados, por ltimo se detalla la propuesta tcnica que permite
alcanzar el objetivo planteado.
Partiendo de la propuestas tcnica realizada a cada pozo, en el capitulo 4 se
presenta el anlisis econmico con tres escenarios que determina la factibilidad
del proyecto. Finalmente en el capitulo 5 se sintetizan las conclusiones y
recomendaciones obtenidas en el presente proyecto.
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XXIV
PRESENTACIN
En busca de mecanismos que contribuyan con la ardua labor de incrementar la
produccin del campo Yuca operado por EP Petroecuador, se plantea el presente
proyecto titulado ESTUDIO TCNICO ECONMICO PARA INCREMENTAR LA
PRODUCCIN DE PETRLEO EN EL CAMPO YUCA
El proyecto tiene como finalidad presentar una propuesta tcnica para
incrementar la produccin de petrleo acorde con las condiciones actuales,
analizando los parmetros petrofsicos de la roca y anlisis PVT de fluido, el
estado de los pozos, la historia de produccin, pruebas iniciales y reservas de
cada pozo.
La propuesta tcnica se realiza para cada uno de los pozos evaluando los
resultados del anlisis nodal, del clculo de reservas y de pruebas iniciales.
La rentabilidad econmica del proyecto se determina con la estimacin del valor
actual neto (VAN), la tasa interna de retorno (TIR) y la relacin beneficio/costo.
Para determinar los valores previamente mencionados se considera el valor
incrementado de produccin de la propuesta tcnica y los costos de los trabajos
propuestos.
El proyecto finaliza sintetizado a travs de las conclusiones y recomendaciones.
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2
1.2 UBICACIN
El campo Yuca se encuentra ubicado superficialmente en coordenadas UTM
9954000 m 297000 m W,9954000 m 307000 m E,9944000 m 297000 m W,
9944000 m 307000 m E, localizado al Nororiente del Ecuador, en la parte sur de
la Cuenca Oriente, en la Provincia Francisco de Orellana, Cantn Coca a 260 Km
al Oeste de Quito, aproximadamente 80 Km al sur de la ciudad de Nueva Loja, al
noreste limita con el ro Napo en el sector de Primavera, se halla localizado entre
los campos Culebra-Yulebra y Primavera (Ver Figura 1.1).
FIGURA 1.1Mapa de ubicacin del campo Yuca
Fuente: EP Petroecuador
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1.3 ASPECTOS GEO
1.3.1 DESCRIPCIN ES
Se trata de una estructu
ellos ubicado al norte c
un cierre de alrededor d
relieve muy suave, algo
evidencia la deformaci
La formacin Holln es
mismas que fueron par
cretcica.1
FIGURA 1.2Edad estru
Fuente: EP Petroecuador.
1Patrice Baby,Marco RivadeneirOctubre de 2004, pag 271.
GICOS
RUCTURAL DEL CAMPO.
a de orientacin N-S integrada por dos
n un cierre estructural cercano a los 7
e 30, en la Figura 1.2, se presenta co
asimtrico, desarrollado en el Mastric
sin-tectnica de la formacin Tena.
t afectada por fallas normales sin-s
cialmente invertidas durante el episodi
tural del campo Yuca
a, Roberto Barragn, La cuenca oriente: Geologa
3
ltos, el mayor de
y el del sur con
o un anticlinal de
tiano-Paleoceno,
edimentarias, las
de transpresin
y Petrleo, 1a edicin,
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4
1.3.2 DESCRIPCIN ESTRATIGRFICA DE LOS YACIMIENTOS
Las caractersticas de las rocas reservorio de este campo son muy poco
conocidas, por cuanto se dispone de pocos ncleos centrales de corona cortados
en el campo y solo se ha conservado una pequea parte de ellos.
A continuacin se hace una breve descripcin sedimentolgica y estratigrfica de
las unidades que comprenden los principales reservorios de hidrocarburos: las
areniscas de las formaciones Holln y Napo inferior que componen los ciclos
arenosos T y U (Ver Figura 1.3 y 1.4).
FORMACIN HOLLN (Aptiano Superior - Albiano Medio).
Es una arenisca de grano medio a grueso, con estratificacin cruzada, presenta
intercalaciones escasas de lutitas arenosas carbonatadas y arenas negras
impregnadas de crudo. Se divide en dos unidades principales Holln inferior y
Holln superior:
Holln inferior
Est formada por areniscas de grano grueso y es de ambiente continental. Son
depsitos fluviales de relleno de valles seguido por una depositacin de ros
entrelazados y diacrnicos de planicies aluviales que se desarrollan hacia el oeste
de la Cuenca. Este sistema pasa a ser progresivamente de tipo de llanura de
inundacin por la influencia de la transgresin marina.
Holln superior
Es producto de un sistema de baja energa donde se observa una transgresin
marina desarrollada en un ambiente de tipo estuarino y cubierto por facies de
plataforma marino somero. Esta formacin es atravesada en su totalidad por el
pozo exploratorio Yuca 01, con un espesor promedio de 300 pies.
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5
FORMACIN NAPO (Albiano Medio Santoniano).
Consiste de una serie variable de calizas, grises a negras, intercaladas con
areniscas calcreas y lutitas negras. Descansa concordantemente sobre la
formacin Holln y est cubierta por las capas rojas de la formacin Tena con
ligera discordancia erosional. Los intervalos de inters dentro de campo Yuca son:
Arenisca T
Segn la descripcin del ncleo del pozo Yuca 10 cortado en la arenisca T, se
describe como una arenisca de grano fino a medio con laminacin planar yripples, con abundantes detritos carbonaticos, en el pozo Yuca 12, se presenta
como una arenisca glauconitica y un complejo laminado de lodolita/limolitico. Con
un espesor total de 190 pies a 200 pies aproximadamente que incluye a la zona
caliza B, en la cual se puede fcilmente diferenciar tres unidades superpuestas:
T Inferior que comprende los principales reservorios y en la que las variaciones
laterales de facies son muy importantes.
T Superior en esta arena los reservorios tiles estn pocos desarrollados y son
muy variables.
Caliza B definida como un marcador regional.
Arenisca U.
Suprayace sobre una zona relativamente compacta de arcillas y de areniscas
arcillosas y carbonatadas, la parte superior de la zona U est constituida por una
parte detrtica densa con un espesor cercano a los 70 pies compuesto de una
alternancia entre arcillas y rocas carbonatadas y por una parte carbonatada que
corresponde a la Caliza A, su espesor puede alcanzar hasta 80 pies, no presenta
ninguna caracterstica de reservorio, al contrario constituye un buen marcador
litoestratigrfico.
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La parte inferior es sim
valles incisos sobre un l
FIGURA 1.3Columna cr
FUENTE: EP Petroecuado
FORMACIONES: TE (Tena), HSM2); CA (caliza A); US, UI (Areniinferior).
CORTES SECUENCIALES: SCC(Superficie de Mxima InundacinSecuencia Caliza M2); LSBT(Limi
ilar a la unidad inferior de T y repres
mite de secuencia.
ono estratigrfica del campo Yuca
r.
NOMENCLATURA ESTANDARIZADA
(Holln superior). MIEMBROS: BT (Basal Tena); CM1 (Caca U Superior e Inferior); MCB (Marcador Caliza B); TS, TI
(Superficie de Mxima Inundacin Caliza C); LST (LimiteCaliza B); LSU(Limite de Secuencia U);BCA(Base Caliza
te de Secuencia Basal Tena).
6
nta el relleno de
liza M1); CM2 (Caliza(Arenisca T superior e
de Secuencia T); SCBA); LSCM2(Limite de
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7
FIGURA1.4Columna estratigrfica de la Cuenca Oriente
Fuente:EP Petroecuador.
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1.4 CARACTERIZACIN DEL RESERVORIO
1.4.1 PROPIEDADES DE LA ROCA
En este estudio se considerar propiedades de la roca que pueden medirse y son
tiles para caracterizar los reservorios del campo Yuca.
1.4.1.1 Porosidad ()
Es el espacio poroso por unidad de volumen de roca; en otras palabras, es la
fraccin del volumen total de una muestra que se encuentra ocupada por
espacios vacos.
1.4.1.2 Permeabilidad (k)
La permeabilidad de una roca de acumulacin puede definirse como la
conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca presenta para
permitir que los fluidos se muevan a travs de la red de poros interconectados.
1.4.1.3 Resistividad (R)
Es la resistencia a la corriente elctrica presentado por un volumen unitario de
roca.
1.4.1.4 Resistividad del Agua de Formacin (RW)
Es la resistencia elctrica del agua que llena el espacio del poro en la roca.
El valor de RWvara con la salinidad del agua y la temperatura.
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1.4.1.5 Saturacin de Agua (SW)
Es el porcentaje del espacio poroso lleno de agua.2
1.4.1.6 Resultados de Anlisis de Ncleos
Los ncleos son muestras geolgicas extradas a diferentes profundidades
durante la perforacin de un pozo mediante brocas de corona, los cuales luego de
un anlisis realizado en el laboratorio (anlisis convencional de ncleos de corona
y contenido de fluidos), determinan parmetros petrofsicos y geolgicos de la
roca.
Para efectos de estudio del campo Yuca, se tomaron muestras en los pozos:
Yuca 02, Yuca 13 y Yuca 17 (Ver Tabla 1.1).
TABLA 1.1Resultados del anlisis convencional de ncleos de corona
POZO FECHA ARENA
INTERVALO
(ft)
POROSIDAD
PERMEABILIDAD
(md)
DENSIDAD
DE
GRANO
(gr/cc)
Yuca 02 Apr-07 T Sup 9767-9795 10.87 36.44 2.676
Yuca 13 Sep-05 T Inf 9792-9821 12.14 362.61 2.702
Yuca 17 Feb-03 U Inf 9545-9550 17.574 1570.524 2.625
Yuca 17 Nov-02 HOLLN 9956-9977 13.956 424.935 2.68
Fuente:Coordinacin de Desarrollo. EP Petroecuador.
Elaborado por:Darwin Calvopia; Daniel Palma.
1.4.1.7 Contenido de Fluidos
Este anlisis es empleado para el clculo de volmenes de agua e hidrocarburos
existentes en el ncleo, se realiza aplicando el mtodo de la retorta, mediante la
destilacin de los fluidos, para esto previamente se procede a obtener muestras
de aproximadamente 100 gr. del centro del ncleo.
2AGILA TATIANA, CEVALLOS ANABELA, Estudio tcnico econmico para incrementar la produccin en elbloque 27, 2010, pag 12.
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En la Tabla 1.2 se puede apreciar las saturaciones y la densidad de grano
promedio para las distintas arenas productoras.
TABLA 1.2Resultado de contenido de fluidos
POZO FECHA ARENAINTERVALO
(ft)
So
(%)
Sw
(%)
DENSIDAD
DE
GRANO
(gr/cc)
YUCA 02 Jul-79 U inf 9539-9567 28,9026 18,744 2,59796
YUCA 02 Jul-79 T sup 9767-9787 8,252 48,258 2,5478
YUCA 13 Jul-95 U 9554-9582 15,63 25,47 2,2017
YUCA 13 Jul-95 T inf 9801-9806 6,51 51,85 2,4987
YUCA 17 Jun-01 U inf 9542-9551 17,78 14,67 2,1812
YUCA 17 Jun-01 HOLLN 9956-9979 15,64 22,94 2,2376
Fuente:Coordinacin de Desarrollo. EP Petroecuador.
Elaborado por:Darwin Calvopia; Daniel Palma.
1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
1.4.2.1 Presin de burbuja (Pb)
La presin de burbuja de un hidrocarburo es la presin ms alta a la cual las
primeras molculas de gas salen de solucin y forman una burbuja de gas. Esta
presin depende en parte de las propiedades del fluido. El gas y el aceite
conforman una mezcla de mltiples componentes y las cantidades de gas-aceite
estn determinadas por un equilibrio gas-lquido
3
.
1.4.2.2 Razn gas petrleo (GOR)
Es el volumen total de gas producido por da dividido por el volumen total de
petrleo producido por da, las unidades de GOR son PCS/BF. El GOR de
produccin es calculado en la superficie, por lo tanto se considera que todo el gas
existente se encuentra en estado libre.
3Centrilift Baker Hughes, Manual de Bombeo Electro Sumergible, Capitulo I pag 1-8.
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11
BF
PCS
produced)oilof(Volumeq
produced)gasof(Volumeq=GORProd
o
s @STP (Ec 1.1)
libreGas)(RGORSolGORProd S += (Ec 1.2)
La cantidad de gas que existe en solucin se expresa como Sol GOR o Rs, la
magnitud de este valor vara dependiendo de la presin, temperatura, gravedad
del aceite y la densidad del gas.
1.4.2.3 Factor volumtrico del petrleo (O)
Por lo general el volumen de petrleo producido en la superficie es menor que el
volumen de petrleo que fluye al fondo del pozo desde el yacimiento. Este cambio
en volumen se debe principalmente a la perdida de presin desde el fondo del
pozo hasta la superficie.
1.4.2.4 Viscosidad del petrleo (o)
Es una medida de la resistencia interna de los lquidos al flujo, dicha resistencia
proviene de la friccin interna que resulta de los efectos combinados de cohesin
y adhesin. La viscosidad de los derivados del petrleo se expresa normalmente
en trminos del tiempo requerido por un volumen especfico del lquido en pasar a
travs de un orificio de tamao determinado.
Se distinguen tres tipos de viscosidad dependiendo de la presin a la que se
encuentra. La viscosidad del aceite a temperatura atmosfrica cuando no contiene
gas en solucin (Dead Oil), se conoce como dead oil viscosity. Cuando el aceite
se encuentra saturado13 con gas, se le conoce como viscosidad del aceite
saturado o saturated viscosity. Cuando el aceite se encuentra a una presin por
encima de su punto de burbuja (P>Pb) se dice que la viscosidad del aceite es de
bajo nivel de saturacin o under saturated viscosity.4
4Centrilift Baker Hughes, Manual de Bombeo Electro Sumergible, Capitulo I pag 1-13.
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1.4.2.5 Densidad del petrleo (o)
Densidad es la masa de una sustancia por unidad de volumen, se mide en
kilogramos por litro o en libras por pie cbico. La densidad del agua es 62.4 lb/ft3o
1.00 kg/l a condiciones estndar. La densidad del aire es 0.0752 lb/ft3o 0.001207
kg/l.
La densidad del petrleo (o) varia de acuerdo a los cambios en temperatura y
presin, al igual que a los cambios en la cantidad de gas en solucin. Si el punto
de inters se encuentra por encima de la presin del punto de burbuja (P b) todo el
gas disponible se encuentra en solucin, por lo tanto un incremento de la presin
simplemente comprimir el lquido aumentando su densidad. Cuando la presin
de inters se encuentra por encima del punto de burbuja, la densidad del petrleo
se puede calcular de la siguiente forma:
( )[ ]boobo P-PCEXP= (Ec 1.3)
Donde:
ob = Densidad del petrleo a la presin de burbuja.
Co = Compresibilidad isotrmica del petrleo, 1/psi.
Si la presin se encuentra por debajo del punto de burbuja, la densidad del
petrleo se puede calcular teniendo en cuenta que parte del gas se encuentra en
estado libre y parte del gas se encuentra en solucin.
o
o g s =
+ 0.0764 R56146 62 4
56146
. .
.
Bo (Ec 1.4)
Donde:
g = Gravedad especfica del gas.
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Rs = Gas en solucin (Sol GOR), scf/STB.
Bo = Factor volumtrico de la formacin, bbl/STB.
62.4 = Densidad del agua a condiciones estndar, lbm/ft3
0.0764 = Densidad del aire a condiciones estndar, lbm/scf.
5.6146 = Pies cbicos por barril.
La densidad del gas (g) se puede calcular usando la ecuacin de estado para un
gas:
PV = ZnRT (Ec 1.5)
La relacin entre el nmero de moles, el peso molecular del gas libre y la masa
del gas es la siguiente:
n =m
29
m
V =
P
Z R Tgf
gf
29
(Ec 1.6)
Por lo tanto la densidad del gas se puede calcular de la siguiente forma:
g Z T=
2.7
P gf
(Ec 1.7)
Donde:
P = Presin, psia.
V = Volumen, ft3
.Z = Factor de compresibilidad.
n = Nmero de moles.
R = Constante universal de gas (10.73).
M = Masa, lb.
T = Temperatura, oR.
gf = Gravedad especfica del gas libre.
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1.4.3 PROPIEDADES PETROFSICAS
Los valores oficiales de las caractersticas petrofsicas por pozo fueron
proporcionados por EP Petroecuador (Ver Anexo 1.2), obtenidos mediante la
interpretacin de los registros elctricos de cada pozo con ayuda del software
Interactive Petrophysics TM; para entender de mejor manera el proceso de anlisis
realizado por EP Petroecuador en el estudio se presenta la descripcin de
ecuaciones utilizadas y terminologa aplicada.
Los parmetros presentes en el sumario petrofsico son (Ver Tabla 1.4): porosidad
(Phi), saturacin de agua (SW), volumen de arcillas (VCL), espesor de arena(Gross) y espesor neto de petrleo (Net) para cada una de las arenas de inters
presentes en los pozos evaluados.
1.4.3.1 Espesor de la Arena
Se define como el espesor dentro de los lmites de tope y base obtenidos del
registro elctrico para cada zona de inters.
1.4.3.2 Espesor Neto
Se define como la cantidad de pies cuya saturacin de petrleo, porosidad,
volumen de arcilla se encuentran en valores comprendidos dentro de rangos que
permitan definir el reservorio como productivo 8% porosidad >50 So
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Perfil de Densidad de Formacin
(Ec. 1.8)
Donde:
D = Porosidad del perfil de densidad de formacinma = Densidad de la matriz, g/cm
3
b = Densidad registrada por la herramienta, g/cm3
f =Densidad del fluido, g/cm3
Perfil Snico
(Ec. 1.9)Donde:
S = Porosidad del perfil snicotlog = Tiempo de trnsito registrado por la herramienta, s
tma = Tiempo de trnsito de la matriz, s
tf.= Tiempo de trnsito del fluido, s
Perfil Neutrnico
El registro proporciona una medida directa de porosidad, expresada en fraccin.
La porosidad que se obtiene de las ecuaciones es la porosidad total, es decir, la
fraccin de la unidad de volumen de la formacin ocupada por fluidos, que son:
agua adherida a las arcillas, agua libre e hidrocarburos5.
5CRUZ Efran, Interpretacin de registros de pozos a hueco abierto, Schlumberger 2002
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Uno de los principales problemas en la lectura de los registros, es la presencia de
arcilla, por lo tanto los valores de porosidad deben ser corregidos para obtener la
porosidad efectiva, volumen de poros interconectados o espacio ocupado en una
roca que contribuya al flujo de fluidos o permeabilidad en un reservorio6,
mediante las siguientes ecuaciones:
Perfil de Densidad de Formacin
(Ec. 1.10) Perfil Neutrnico
(Ec. 1.11) Perfil Snico
(Ec. 1.12)
Donde:
e = Porosidad efectivaVCL = Contenido de arcilla determinado a partir de un indicador de arcillas.D, N, S = Porosidad obtenida del respectivo perfil.DCL, NCL, SCL = Porosidad aparente del respectivo perfil en unaformacin arcillosa.
La porosidad aparente en una formacin arcillosa puede determinarse mediante la
lectura del perfil respectivo en arcillas cercanas7.
Una combinacin de los perfiles de porosidad permite obtener resultados ms
confiables. Mediante el modelo de porosidad Neutrn - Densidad de Formacin se
puede hacer un clculo de la porosidad efectiva mediante las expresiones:
6http://www.glossary.oilfield.slb.com7ANDRADE FIDEL, Actualizacin de reservas y prediccin del comportamiento productivo de los camposCulebra-Yulebra, 2009,pag. 27.
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(Ec. 1.13)
1 (Ec. 1.14)
Donde:
T = Porosidad totale = Porosidad efectivaN = Porosidad obtenida a partir del perfil neutrnico
D = Porosidad obtenida a partir del perfil de densidad de formacin
8
1.4.3.4 Saturacin de Agua (Sw)
Para el clculo de la saturacin de agua existen varios mtodos: Archie (para
arenas consolidadas); Simandoux (evaluacin de calizas); entre otros. Para este
estudio se utiliz el modelo de Indonesia, puesto que para las arenas de la
Cuenca Oriente es el que mejor se adapta a la naturaleza laminada de la
distribucin de arcilla, la cual afecta en forma directa los valores de Rty Sw.
Modelo de Archie:
n
t
m
e
ww
R
aRS
1
=
(Ec. 1.15)
Donde:
Sw = Saturacin de agua
A = Factor de cementacin
e = Porosidad efectiva
Rw = Resistividad del agua
m = Exponente de cementacin
Rt = Resistividad total de la formacin
n = Exponente de saturacin
8GARCIA JULIO, RODRGUEZ PAULO, Actualizacin de reservas del campo Cononaco, 2011, pg 37
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18
Modelo de Simandoux:
wwcl
m
e
cl
cl
RRVR
V 11
142
2
+=
(Ec. 1.16)
wcl
m
e
cl
cl
w
RV
R
V
S1
12
+
=
(Ec. 1.17)
Donde:
= Constante deltaVCL = Volumen de arcillosidad
RCL = Resistividad de la arcilla
Modelo de Indonesia:
(Ec. 1.18)
Donde:
Sw = Saturacin de agua
Rw = Resistividad del agua
Rt = Resistividad de la zona virgenRCL= Resistividad de la arcilla
VCL= Volumen de arcillae = Porosidad efectivaa = Factor de cementacin
m = Exponente de cementacin
n = Exponente de saturacin
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19
El factor de cementacin (a) es un indicador de la regularidad de la geometra de
los poros, el exponente de cementacin o porosidad (m) refleja la dificultad del
paso de fluidos por el espacio poroso interconectado, el exponente de saturacin
(n) expresa el incremento de la resistividad debido a la distribucin de fluidos no
conductivos (petrleo-gas) en los espacios porosos9.
1.4.3.5 Resistividad del Agua (Rw)
La resistividad del agua (Rw) es un factor que nos permite calcular la saturacin
de fluido presente en el reservorio.
Para calcularla, en este caso, se utiliz datos de salinidad, temperatura y
profundidad de la formacin, utilizando la siguiente ecuacin:
,, 0,0123 ,, (Ec. 1.19)Donde:
RwTf = Resistividad del agua a la temperatura de la formacin, ohm-m
Salinidad = del agua de formacin (vara de acuerdo al reservorio), ppm
Tsup = temperatura de superficie, F
Tf = temperatura de fondo, F
1.4.3.6 Salinidad
Para el uso de la carta Gen-6 (Anexo 1.1) es necesario conocer la temperatura
del reservorio y la salinidad expresada en partes por milln de Cloruro de Sodio
(ppm NaCl). Los datos de salinidad reportados por el Laboratorio de Corrosin se
expresan en partes por milln de ion Cloro (ppm Cl-), por lo tanto, deben ser
transformados (a ppm NaCl) multiplicndolos por un factor de 1.65.
9CARAGUAY NYDIA, Actualizacin De Reservas Y Prediccin Del Comportamiento Productivo Del CampoYuca, 2005
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20
En el estudio elaborado se calcul un valor promedio de salinidad para cada
arena en funcin de los datos disponibles y se los mantuvo constantes para todos
los pozos. Los valores de salinidad utilizados se muestran en la Tabla 1.3.
TABLA 1.3Salinidades de los Yacimientos
Fuente: Laboratorio de Corrosin Auca
Elaborado por:Darwin Calvopia; Daniel Palma.
La Temperatura de fondo y de superficie utilizada en los pozos fue tomada del
encabezado de cada uno de los registros elctricos, y se calcul un gradiente
geotrmico (GG) para cada pozo, el mismo que se calcula con la siguiente
ecuacin:
(Ec. 1.20)Donde:
GG = Gradiente geotrmico, F/pie
Tf = Temperatura de fondo, F
Tsup= Temperatura de superficie, F
Prof.t= Profundidad total, pies
Se asume una densidad de la matriz de 2.65 g/cm3y la del fluido de 1 g/cm3. Los
valores de Resistividad del agua (Rw) fueron los determinados a partir de los datos
I () NC ()
HI 1337 2206
H 6233 10285
29761 49106
40841 67388
AENA ALINIDAD
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de salinidad de los diferentes pozos adems de comparar con la tcnica de
PickettPlot, en las arenas limpias para cada uno de los pozos del campo.10
1.4.3.7 Volumen de Arcilla
El volumen de arcilla es un indicador que permite determinar si una arena es
limpia o no. Adems da un estimado de la cantidad de arcilla presente en una
formacin. El clculo de volumen de arcilla se lo realiz mediante las curvas GR y
Neutron-Density, dependiendo de las herramientas con las que se cuente en los
diferentes perfiles de los pozos.
Registros de Rayos Gama
La curva de Rayos Gamma permite estimar la fraccin de arcilla (VCL) en arenas
que no contienen materiales radioactivos, mediante la siguiente ecuacin:
V
(Ec. 1.21)
Donde:
VCL = Volumen de arcilla, fraccin
GR = Lectura del perfil frente al nivel o arena en estudio
GRclean = Lectura del perfil frente a una formacin considerada limpia
GRclay = Lectura del perfil frente a una arcilla o lutita vecina
Crossplot Densidad de Formacin Neutrnico
La combinacin de estos perfiles es de gran utilidad como indicador de arcilla,
cuando, independientemente de la distribucin, los parmetros de la matriz de la
formacin son conocidos y relativamente constantes11.
10GARCIA JULIO, RODRGUEZ PAULO, Actualizacin de reservas del campo Cononaco, 2011, pg. 36.11ANDRADE FIDEL, Actualizacin de reservas y prediccin del comportamiento productivo de los camposCulebra-Yulebra, 2009, pg. 24.
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Para una formacin cualquiera tenemos que:
(Ec. 1.22)
(Ec. 1.23)Donde:
N = Porosidad del perfil neutrnico
D = Porosidad del perfil de densidad de formacin
e = Porosidad efectivaVCL = Volumen de arcillaNCL = Porosidad del perfil neutrnico frente a una arcilla o lutita vecina.DCL =Porosidad del perfil de densidad de formacin frente a una arcilla olutita vecina.
Resolviendo el sistema formado por las ecuaciones (1.22) y (1.23), obtenemos
e
y VCLsin tener en cuenta la distribucin o tipo de arcilla presente.
Para una evaluacin ms detallada se debe representar los valores obtenidos de
los perfiles de porosidad (bvs. No Dvs. N) sobre un grfico cruzado (Cross-Plot). ste mtodo proporciona buenos resultados cuando la matriz es caliza.
VCLAV (Promedio Gamma Ray Densidad Neutrn)
El VCLAV es obtenido realizando un promedio aritmtico entre el volumen de
arcilla calculado con el Gamma Ray y el calculado mediante Crossplot Densidad
de Formacin - neutrnico12
12GARCA JULIO, RODRGUEZ PAULO, Actualizacin de reservas del campo Cononaco, 2011,pg. 37.
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23
1.4.3.8 Valores de corte (Cut Off)
Los valores de corte se definen como un valor especfico aplicado a los
parmetros del reservorio para separar la formacin en zonas de pago (zona de
inters)13. Los valores de corte, tanto de porosidad, volumen de arcilla y
saturacin de agua nos indican la calidad de reservorio que se tiene y permiten
establecer los lmites dentro de los cuales consideramos a los reservorios como
zonas de pago.
Los valores utilizados, por EP Petroecuador, para la evaluacin son los
siguientes:
Porosidad efectiva PHIE 0.08
Saturacin de Agua Sw0.50
Volumen de Arcilla Vsh0.50
1.4.4 RESULTADOS DE LAS CARACTERSTICAS PETROFSICAS DEL
CAMPO.
Se presenta el resumen de los parmetros petrofsicos (obtenidos del ltimo
estudio petrofsico realizado por EP Petroecuador) del campo utilizando tablas
dinmicas de Excel (Ver Tabla 1.4).
TABLA 1.4Resultado de las caractersticas petrofsicas del campo Yuca
DATOS PROMEDIOSARENA Gross Net Phi Sw VCL
BASAL TENA 30.213 0.000 ----- ----- -----
U SUPERIOR 80.131 8.060 0.193 0.378 0.311
U INFERIOR 35.631 25.429 0.166 0.181 0.167
T SUPERIOR 67.881 11.250 0.178 0.357 0.251
T INFERIOR 40.714 20.566 0.142 0.252 0.184
HOLLN SUPERIOR 36.000 14.143 0.135 0.333 0.262
HOLLN INFERIOR 123.107 21.381 0.152 0.335 0.164
Fuente: Coordinacin de Desarrollo EP Petroecuador.
Elaborado por: Darwin Calvopia; Daniel Palma.
13CONSENTINO LUCA, Integrated Reservoir Studies, Editorial Technip. Francia 2001. Pg. 139.
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1.4.5 TOPES Y BASES
Del anlisis de registr
secuencial se definiero
principales reservorios
arenosos U y T, los mi
regionales de la caliza
por el marcador de la c
caliza C (Ver Tabla 1.5
estructural al tope de U i
FIGURA 1.5Mapa de co
Fuente: Coordinacin de
s elctricos, y aplicando los criterio
los topes y bases de las unidades q
e la Formacin Napo, que definen los
smos que se encuentran bien definido
, Caliza B y las areniscas de la formaci
urva litolgica del GR, que define el to
); y la ubicacin de los pozos en el
nferior se muestra en la Figura 1.5
ntorno estructural al tope del reservorio
esarrollo EP Petroecuador.
LEYENDA
POZOS PERFORADOS
POZOS PROPUESTOS
24
de estratigrafa
ue presentan los
principales ciclos
por marcadores
n Holln definido
e de la conocida
apa de contorno
inferior
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1.4.6 RESULTADOS DE LAS CARACTERSTICAS PVT DEL CAMPO.
Las variables PVT (PRESIN-VOLUMEN-TEMPERATURA), se cambian
gradualmente con la finalidad de conocer el comportamiento de parmetros como:
la Presin de burbuja, Razn Gas en solucin-petrleo, Factor volumtrico del
petrleo, Viscosidad del petrleo, Densidad del petrleo.
Las muestras para estas pruebas de preferencia deben ser tomadas a
condiciones de yacimiento, ya que si son tomadas en superficie el petrleo puede
haber perdido importantes cantidades de gas con lo cual los resultados son
afectados.
En la Tabla 1.6, se presentan las principales propiedades de los fluidos de cada
uno de los reservorios.
TABLA 1.6Resultados del anlisis PVT
Fuente:Archivo Tcnico EP Petroecuador.
Elaborado por:Darwin Calvopia; Daniel Palma.
1.4.7 BUILD UP DE LOS POZOS
Son pruebas de incremento de presin realizadas a un pozo que ha estado
produciendo por un periodo de tiempo, luego del cual es cerrado. Las presiones
de fondo durante el cierre son monitoreadas y grabadas, posteriormente se
descargan a un software de anlisis de presiones con la finalidad de estimar
propiedades de la roca, fluido y pozo tales como: la permeabilidad de la
formacin, presin del reservorio, presin de fondo fluyente, dao causado a la
formacin durante la perforacin y completacin del pozo, ndice de productividad,etc. (Ver Anexo 1.3).
AEA () B (B/BF) () B
(B/BF)
G
(C/B)
01 HLLIN 4749 1,07773 6,4 160 1,1051 50
01 HLLIN I 4332 1,07773 6,2 160 1,1051 50
01 4011 1,145 3,04 820 1,164 197
02B 4040 N 29,7 860 1,12 131
07 3800 1,1375 14,77 820 1,1673 124
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1.4.7.1 Presiones.
Las presiones a lo largo de la historia productiva del campo han sido obtenidas de
pruebas de Build Up que se llevaron a cabo en diferentes etapas de la vida del
campo, basados en estos anlisis se pudo establecer una relacin de presin vs
tiempo para cada arena productora (Ver Figuras 1.6, 1.7, 1.8).
FIGURA 1.6Historial de presiones de reservorio para la arena U
Fuente:Coordinacin de Desarrollo EP Petroecuador.
Elaborado por:Darwin Calvopia; Daniel Palma.
FIGURA 1.7Historial de presiones de reservorio para la arena T
Fuente:Coordinacin de Desarrollo EP Petroecuador.Elaborado por:Darwin Calvopia; Daniel Palma.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
AEA
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
AEA
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FIGURA 1.8Historial de presiones de reservorio para la arena HOLLN
Fuente:Coordinacin de Desarrollo EP Petroecuador.
Elaborado por:Darwin Calvopia; Daniel Palma.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
AEA H
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CAPITULO 2
ANLISIS DE LA SITUACIN ACTUAL DEL CAMPO
YUCA
2.1 TIPOS DE COMPLETACIN
Existen dos tipos de completaciones para los pozos que se han perforado en el
Campo Yuca: verticales y direccionales (Ver Anexo 2.1).
2.1.1 POZOS VERTICALES
Son aquellos que se perforan perpendicularmente a un plano horizontal del
yacimiento con un ngulo de inclinacin entre 0 y 7 grados respecto a la vertical,
estos pozos ayudan a producir a lo ancho del pozo.
En el Campo Yuca existen 18 pozos verticales que son: Yuca 01, Yuca 01B,
Yuca 02 , Yuca 02B, Yuca 03, Yuca 04, Yuca 05, Yuca 06, Yuca 07, Yuca 08,
Yuca 09, Yuca 10, Yuca 12, Yuca 13, Yuca 14, Yuca 15, Yuca 16, Yuca 17, los
cuales fueron perforados hasta una profundidad aproximada de 10100 pies (MD)
completados con casing de revestimiento superficial de 10 3/4, casing deproduccin de 7 y tubera de produccin de 3 .
2.1.2 POZOS DIRECCIONALES
Son pozos perforados con un ngulo de inclinacin respecto a la vertical entre 7 y
60 grados (perforacin desviada).
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En el Campo Yuca existen 7 pozos direccionales que son: Yuca 19D, Yuca 20D,
Yuca 21D, Yuca 22D, Yuca 23D, Yuca 24D, Yuca 25D, los cuales fueron
perforados hasta una profundidad aproximada de 10600 pies (MD) completados
con casing de seguridad de 20, casing de revestimiento superficial de 13 3/8,
casing intermedio de 9 5/8, liner de produccin de 7, tubera de produccin de 3
.
2.1.3 PRUEBAS INICIALES
Las pruebas iniciales contienen datos de la produccin de agua y petrleo del
pozo en sus inicios, intervalos perforados y otros parmetros de importancia. Laspruebas de produccin correspondientes a este campo (Ver Anexo 2.2).
2.2 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS
Los historiales de reacondicionamiento o workover permiten conocer el
comportamiento de los pozos de petrleo desde que inicio su explotacin,
comenzando con la completacin de los mismos hasta su tratamiento pararestaurar o incrementar la produccin a travs de diferentes trabajos de
reacondicionamiento; los ms frecuentes para el campo Yuca son: cambio de
bombas electrosumergibles, cementaciones o squeeze para el control de avances
de agua, punzonamientos y repunzonamientos a las zonas de inters,
estimulaciones con HCl, pesca de equipos desplazados, cambio de completacin
por comunicacin tubing-casing, tratamientos antiescala, entre otros.
En el Anexo 2.3 se presenta un resumen de los trabajos de reacondicionamiento
realizados.
2.3 SISTEMAS DE PRODUCCIN
El Sistema de Produccin del Campo Yuca es nicamente por Bombeo
Electrosumergible. Cabe mencionar que para este proyecto de titulacin no seconsidera un cambio de sistema de produccin por los altos costos que esto
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conllevara; todas las propuestas para incrementar la produccin de petrleo que
posteriormente se plantean estn basadas en el sistema anteriormente
mencionado.
2.3.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
El sistema de bombeo electrosumergible tiene como funcin principal
proporcionar energa adicional al fluido proveniente del yacimiento mediante la
rotacin centrfuga de bombas multi-etapas, en donde el caudal es controlado
mediante el uso de variadores de frecuencia instalados en la superficie.
Este mtodo puede utilizarse para producir fluidos de alta viscosidad, crudos con
gas y pozos con alta temperatura.
El sistema de bombeo electrosumergible es un mecanismo integrado de
levantamiento artificial, considerado como un medio eficiente y econmico para
producir altos volmenes de fluido a grandes profundidades en una variedad de
condiciones de pozo.
2.3.1.1 Principio de funcionamiento.
Utiliza una bomba centrfuga ubicada en el subsuelo para levantar fluidos
aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estacin de flujo.
Se basa en el principio de centrifugacin de fluidos, un rotante gira a altavelocidad y expulsa el fluido hacia la periferia del rotor donde es ingresado a una
tubera de descarga, este tipo de bombas tienen diferentes estados de
centrifugacin, es decir, no es un solo rotor, si no varios que colocados en formas
sucesivas uno sobre el otro y alimentndose entre ellos para ganar mayor
presin.
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2.3.1.2 Ventajas Y Desventajas del sistema de bombeo electrosumergible
Ventajas:
Los costos de levantamiento para grandes volmenes son bajos.
Puede ser usado en pozos verticales y desviados.
Pueden manejar grandes tasas de produccin.
Requiere de un bajo mantenimiento.
Se facilita el monitoreo de presiones y temperaturas de fondo del hoyo, a
travs del uso de sensores.
Puede ser manejado en pozos con grandes cortes de agua y baja relacingas-lquido.
Alta resistencia en ambientes corrosivos dentro del hoyo
Fcil aplicacin de tratamientos contra la corrosin y formaciones de
escala.
Desventajas:
Es imprescindible la corriente elctrica, se requiere de altos voltajes.
Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas.
Los cables dificultan el corrido de la tubera de produccin.
No es recomendable usar cuando hay alta produccin de slidos.
No es funcional a altas profundidades debido al costo del cable, a posibles
problemas operacionales y a los requerimientos de alta potencia de
superficie. Con la presencia de gas libre en la bomba, no puede funcionar ya que
impide el levantamiento.
Las bombas estn afectadas por: temperatura de fondo y produccin de
arena.
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2.3.1.3 Descripcin del E
Un sistema de bombe
principales:
Equipos de Supe
Equipos de Subs
Cables
La Figura 2.1 muestra
de los sistemas de supe
FIGURA 2.1Diagrama e
Fuente: Centrilift.
uipo del Sistema de Bombeo Electrosume
o electrosumergible se puede dividir
ficie
elo
n diagrama esquemtico de los equip
ficie y de fondo.
squemtico de los equipos de superficie
33
gible
en tres grupos
s que conforman
y fondo
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Equipos de superficie
El equipo tpico de superficie comprende de un transformador primario, un panel
de control del motor (Switchboard o variador de frecuencia), un transformador
secundario (en caso de que se use un variador de frecuencia), una caja de venteo
y un cabezal del pozo.
Cabezales.- Tienen el propsito de suspender el revestidor (casing) y la sarta de
tubera de produccin, aislar anulares entre revestidor y tubing y proveer un medio
de conduccin entre el pozo y las conexiones de superficie.
Pueden ser de varios tipos, de los cuales, los ms comnmente utilizados son:
Tipo Hrcules, para baja presin
Tipo Roscado, para alta presin
Transformador primario.- Este componente se utiliza para reducir el voltaje de la
fuente primaria a un voltaje que pueda ser manejado por el panel de control o porel variador de frecuencia. Se puede utilizar un solo transformador trifsico o un
conjunto de tres transformadores monofsicos.
Panel de Control.- Es el componente desde el que se gobierna la operacin del
motor en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control que se desea
tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos al
tablero, este puede consistir en un arrancador de motor, proteccin porsobrecarga y baja carga, una llave manual para desconectarlo, retardo en el
tiempo y un ampermetro registrador. Este panel entrega el voltaje requerido por
el motor de fondo.
Variador de frecuencia.- Es un dispositivo diseado e instalado para cambiar la
frecuencia de la corriente que alimenta al motor, por lo tanto modificar su
velocidad angular para obtener un rendimiento ptimo del equipo
electrosumergible. El rango de ajuste de la frecuencia es de 30 Hz a 90 Hz, lo que
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35
implica un amplio rango de velocidades y por lo tanto de caudales que se pueden
manejar con un mismo equipo de fondo. Si se utiliza un variador, un
transformador secundario ser requerido, puesto que el voltaje entregado no es el
que requiere el motor de fondo.
Transformador secundario.- Se lo utiliza si se instala un variador de frecuencia,
para elevar el voltaje hasta los requerimientos del motor. Puede ser un solo
transformador trifsico o un banco de tres transformadores monofsicos.
Caja de venteo.-Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el
tablero de control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficialy alcanzar la instalacin elctrica en el tablero y ocasionar una explosin. En la
caja de venteo o de unin, los conductores del cable quedan expuestos a la
atmsfera evitando esa posibilidad (Ver Figura 2.2).
FIGURA 2.2Diagrama ilustrativo de la caja de venteo
Fuente:http://www.monografias.com/trabajos63/levantamiento-artificial
bombeo/levantamiento-artificial-bombeo2.shtml
Equipos de Subsuelo
Son aquellas piezas o componentes que operan instalados en el subsuelo. Las
compaas de bombeo electrosumergible se especializan en la fabricacin deestos equipos.
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Bomba
El corazn del sistema d
Figura 2.3).Estas bomb
de cada aplicacin espe
Difusor. El impulsor da
energa cintica en ENE
FIGURA 2.3Bomba mul
Fuente: Centrilift.
Succin
Esta es la puerta de acc
pueda desplazarlos has
intakes de bombas, com
e bombeo electrosumergible es la Bom
s son del tipo Multi-Etapas y el nmero
cfica. Cada ETAPA est formada por
al fluido ENERG A CIN TICA y el Dif
RG A POTENCIAL (Altura de elevacin
ietapas
eso de los fluidos del pozo hacia la bom
a la superficie. Existen dos tipos bsic
o se muestra en la Figuras 2.4 y Figura
36
a Centrfuga (Ver
e estas depende
un Impulsor y un
sor cambia esta
cabeza).
ba, para que esta
s de succiones o
.5.
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FIGURA 2.4 Separador
Fuente: Centrilift.
FIGURA 2.5 Succin est
Fuente: Centrilift.
Las succiones estnda
ingreso de los fluidos de
extremo del sello al eje
Los separadores de gas
bomba, tiene la finalid
contenido en estos fluid
e gas
ndar
r solamente cumplen con las funcion
l pozo a la bomba y transmitir el movimi
e la bomba.
, adems de permitir el ingreso de fluid
d de eliminar la mayor cantidad del
s.
37
s de permitir el
ento del eje en el
s al interior de la
gas en solucin
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Secciones Sellantes
Estos equipos tambin
2.6).
Las principales funcione
Evitar el ingreso
Absorber los emp
Equilibrar la presi
Adems, sirve de
FIGURA 2.6Seccin sel
Fuente: Centrilift.
Motor
Es un motor trifsico, de
a los utilizados en aplic
Las tres fases son con
estrella en el interior de
e los conoce con el nombre de Prote
de los sellos son:
e fluidos (agua) del pozo al interior del
ujes descendentes y ascendentes de la
n interna del motor con la presin del p
vnculo mecnico entre el motor y la bo
lante
induccin tipo JAULA DE ARDILLA, de
ciones de superficie, como se presenta
ectadas al bobinado del motor, el qu
ste, la cual trata de estabilizar un punto
38
tores (Ver Figura
otor.
omba.
zo.
ba.
dos polos, similar
en la Figura 2.7.
termina en una
neutro.
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FIGURA 2.7Corte trans
Fuente: Centrilift.
Los motores se seleccio
el dimetro interior disp
demanda una potencia
pueden montarse en ta
potencia.
Cables
La unin elctrica entre
equipos de control en s
tipos de cables en una i
Extensin de Cab
Cable de Potenci Conectores de S
Para la seleccin del tip
Temperatura de s
Presin mxima
Relacin Gas Pet Presencia de age
ersal de un motor de fondo
an de acuerdo a la potencia demandad
onible en el revestidor. Si por alguna
mayor a la del motor para una serie d
dems de dos o tres motores, duplican
los equipos descritos, instalados en
uperficie son los cables (Ver Figura 2.
stalacin de bombeo electrosumergible:
le Plano
perficie
adecuado de cable es necesario tener
ubsuelo
el sistema
rleo del fluidontes corrosivos en el fluido
39
a por el sistema y
razn, el sistema
terminada, estos
o o triplicando la
l subsuelo, y los
). Existen varios
n cuenta:
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FIGURA 2.8Tipos de ca
Fuente: Centrilift.
2.4 FACILIDADES D
El Campo Yuca al mo
capacidad de procesami
Las instalaciones de pro
Un manifold de di
Un separador hor
Un separador hor
Un separador hor
Un tanque de lav
Un tanque de rep
Una Bota de Gas.
Una planta de pro
Un tanque de alm
Un tanque de alm
Un Mechero.
Dos tanques de
de 500 Bls c/u.
Sistema
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