cd-4186producccion
DESCRIPTION
produccionTRANSCRIPT
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS
ESTUDIO PARA OPTIMIZAR EL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
DEL ÁREA LAGO AGRIO
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS
GOYES PIARPUEZÁN SEGUNDO HUMBERTO [email protected]
HINOJOSA RUIZ JENNIFER PAMELA
DIRECTOR: ING.ÁNGEL FERNANDO USHIÑA PUMA MSc. [email protected]
Quito, Marzo 2012
II
DECLARACIÓN
Nosotros, Segundo Humberto Goyes Piarpuezán, Jennifer Pamela Hinojosa Ruiz,
declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que
no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y
que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este
documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
la normatividad institucional vigente.
SEGUNDO HUMBERTO GOYES PIARPUEZÁN
JENNIFER PAMELA HINOJOSA RUIZ
III
CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Segundo Humberto Goyes
Piarpuezán y Jennifer Pamela Hinojosa Ruiz, bajo mi supervisión.
Ing. Ángel Ushiña MSc DIRECTOR DE PROYECTO
IV
AGRADECIMIENTOS Agradezco a Dios nuestro Padre maravilloso, por permitirme cumplir una meta más en mi vida y por estar conmigo en todos los momentos que he pasado, pero sobre todo en los más difíciles.
Un especial agradecimiento a cada uno de los que son parte de mi familia a mi padre Marco Hinojosa, a mi madre Paulina Ruiz, a mi hermana Stephany y a mi hermano Richard; por siempre haberme dado su fuerza y apoyo incondicional que me han ayudado y llevado hasta donde estoy ahora.
A Humberto, mi compañero del proyecto de titulación y excelente amigo porque en todo momento ha sido un excelente apoyo y colaborador en el desarrollo de este proyecto.
A la Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional, y a todos los ingenieros por su gran aporte a la Educación Superior, quienes me impartieron todos sus conocimientos para formarme como una excelente profesional.
Al Ingeniero Ángel Ushiña, nuestro tutor del proyecto de titulación, quien estuvo dispuesto a ayudarnos cundo lo necesitábamos y nos guió acertadamente en este proyecto.
De igual manera agradezco a todos mis compañeros y a las grandes amistades que formé a lo largo de estos años de estudio, quienes estuvieron conmigo en las etapas buenas y malas de mi vida.
Finalmente agradezco a EP PETROECUADOR, especialmente al personal que conforma el Área Lago Agrio, quienes nos brindaron las facilidades para obtener toda la información necesaria para el desarrollo de este proyecto.
Jennifer Hinojosa Ruiz.
V
AGRADECIMIENTOS A Dios, quien ha sido siempre el guía de mi vida, quien me da fortaleza, sabiduría y sobre todo por permitirme formar parte de una familia única y especial, que para mí es la mejor familia del mundo, además quiero agradecer a Dios por rodearme de personas muy nobles y solidarias, que siempre me han tendido la mano. A mis padres, Segundo Goyes y Patricia Piarpuezán, desde el fondo de mi corazón, quiero extenderles un inmenso agradecimiento, porque, siempre he sentido su amor y apoyo incondicional, por sus precisos y sabios consejos, porque gracias a ellos nunca me ha faltado nada, también gracias por darme lo más valioso de mi vida, mis hermanos y mi hermana. A Cristian, Karolina y Francisco, quiero agradecerles por existir, porque estando con ellos nunca me siento solo, por sus alegrías y tristezas, que llenan mi vida de entusiasmo y felicidad. A mis abuelitas y mi abuelito, que siempre me dieron cariño y apoyo desinteresado, también quiero agradecer a TODA mi familia, porque siempre fueron solidarios y me dieron ánimo para continuar con mi carrera. A Pamela Hinojosa y a toda su familia, por ser solidarios, amables y por abrirme las puertas de su hogar. Al Ing. Ángel Ushiña, por su colaboración al dirigir este proyecto con responsabilidad y respeto. A la Escuela Politécnica Nacional, la mejor universidad del país, conformada por excelentes docentes que impartieron, sus conocimientos y experiencias, que colaboraron con mi formación profesional. A EP PETROECUADOR, sobre todo a los funcionarios de Ingeniería de Lago Central y la Coordinación de Producción y Desarrollo del Área Lago Agrio, por la colaboración en el desarrollo del presente proyecto. A mis amigos y compañeros, por brindarme apoyo incondicional, confianza y amistad sincera.
Humberto G. goyesjr
VI
DEDICATORIA
A mis papis, Marco y Paulina, por todo el amor que me han transmitido desde que formé parte de su vida, por todo lo bueno que me impartieron para ser una excelente persona, dejando a un lado el egoísmo y ayudando a los demás.
A mi hermana Stephany por ser la mejor de mis amigas, quien me ha brindado su apoyo incondicional y a la vez ha sido una parte fundamental en mi crecimiento como persona y a mi hermano Richard, por todas las alegrías que me ha brindado porque aunque nos separe unos kilómetros siempre estuvo presente en mi vida.
A mi abuelita, Erlinda Morales y a mis abuelitos Raúl Hinojosa y Carlos Ruiz, por sus consejos sabios que me han brindado a lo largo de mi crecimiento y a mis abuelitas que ya no forman parte de este mundo Delia Ramírez, Rosario Darquea y Lucila Balseca, a quienes las recuerdo con mucho amor, por todo lo que vivimos juntas.
A toda mi familia; tíos, tías, primos, primas, quienes estuvieron pendientes en todo momento y a quienes agradezco infinitamente, por todos sus conocimientos que me supieron impartir.
A Humberto, por ser la persona que más apoyo me brindó en aquellos momentos cuando ya no podía más, gracias por ser el mejor de los amigos.
A mis amigas, Verónica y Araceli, por todas las alegrías que vivimos juntas.
Jennifer Hinojosa Ruiz.
VII
DEDICATORIA
A Dios…. ….por su protección, amor y bondad.
A mis padres….
….porque los admiro, respeto y amo con todo mi corazón.
A mis hermanos, Cris, Karo y Pancho….
….por ser la fuente de mi inspiración y las ganas de vivir.
A Pamela… ….por ser parte de mi vida y mi
corazón y por estar siempre,cuando más la necesité.
A mis amigos, Manuel y Francisco… ….por el ánimo, las alegrias y
porque más que amigos son mis hermanos.
Humberto G. Goyesjr
VIII
CONTENIDO CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO Y FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA TECNOLOGÍA DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ................................................ 1
1.1 DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL ÁREA LAGO AGRIO............... 1
1.1.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 1
1.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ................................................................................ 3
1.1.2.1 CAMPO LAGO AGRIO ..................................................................................... 4
1.1.2.2 CAMPO GUANTA ............................................................................................ 5
1.1.2.3 CAMPO PARAHUACU ..................................................................................... 6
1.1.3 ESTRUCTURA .................................................................................................... 6
1.1.3.1 CAMPO LAGO AGRIO ..................................................................................... 6
1.1.3.2 CAMPO PARAHUACU ..................................................................................... 8
1.1.3.3 CAMPO GUANTA-DURENO ........................................................................ ..10
1.1.4 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA DE LOS RESERVORIOS
PRODUCTORES ............................................................................................... 12
1.1.4.1 CAMPO LAGO AGRIO ................................................................................... 12
1.1.4.2 CAMPO PARAHUACU ................................................................................... 14
1.1.4.3 CAMPO GUANTA-DURENO .......................................................................... 15
1.1.5 DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LA
ROCA Y FLUIDO DEL ÁREA LAGO AGRIO ...................................................... 17
1.1.5.1 CAMPO LAGO AGRIO ................................................................................... 17
1.1.5.1.1 CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LAS ROCAS
PRODUCTORAS ...................................................................................... 17
1.1.5.1.2 CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ................ 17
1.1.5.2 CAMPO GUANTA .......................................................................................... 18
1.1.5.2.1 CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LAS ROCAS
PRODUCTORAS ...................................................................................... 18
1.1.5.2.2 CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ................ 18
1.1.5.3 CAMPO PARAHUACU ................................................................................... 19
IX
1.1.5.3.1 CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LAS ROCAS
PRODUCTORAS ...................................................................................... 19
1.1.5.3.2 CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ................ 19
1.1.6 RESERVAS ........................................................................................................ 20
1.1.6.1 PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (POES) .................................................... 20
1.1.6.2 RESERVAS PROBADAS ............................................................................... 20
1.1.6.3 RESERVAS PROBABLES ............................................................................. 21
1.1.6.4 RESERVAS ACTUALES DEL ÁREA LAGO AGRIO ...................................... 21
1.1.7 PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS ............................................................... 22
1.1.7.1 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES EN EL ÁREA LAGO AGRIO ............ 25
1.1.8 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA EN LOS RESERVORIOS ........ 39
1.1.9 TIPOS DE EMPUJE EN EL ÁREA LAGO AGRIO .............................................. 34
1.2 MECANISMOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ........................................... 34
1.2.1 CONSIDERACIONES TEÓRICAS ...................................................................... 34
1.2.1.1 BOMBEO MECÁNICO ................................................................................... 35
1.2.1.2 BOMBEO HIDRÁULICO ................................................................................ 35
1.2.2 SITUACIÓN ACTUAL DE LAS ESTACIONES Y LOS SISTEMAS DE
PRODUCCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO ......................................................... 36
1.2.2.1 ESTADO Y DISTRIBUCIÓN DE LOS POZOS DE ACUERDO AL SISTEMA
DE PRODUCCIÓN ..................................................................................... 36
1.2.2.2 ESTADO ACTUAL DE LA PRODUCCIÓN POR ESTACIONES Y
MÉTODOS .................................................................................................... 56
1.2.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ..................................................................... 59
1.2.3.1 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DEL ÁREA LAGO AGRIO ............ 60
1.2.3.1.1 TRATAMIENTO QUÍMICO PARA LA REINYECCIÓN DE AGUA EN
EL ÁREA LAGO AGRIO........................................................................... 61
1.2.3.2 SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL ÁREA LAGO AGRIO ............ 62
1.3 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA TECNOLOGÍA DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES) ...................................................................... 63
1.3.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 63
X
1.3.2 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUPERFICIE ............................................. 65
1.3.2.1 CABEZAL DE POZO ...................................................................................... 65
1.3.2.2 CAJA DE CONEXIONES (VENTEO) ............................................................. 66
1.3.2.3 CONTROLADORES DEL MOTOR ................................................................. 67
1.3.2.3.1 PANEL DE CONTROL DE VELOCIDAD FIJA ........................................... 68
1.3.2.3.2 CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE (VSD) .............................. 68
1.3.2.3.3 ARRANCADOR SUAVE ............................................................................ 69
1.3.2.4 TRANSFORMADORES ................................................................................. 70
1.3.2.4.1 TRANSFORMADOR PRIMARIO (REDUCTOR) ....................................... 71
1.3.2.4.2 TRANSFORMADOR SECUNDARIO (ELEVADOR) .................................. 71
1.3.3 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUBSUELO ............................................... 72
1.3.3.1 MOTOR ELECTROSUMERGIBLE ................................................................. 73
1.3.3.1.1 SERIE DEL MOTOR ................................................................................. 75
1.3.3.2 PROTECTOR O SECCIÓN SELLANTE (SELLO) .......................................... 76
1.3.3.3 BOMBA ELECTROSUMERGIBLE ................................................................. 78
1.3.3.3.1 ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE RENDIMIENTO LAS BOMBAS
ELECTROSUMERGIBLES ....................................................................... 80
1.3.3.4 CABLE ELÉCTRICO DE EXTENSIÓN DEL MOTOR (MOTOR LEAD
EXTENSIÓN – MLE) ................................................................................... 82
1.3.3.5 CABLE DE POTENCIA (POWER CABLE) ..................................................... 83
1.3.3.6 SEPARADOR DE GAS .................................................................................. 84
1.3.4 EQUIPOS ADICIONALES ................................................................................... 86
1.3.4.1 SENSOR DE FONDO .................................................................................... 86
1.3.4.2 CENTRALIZADOR ......................................................................................... 87
1.3.4.3 SUCCIÓN O INTAKE ..................................................................................... 87
1.3.4.4 DESCARGA ................................................................................................... 88
1.3.4.5 VÁLVULA DE RETENCIÓN (CHECK VALVE) ............................................... 88
1.3.4.6 VÁLVULA DE DRENAJE O PURGA (DRAIN VALVE).................................... 89
1.3.4.7 Y - TOOL O BYPASS ..................................................................................... 89
XI
1.3.4.8 FLEJE O SUNCHOS ..................................................................................... 90
1.4 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE UN SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ............................................................................... 90
1.4.1 VENTAJAS ......................................................................................................... 90
1.4.2 DESVENTAJAS .................................................................................................. 91
CAPÍTULO 2 ANÁLISIS TÉCNICO PARA LA SELECCIÓN DE POZOS DE LOS DIFERENTES SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO ........................................... 92
2.1 CONSIDERACIONES TÉCNICAS PARA LA SELECCIÓN DE LOS POZOS ........ 92
2.1.1 PRODUCCIÓN AL PUNTO DE BURBUJA.......................................................... 95
2.1.2 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD............................................................................ 95
2.1.3 CÁLCULO DE RESERVAS REMANENTES POR EL MÉTODO DE CURVAS
DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN ............................................................. 96
2.1.4 RELACIÓN GAS – PETRÓLEO (GOR) ............................................................... 97
2.1.5 PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN ............................................................. 98
2.1.6 EFICIENCIA ........................................................................................................ 98
2.1.7 MONITOREO ...................................................................................................... 98
2.1.8 INCREMENTO EN EL CORTE DE AGUA .......................................................... 99
2.1.9 CONTROL DE DEPÓSITO DE PARAFINA O ESCALA Y SITUACIÓN DE
CORROSIÓN O ABRASIÓN ............................................................................ 99
2.2 POZOS CON SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE SELECCIONADOS ......................................................................................... 99
2.2.1 DISPONIBILIDAD DE DATOS CONFIABLES ..................................................... 99
2.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO Y PRODUCCIÓN ..................... 100
2.3.1 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS
SELECCIONADOS .......................................................................................... 100
2.3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS .SELECCIONADOS ............ 101
2.4 ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS POZOS SELECCIONADOS ......................... 101
2.5 RECOPILACIÓN DE DATOS .......................................................................... 102
XII
CAPÍTULO 3 ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS SELECCIONADOS DEL ÁREA LAGO AGRIO .. 107
3.1 ANÁLISIS NODAL ......................................................................................... 107
3.1.1 SISTEMAS NODALES ...................................................................................... 108
3.1.1.1 CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA EN EL FONDO DEL
POZO: CURVAS VLP / IPR. ........................................................................ 111
3.1.2 SISTEMA PRODUCTOR TOTAL ...................................................................... 112
3.1.3 TEORÍA DEL ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE .................................... 115
3.1.3.1 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE POZOS CON BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE ............................................................................ 116
3.1.3.2 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA
DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BES ............................................ 117
3.1.3.3 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE EMPLEADO EN EL ANÁLISIS ............... 118
3.1.4 ANÁLISIS DE LOS POZOS CON SISTEMA DE BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE DEL ÁREA LAGO AGRIO ....................................... 122
3.1.4.1 ANÁLISIS POZO GTA-01 ............................................................................ 122
3.1.4.2 ANÁLISIS POZO GTA-23D .......................................................................... 127
3.1.4.3 ANÁLISIS POZO GTA-25D .......................................................................... 131
3.1.4.4 ANÁLISIS POZO GTA-41D .......................................................................... 135
3.1.4.5 ANÁLISIS POZO GTA-42D ......................................................................... 139
3.1.4.6 ANÁLISIS POZO LAG-25 ............................................................................. 143
3.1.4.7 ANÁLISIS POZO LAG-48D ......................................................................... 147
3.1.4.8 ANÁLISIS POZO PRH-10 ............................................................................ 151
3.1.4.9 ANÁLISIS POZO PRH-11 ............................................................................ 155
3.1.5 ANÁLISIS DE LOS POSIBLES PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN LOS
POZOS SELECCIONADOS ............................................................................ 159
3.1.5.1 PROBLEMAS DEL YACIMIENTO ................................................................ 159
3.1.5.2 PROBLEMAS EN EL EQUIPO BES ............................................................. 159
3.1.5.3 PROBLEMAS ELÉCTRICOS ....................................................................... 160
XIII
3.1.5.4 PROBLEMAS EN EL TUBING ..................................................................... 160
CAPÍTULO 4 IMPLEMENTACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN LOS POZOS SELECCIONADOS DEL ÁREA LAGO AGRIO ........................................................................................................................... 161
4.1 PROPUESTA TÉCNICA PARA OPTIMIZAR EL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA LOS POZOS SELECCIONADOS DEL ÁREA LAGO AGRIO ................................................................................... 161
4.1.1 DISEÑO DE UN SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE UTILIZANDO EL SOFTWARE SUBPUMP ............................................. 162
4.1.1.1 DATOS BÁSICOS ........................................................................................ 162
4.1.1.2 PASOS PARA EL DISEÑO DE EQUIPOS BES ........................................... 164
4.1.1.3 REDISEÑO DE EQUIPOS BES EN LOS POZOS SELECCIONADOS DEL
ÁREA LAGO AGRIO .................................................................................. 165
4.1.1.3.1 ALTERNATIVA TÉCNICA POZO GUANTA-23D ..................................... 166
4.1.1.3.1.1 ALTERNATIVA NO.1 PARA EL POZO GUANTA-23D ....................... 166
4.1.1.3.2 ALTERNATIVA TÉCNICA POZO GUANTA-25D ..................................... 171
4.1.1.3.2.1 ALTERNATIVA NO.1 PARA EL POZO GUANTA-25D ....................... 171
4.1.1.3.3 ALTERNATIVA TÉCNICA POZO GUANTA-41D ..................................... 175
4.1.1.3.3.1 ALTERNATIVA NO.1 PARA EL POZO GUANTA-41D ....................... 175
4.1.1.3.3.2 ALTERNATIVA NO.2 PARA EL POZO GUANTA-41D ....................... 179
4.1.1.3.4 ALTERNATIVA TÉCNICA POZO GUANTA-42D ..................................... 183
4.1.1.3.4.1 ALTERNATIVA NO.1 PARA EL POZO GUANTA-42D ....................... 183
4.1.1.3.4.2 ALTERNATIVA NO.2 PARA EL POZO GUANTA-42D ....................... 188
4.1.1.3.5 ALTERNATIVA TÉCNICA POZO LAGO AGRIO-25 ................................ 193
4.1.1.3.5.1 ALTERNATIVA NO.1 PARA EL POZO LAGO AGRIO-25 .................. 193
4.1.1.3.6 ALTERNATIVA TÉCNICA POZO PARAHUACU-10 ................................ 197
4.1.1.3.6.1 ALTERNATIVA NO.1 PARA EL POZO PARAHUACU-10 .................. 197
4.1.1.3.6.2 ALTERNATIVA NO.2 PARA EL POZO PARAHUACU-10 .................. 201
4.1.1.3.7 ALTERNATIVA TÉCNICA POZO PARAHUACU-11 ................................ 205
XIV
4.1.1.3.7.1 ALTERNATIVA NO.1 PARA EL POZO PARAHUACU-11 .................. 205
4.1.1.3.7.2 ALTERNATIVA NO.2 PARA EL POZO PARAHUACU-11 .................. 209
4.1.1.4 RESULTADOS DEL REDISEÑO DE EQUIPOS BES................................... 214
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO .............................................................................. 216
5.1 ANÁLISIS TÉCNICO ...................................................................................... 216
5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................................ 218
5.2.1 CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA ........................................ 218
5.2.1.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN O VPN) ........................................................ 218
5.2.1.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ......................................................... 219
5.2.1.3 RELACIÓN BENEFICIO - COSTO (B/C) ...................................................... 220
5.2.2 COSTOS DE PREPRODUCCIÓN .................................................................... 221
5.2.3 INGRESOS ....................................................................................................... 223
5.2.4 EGRESOS ........................................................................................................ 224
5.2.5 FUNDAMENTOS CONSIDERADOS EN EL ANÁLISIS ECONÓMICO.............. 224
5.2.6 CRONOGRAMA DE REACONDICIONAMIENTOS ........................................... 226
5.2.7 ESCENARIOS PROPUESTOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO ................. 227
5.2.7.1 ANÁLISIS ECONÓMICO – ESCENARIO # 1 ............................................... 227
5.2.7.2 ANÁLISIS ECONÓMICO – ESCENARIO 2 .................................................. 230
CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 235
6.1 CONCLUSIONES ........................................................................................... 235
6.2 RECOMENDACIONES ................................................................................... 239
GLOSARIO ......................................................................................................... 241
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 245
ANEXOS ............................................................................................................. 246
XV
ÍNDICE DE TABLAS No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
CAPÍTULO 1
1.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO LAGO AGRIO .................... 17
1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO LAGO AGRIO ................. 18
1.3 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO GUANTA .......................... 18
1.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO GUANTA ....................... 19
1.5 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO PARAHUACU .................... 19
1.6 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO PARAHUACU ................ 20
1.7 RESERVAS DEL ÁREA LAGO AGRIO AL 31 DE DICIEMBRE 2010 ................... 22
1.8 MATRIZ DE PRESIONES DE LOS POZOS DEL ÁREA LAGO AGRIO ................ 23
1.9 MATRIZ DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DEL ÁREA LAGO AGRIO AL 30/09/2011 .......................................................................................... 38
1.10 FORECAST SEPTIEMPRE 2011 ......................................................................... 56
1.11 PRODUCCIÓN POR MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO DEL ÁREA .................. 58
1.12 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO ............................. 59
1.13 ESTACIONES DE REINYECCIÓN DEL AGUA DEL ÁREA LAGO AGRIO........... 61
1.14 TRATAMIENTO QUÍMICO PARA LA REINYECCIÓN DE AGUA ......................... 62
1.15 DISPONIBILIDAD ENERGÉTICA DEL ÁREA LAGO AGRIO ............................... 63
1.16 SERIES Y RANGOS DE CAPACIDAD DE LOS MOTORES ................................ 76
1.17 EFICIENCIA DE SEPARACIÓN DE GAS ............................................................. 85
CAPÍTULO 2
2.1 REPORTE DE BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES DEL ÁREA LAGO AGRIO .................................................................................................................. 93
2.2 PRESIONES DE BURBUJA PROMEDIAS DE LAS ARENAS PRODUCTORA DEL ÁREA LAGO AGRIO .................................................................................... 95
2.3 RESERVAS REMANENTES DE LOS POZOS CON BES DEL ÁREA LAGO AGRIO .................................................................................................................. 97
2.4 POZOS SELECCIONADOS ............................................................................... 100
2.5 ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS POZOS SELECCIONADOS .......................... 100
2.6 RESULTADOS DE BUILD UP (B’UP) DE LOS POZOS SELECCIONADOS ...... 103
2.7 DATOS GENERALES DE LOS POZOS CON BES ............................................ 104
2.8 REPORTE SEMANAL DE BOMBAS ELÉCTRICAS ........................................... 106
XVI
No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
CAPÍTULO 3
3.1 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO GTA-01 ........ 123
3.2 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-01 .................................. 123
3.3 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO GTA-23D ...... 127
3.4 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-23D ............................... 127
3.5 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO GTA- 25D ..... 131
3.6 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-25D ............................... 131
3.7 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO GTA-41D ...... 135
3.8 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-41D ............................... 135
3.9 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO GTA-42D ...... 139
3.10 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-42D ............................... 139
3.11 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO LAG-25 ........ 143
3.12 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO LAG-25 .................................. 143
3.13 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO LAG-48D ...... 147
3.14 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO LAG-48D ................................ 147
3.15 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO PRH-10 ........ 151
3.16 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO PRH-10 .................................. 151
3.17 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO PRH-11 ........ 155
3.18 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO PRH-11 .................................. 155
CAPÍTULO 4
4.1 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA NO.1 POZO GTA-23D ................. 167
4.2 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES TA-1200 ... 168
4.3 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 23D ALTERNATIVA No.1 .......................................................................................... 168
4.4 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO GTA-25D .................. 171
4.5 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES TD-300 ..... 172
4.6 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 25D ALTERNATIVA No.1 .......................................................................................... 172
4.7 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 1 POZO GTA-41D ................. 175
4.8 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES D-950 ...... 176
4.9 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA- 41D ALTERNATIVA No.1 ......................................................................................... 176
4.10 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN DEL POZO GTA - 41D .......................................................................................................... 179
XVII
No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
4.11 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 - POZO GTA-41D ............... 181
4.12 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES DN-1100 ... 181
4.13 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA - 41D ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 182
4.14 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO GTA-42D .................. 184
4.15 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES D-950 ...... 185
4.16 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 42D .............. 185
4.17 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN DEL POZO
GTA - 42D .......................................................................................................... 189
4.18 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 POZO GTA-42D ................. 190
4.19 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES DN-1100 .. 191
4.20 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA- 42D ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 191
4.21 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO LAG-25 ..................... 193
4.22 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES AN-550 .... 194
4.23 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO LAG-25 ........................ 194
4.24 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO PRH-10 ..................... 197
4.25 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES DN-800D .. 198
4.26 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH-10 ........................ 198
4.27 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN DEL POZO PRH - 10 ............................................................................................................ 201
4.28 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 POZO PRH-10 .................... 203
4.29 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES DN-1100 ... 203
4.30 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH-10
ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 204
4.31 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO PRH-11 ..................... 206
4.32 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES FC-300 ..... 206
4.33 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH-11 ........................ 207
4.34 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN DEL POZO
PRH - 11 ............................................................................................................. 210
4.35 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 POZO PRH-11 .................... 212
4.36 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES AN-550 ..... 212
4.37 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH - 11 ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 213
4.38 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ......................... 215
XVIII
No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
CAPÍTULO 5
5.1 PROYECCIÓN PROPUESTA DE LOS POZOS SELECCIONADOS (ALTERNATIVA No. 1) ....................................................................................... 217
5.2 PROYECCIÓN PROPUESTA DE LOS POZOS SELECCIONADOS (ALTERNATIVA NO. 2) ...................................................................................... 217
5.3 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO............... 219
5.4 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DEL TIR .............................................. 220
5.5 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN (B/C) ...................... 220
5.6 COSTOS ESTIMADOS PARA CAMBIOS DE BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES DE LOS POZOS SELECCIONADOS OPCIÓN No.1 ..................................................................................................... 222
5.7 COSTOS ESTIMADOS PARA CAMBIOS DE BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES + REMOCIÓN DE DAÑO EN LA FORMACIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS – OPCIÓN NO. 2 ........................................... 222
5.8 COSTOS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS .................. 223
5.9 COSTOS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS PRODUCTORES ..................... 223
5.10 CRONOGRAMA DE TRABAJOS PROPUESTOS .............................................. 226
5.11 ESTIMACIÓN DE FUTUROS REACONDICIONAMIENTOS .............................. 227
5.12 DATOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 1 ........................... 228
5.13 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 1 ....................... 228
5.14 DATOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 2 ........................... 230
5.15 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 2 ....................... 231
5.16 ANÁLISIS ECONÓMICO DETALLADO-ESCENARIO # 1 .................................. 233
5.17 ANÁLISIS ECONÓMICO DETALLADO-ESCENARIO # 2 .................................. 234
CAPÍTULO 6
6.1 RESÚMEN DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO ........................... 239
XIX
ÍNDICE DE FIGURAS No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
CAPÍTULO 1
1.1 UBICACIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO ................................................................. 3
1.2 UBICACIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO .............................................................. 4
1.3 UBICACIÓN DEL CAMPO GUANTA ..................................................................... 5
1.4 UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU .............................................................. 6
1.5 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO LAGO AGRIO ............................................. 7
1.6 CAMPO LAGO AGRIO: SECCIÓN SÍSMICA PE-92-352E ..................................... 8
1.7 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO GUANTA .................................................... 9
1.8 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO PARAHUACU ........................................... 10
1.9 CAMPO PARAHUACU: SECCIÓN SÍSMICA PE92-352E .................................... 11
1.10 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LAGO AGRIO ............................... 13
1.11 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO GUANTA ..................................... 14
1.12 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO PARAHUACU ............................... 16
1.13 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Hs” (CAMPO LAGO AGRIO) ...................................................................................................... 26
1.14 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Hi” (CAMPO LAGO AGRIO) ...................................................................................................... 26
1.15 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Ui” (CAMPO GUANTA) ............................................................................................................. 27
1.16 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Ti” (CAMPO GUANTA) ............................................................................................................. 27
1.17 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “T” (CAMPO PARAHUACU) ...................................................................................................... 28
1.18 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “U” (CAMPO PARAHUACU) ...................................................................................................... 28
1.19 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO LAGO AGRIO ARENA “H” .......................................................................................................... 30
1.20 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO GUANTA ARENA “U” .......................................................................................................... 31
1.21 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO GUANTA ARENA “T” .......................................................................................................... 32
1.22 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO PARAHUACU ARENA “T” .......................................................................................................... 33
1.23 COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE .......... 64
XX
No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
1.24 CABEZAL DEL POZO CON BES ......................................................................... 66
1.25 CAJA DE CONEXIONES...................................................................................... 67
1.26 TABLERO DE CONTROL (SWITCHBOARD) ....................................................... 68
1.27 CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE (VSD) ......................................... 69
1.28 TAPS DEL PANEL DEL TRANSFORMADOR ...................................................... 70
1.29 TRANSFORMADOR PRIMARIO (REDUCTOR) ................................................... 71
1.30 TRANSFORMADOR SECUNDARIO (ELEVADOR) ............................................. 72
1.31 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUBSUELO ................................................. 73
1.32 MOTOR ELECTROSUMERGIBLE ....................................................................... 74
1.33 COMPONENTES BÁSICOS DEL MOTOR ........................................................... 75
1.34 PROTECTOR O SELLO ....................................................................................... 78
1.35 BOMBA CENTRÍFUGA MULTIETAPA ................................................................. 78
1.36 ELEMENTOS DEL IMPULSOR Y DEL DIFUSOR ................................................ 79
1.37 RECORRIDO DEL FLUIDO .................................................................................. 79
1.38 CURVA DE RENDIMIENTO PARA UNA BOMBA DC750 .................................... 80
1.39 CURVA TORNADO DE BOMBA ELECTROSUMERGIBLE DC750 ...................... 81
1.40 CABLE DE EXTENSIÓN ...................................................................................... 82
1.41 ELEMENTOS DEL CABLE DE EXTENSIÓN ........................................................ 82
1.42 CABLE DE POTENCIA ........................................................................................ 83
1.43 ELEMENTOS DEL CABLE DE POTENCIA .......................................................... 84
1.44 SEPARADORES DE GAS .................................................................................... 85
1.45 FUNCIONAMIENTO DEL SENSOR DE FONDO ................................................. 87
1.46 SUCCIÓN O INTAKE ........................................................................................... 88
1.47 VÁLVULA DE RETENCIÓN ................................................................................. 88
1.48 VÁLVULA DE DRENAJE ...................................................................................... 89
1.49 BES CON HERRAMIENTA BY-PASS (Y-TOOL) .................................................. 89
CAPÍTULO 3
3.1 SISTEMA DE ANÁLISIS POR NODOS .............................................................. 109
3.2 POSIBLES PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN UN SISTEMA DE PRODUCCIÓN .... 110
3.3 PERFIL DE PRESIONES DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN ............................ 110
3.4 CURVAS VLP / IPR ............................................................................................ 111
3.5 CURVA IPR OBTENIDA POR EL MÉTODO DE VOGEL ................................... 113
3.6 NODOS USADOS EN EL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ... 116
XXI
No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
3.7 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL POZO CON BES A DIFERENTES RPM DEL MOTOR ..................................................................................................... 117
3.8 PERFIL DE PRESIONES EN POZOS CON BES ............................................... 117
3.9 GRÁFICO NODAL DE ANÁLISIS DE BES ......................................................... 119
3.10 CURVA DE SISTEMA DE POZO ....................................................................... 121
CAPÍTULO 4
4.1 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1) POZO GTA-23D ........................................................................................................... 170
4.2 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1) POZO GTA-25D ........................................................................................................... 174
4.3 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1) POZO GTA-41D ........................................................................................................... 178
4.4 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.2) POZO GTA-41D ........................................................................................................... 183
4.5 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1) POZO GTA-42D ........................................................................................................... 187
4.6 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.2) POZO GTA-42D ........................................................................................................... 192
4.7 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1) POZO LAG-25 .............................................................................................................. 196
4.8 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1) POZO PRH-10 ............................................................................................................. 200
4.9 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.2) POZO PRH-10 .............................................................................................................. 205
4.10 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1) POZO PRH-11 ............................................................................................................. 209
4.11 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.2) POZO PRH-11 .............................................................................................................. 214
XXII
ÍNDICE DE GRÁFICAS No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
CAPÍTULO 1
1.1 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR MÉTODO EN EL ÁREA LAGO AGRIO ..... 58
1.2 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR CAMPO DEL ÁREA LAGO AGRIO ........... 58
CAPÍTULO 3
3.1 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-01 .................................... 124
3.2 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-01 ........................... 125
3.3 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO GTA-01 ..... 126
3.4 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-23D .................................. 128
3.5 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-23D ......................... 129
3.6 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO GTA-23D ... 130
3.7 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-25D .................................. 132
3.8 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-25D ......................... 133
3.9 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO GTA-25D ... 134
3.10 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-41D .................................. 136
3.11 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-41D ........................ 137
3.12 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO GTA-41D ... 138
3.13 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-42D .................................. 140
3.14 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-42D ......................... 141
3.15 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO GTA-42D ... 142
3.16 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO LAG-25 .................................... 144
3.17 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO LAG-25 ............................ 145
3.18 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO LAG-25 ...... 146
3.19 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO LAG-48D .................................. 148
3.20 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO LAG-48D ......................... 149
3.21 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO LAG-48D ... 150
3.22 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO PRH-10 .................................... 152
3.23 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO PRH-10 ........................... 153
3.24 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO PRH-10 ..... 154
3.25 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO PRH-11 .................................... 156
3.26 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO PRH-11 ........................... 157
3.27 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO PRH-11 ..... 158
XXIII
No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
CAPÍTULO 4
4.1 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW - POZO GTA - 23D ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 169
4.2 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO GTA-23D ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 169
4.3 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW - POZO GTA - 25D ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 173
4.4 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO GTA-25D ALTERNATIVA No. 1 ........................................................................................ 173
4.5 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW - POZO GTA - 41D ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 177
4.6 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO GTA-41D ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 177
4.7 CURVA DEL INFLUJO DEL YACIMIENTO - IPR Y EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN - POZO GTA-41D ...................... 180
4.8 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO GTA-41D ALTERNATIVA No. 2 ........................................................................................ 182
4.9 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW - POZO GTA - 42D ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 186
4.10 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO GTA-42D ALTERNATIVA No. 1 ........................................................................................ 186
4.11 CURVA DEL INFLUJO DEL YACIMIENTO - IPR Y EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN - POZO GTA-42D ...................... 189
4.12 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO GTA-42D ALTERNATIVA No. 2 ........................................................................................ 192
4.13 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW - POZO LAG - 25 ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 195
4.14 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO LAG - 25 ALTERNATIVA No. 1 ........................................................................................ 195
4.15 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW - POZO PRH - 10 ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 199
4.16 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO PRH - 10 ALTERNATIVA No. 1 ........................................................................................ 199
4.17 CURVA DEL INFLUJO DEL YACIMIENTO - IPR Y EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN - POZO PRH-10 ......................... 202
4.18 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO PRH - 10 ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 204
4.19 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW - POZO PRH - 11 ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 208
XXIV
No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
4.20 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO PRH-11 ALTERNATIVA No. 1 ........................................................................................ 208
4.21 CURVA DEL INFLUJO DEL YACIMIENTO - IPR Y EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN - POZO PRH-11 ......................... 211
4.22 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO PRH-11 ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 213
CAPÍTULO 5
5.1 VALOR ACTUAL NETO VS. TIEMPO-ESCENARIO # 1 .................................... 229
5.2 INGRESOS Y EGRESOS ACUMULADOS VS. TIEMPO-ESCENARIO # 1 ........ 229
5.3 VALOR ACTUAL NETO VS. TIEMPO-ESCENARIO # 2 .................................... 231
5.4 INGRESOS Y EGRESOS ACUMULADOS VS. TIEMPO-ESCENARIO # 2 ........ 232
XXV
ÍNDICE DE ANEXOS ANEXO No. 1
A.1.1 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS MEDIANTE EL SOFTWARE OFM ....................................................................................... 248
TABLA A.1.1.1 TABLA MAESTRA ....................................................................... 248
TABLA A.1.1.2 TABLA MENSUAL ....................................................................... 248
TABLA A.1.1.3 TABLA SC ................................................................................... 249
FIGURA A.1.1.1 BASE DE DATOS EN ACCESS .................................................. 249
FIGURA A.1.1.2 INTERFAZ DEOFM PARA CARGAR BASE DE DATOS ............. 249
FIGURA A.1.1.3 CÁLCULODE VARIABLES – SELECCIÓN DE DATOS ............... 250
FIGURA A.1.1.4 EJEMPLO DE CÁLCULO DE RESERVAS ................................. 250
A.1.2 RESERVAS REMANENTES CALCULADAS MEDIANTE SOFTWARE OFM .... 251
GRÁFICA A.1.2.1 RESERVAS POZO GTA-01 “Ui” ................................................. 252
GRÁFICA A.1.2.2 RESERVAS POZO GTA-05 “Ui” ................................................. 252
GRÁFICA A.1.2.3 RESERVAS POZO GTA-05 “BT” ................................................ 253
GRÁFICA A.1.2.4 RESERVAS POZO GTA-12 “Us” ................................................ 253
GRÁFICA A.1.2.5 RESERVAS POZO GTA-12 “Ui” ................................................. 254
GRÁFICA A.1.2.6 RESERVAS POZO GTA-12 “Ti” ................................................. 254
GRÁFICA A.1.2.7 RESERVAS POZO GTA-20D “Ti” ............................................... 255
GRÁFICA A.1.2.8 RESERVAS POZO GTA-23D “Hs” .............................................. 255
GRÁFICA A.1.2.9 RESERVAS POZO GTA-24D “Ui” ............................................... 256
GRÁFICA A.1.2.10 RESERVAS POZO GTA-25D “Ui” ............................................... 256
GRÁFICA A.1.2.11 RESERVAS POZO GTA-26D “Ui” ............................................... 257
GRÁFICA A.1.2.12 RESERVAS POZO GTA-41D “BT” ............................................. 257
GRÁFICA A.1.2.13 RESERVAS POZO GTA-42D “Ti” ............................................... 258
GRÁFICA A.1.2.14 RESERVAS POZO LAG-25 “Ts” ................................................. 258
GRÁFICA A.1.2.15 RESERVAS POZO LAG-25 “Ui” ................................................. 259
GRÁFICA A.1.2.16 RESERVAS POZO LAG-47D “Hi” ............................................... 259
GRÁFICA A.1.2.17 RESERVAS POZO LAG-47D “Hs” .............................................. 260
GRÁFICA A.1.2.18 RESERVAS POZO LAG-48D “Hs” .............................................. 260
GRÁFICA A.1.2.19 RESERVAS POZO LAG-50D “Hi” ............................................... 261
GRÁFICA A.1.2.20 RESERVAS POZO LAG-50D “Hs” .............................................. 261
GRÁFICA A.1.2.21 RESERVAS POZO PRH-10 “Ui” ................................................. 261
XXVI
GRÁFICA A.1.2.22 RESERVAS POZO PRH-11 “Ui” ................................................. 262
GRÁFICA A.1.2.23 RESERVAS POZO PRH-12 “Ti” ................................................. 263
GRÁFICA A.1.2.24 RESERVAS POZO PRH-13 “Ui” ................................................. 263
ANEXO No. 2
HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS SELECCIONADOS CON BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DEL ÁREA LAGO AGRIO.......................... 264
ANEXO No. 3
DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN ACTUALES DE LOS POZOS EN ESTUDIO DEL ÁREA LAGO AGRIO ..................................................................................................... 281
FIGURA A.3.1 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GTA-01 ..................... 282
FIGURA A.3.2 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GTA-23D.................... 283
FIGURA A.3.3 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GTA-25D.................... 284
FIGURA A.3.4 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GTA-41D.................... 285
FIGURA A.3.5 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GTA-42D.................... 286
FIGURA A.3.6 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO LAG-25 ...................... 287
FIGURA A.3.7 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO LAG-48D .................... 288
FIGURA A.3.8 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO PRH-10 ...................... 289
FIGURA A.3.9 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO PRH-11 ...................... 290
ANEXO No. 4
CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN ......................................... 291
FIGURA A.4.1 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-01 ................. 292
FIGURA A.4.2 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-23D .............. 292
FIGURA A.4.3 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-25D .............. 292
FIGURA A.4.4 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-41D .............. 293
FIGURA A.4.5 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-42D .............. 293
FIGURA A.4.6 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN LAG-25 ................. 293
FIGURA A.4.7 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN LAG-48D .............. 294
FIGURA A.4.8 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN PRH-10 ................ 294
FIGURA A.4.9 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN PRH-11 ................ 294
ANEXO No. 5
HISTORIALES DE PRODUCCIÓN ............................................................................... 295
FIGURA A.5.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GTA-01 ..................................... 296
XXVII
FIGURA A.5.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GTA-23D ................................... 297
FIGURA A.5.3 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GTA-25D ................................... 298
FIGURA A.5.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GTA-41D ................................... 300
FIGURA A.5.5 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GTA-42D .................................. 301
FIGURA A.5.6 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN LAG-25...................................... 302
FIGURA A.5.7 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN LAG-48D .................................. 303
FIGURA A.5.8 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN PRH-10 ..................................... 304
FIGURA A.5.9 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN PRH-11 ..................................... 305
ANEXO No. 6
PROCEDIMIENTO DE INGRESO DE DATOS AL SOFTWARE SUBPUMP ................. 306
A.6.1 INGRESO DE DATOS MODO ANÁLISIS .......................................................... 307
FIGURA A.6.1.1 INGRESO DE DATOS POZO Y ELECCIÓN DE MODO DE TRABAJO ................................................................................... 307
FIGURA A.6.1.2 INGRESO DE DATOS DE COMPLETACIÓN DE POZO Y DE
FLUIDO ................................................................................. 307
FIGURA A.6.1.3 CÁLCULO IPR E INGRESO DE DATOS DE PRESIONES Y
CAUDALES ................................................................................ 308
FIGURA A.6.1.4 INGRESO DATOS DE EQUIPO BES ......................................... 308
A.6.2 INGRESO DE DATOS MODO ANÁLISIS .......................................................... 309
FIGURA A.6.2.1 INGRESO DE DATOS POZO Y ELECCIÓN DE MODO DE TRABAJO ................................................................................... 309
FIGURA A.6.2.2 INGRESO DE DATOS DE COMPLETACIÓN DE POZO Y DE
FLUIDO ................................................................................. 310
ANEXO No. 7
CARTAS AMPERIMÉTRICAS DE LOS POZOS SELECCIONADOS ........................... 311
FIGURA A.7.1 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-01 ................. 312
FIGURA A.7.2 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-23D .............. 312
FIGURA A.7.3 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-25D .............. 312
FIGURA A.7.4 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-41D .............. 313
FIGURA A.7.5 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-42D ............. 313
FIGURA A.7.6 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN LAG-25 ................. 313
FIGURA A.7.7 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN PRH-10 ................ 314
FIGURA A.7.8 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN PRH-11 ................ 314
XXVIII
ANEXO No. 8
CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS ................................... 315
TABLA A.8.1 CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO ........................... 316
ANEXO No. 9
COMPORTAMIENTO DEL PRECIO DEL PETRÓLEO ECUATORIANODE ACUERDO AL BANCO CENTRAL DEL ECUADOR ....................................................................... 317
FIGURA A.9.1 COMPORTAMIENTO DEL PRECIO DEL PETRÓLEO
ECUATORIANO .......................................................................... 318
XXIX
ABREVIATURAS
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES
A Amperios
AGH Manejador Avanzado de Gas de REDA
API Gravedad específica en grados API
BLS Barriles L3/t
BAPD Barriles de agua por día L3/t
BF Barriles fiscales (condiciones superficie) L3/t
BPD Barriles por día L3/t
BFPD Barriles de fluido por día L3/t
BPPD Barriles de petróleo por día L3
BSW Porcentaje de agua y sedimentos básicos %
“BT” Arena Basal Tena
CA Pozo Abandonado
Co Compresibilidad del Petróleo LT2/M
CAP Contacto Agua – Petróleo
CP Pozo cerrado
DPP Número de disparos por pie
EF Eficiencia de flujo
°F Grados Fahrenheit
FNC Flujo neto de caja
FR Factor de Recobro
ft Pies L
GOR Relación gas petróleo
GLR Relación gas líquido
“H” Arena Hollín
“Hs” Arena Hollín Superior
“Hi” Arena Hollín Inferior
HJ Bombeo Hidráulico Jet
HP Horse Power (Caballos de Fuerza) L2M/t3
XXX
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES
HP Bombeo Hidráulico Pistón
Hz Hertzios t-1
ID Diámetro interno L
IP o J Índice de productividad
IPa Índice de productividad actual
IPi Índice de productividad ideal
In Pulgadas L
IPR Relación índice de productividad
K Permeabilidad
Km Kilómetros L
KVA Kilovoltios – Amperios
KW Kilovatios
Lb Libra M
MLE Motor lead extensión (Cable de extensión del
motor)
MPCD Miles de pies cúbicos por día L3/t
NF Nivel de fluido dinámico L
Np Producción acumulativa de petróleo L3
OD Diámetro externo L
Pb Presión de burbuja o saturación M/Lt2
POES Petróleo original en sitio L3
PP Pozo productor
ppm Partes por millón
PRH Parahuacu
PSIA Libra por pulgada cuadrada atmosférica
PSIG Libra por pulgada cuadrada manométrica
Pc o Pwh Presión de cabeza M/Lt2
Pm Presión de manifold M/Lt2
Ps Presión de separador M/Lt2
PVT Presión, volumen, temperatura
XXXI
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES
Pwf Presión dinámica de fondo M/Lt2
Pws Presión estática de fondo M/Lt2
qo Caudal de petróleo L3/t
qt Caudal total de fluido L3/t
qw Caudal de agua L3/t
RCB Relación costo – beneficio
RPM Revoluciones por minuto
S, BES Bombeo electrosumergible
SQZ Squezee (Cementación Forzada)
Sf Daño de formación
Sp Daño por penetración parcial
St Daño total
“Ti” Arena T inferior
“Ts” Arena T superior
TIR Tasa interna de retorno %
TKS Tanques
“Ui” Arena U inferior
“Us” Arena U superior
USD Dólar de EEUU
UTM Universal Transverse Mercator
V Voltaje
VAN Valor Actual Neto
W.O. Work Over (Trabajo de reacondicionamiento)
βo Factor volumétrico del petróleo
βg Factor volumétrico del gas
βw Factor volumétrico del agua
gg , GEgas Gravedad especifica del gas
µo Viscosidad del petróleo M/Lt
µg Viscosidad del gas M/Lt
XXXII
RESUMEN
En el presente proyecto, se tiene como objetivo evaluar, mediante la técnica de
análisis nodal el sistema de levantamiento artificial por BES, empleando el
software SubPUMP, y posteriormente en los casos que sea necesario se rediseña
el equipo de bombeo electrosumergible, con el objetivo de aprovechar de manera
eficiente el potencial de producción de los pozos e incrementar la producción
delos diferentes pozos seleccionados del Área Lago Agrio, operada por EP
PETROECUADOR. El proyecto consta de seis capítulos.
En el capítulo 1, se presentan los aspectos generales del Área Lago Agrio para
sus respectivos campos (Lago Central, Lago Norte, Parahuacu, Guanta-Dureno),
su ubicación, geología, geofísica, características del yacimiento, propiedades de
la roca y fluido, reservas remanentes de los reservorios productores presentes, el
mecanismo de producción de los mismos y las facilidades de producción que
dispone el Área, finalmente se proporciona los conceptos fundamentales del
bombeo electrosumergible, describiendo todas las partes del sistema, tanto del
equipo de fondo como del equipo de superficie.
En el capítulo 2, se realiza un análisis técnico para la selección de pozos, el cual
incluye consideraciones técnicas, disponibilidad de equipos, historiales de
reacondicionamiento y producción. Evaluación que permite seleccionar los pozos
con potencial económicamente rentable, para la optimización del sistema de
bombeo electrosumergible, mediante análisis nodal de pozos, para incrementar la
producción de petróleo. No hay selección de pozos para cambiar del bombeo
hidráulico a bombeo electrosumergible, actualmente se desea cambiar la mayoría
de pozos a bombeo mecánico debido a la baja productividad y bajas presiones
existentes en cada pozo.
El tercer capítulo, contiene teoría y procedimiento para realizar el análisis nodal
de pozos que producen con bombeo electrosumergible. Además las gráficas de
análisis nodal y del punto óptimo de operación de la bomba electrosumergible que
son utilizados para la ejecución del proyecto, empleando el software SubPUMP.
XXXIII
En el cuarto capítulo, se detalla cómo realizar el diseño del sistema de
levantamiento artificial, por bombeo electrosumergible y se determina los pozos a
ser rediseñados con este sistema. También se procede a realizar el análisis
técnico de los resultados del análisis nodal, para optimizar la producción de los
pozos con BES. Para el rediseño de equipos BES, se consideran dos alternativas:
· Alternativa No. 1, se rediseña los equipos BES de los pozos seleccionados
sin considerar remoción de daño, en los reservorios que actualmente se
encuentren produciendo.
· Alternativa No. 2, se rediseña los equipos BES, considerando trabajos de
remoción de daño en la formación, con la finalidad de lograr un aumento en
la eficiencia de flujo.
En el quinto capítulo, se realiza el estudio técnico - económico del proyecto,
basado en pozos seleccionados, para realizar el rediseño del equipo
electrosumergible, los pozos son: GTA-01, GTA-23D, GTA-25D, GTA-41D, GTA-
42D, LAG-25, LAG-48D, PRH-10 y PRH-11; con los cuales se logra un
incremento de 1.673 BPPD en la Alternativa No.1 y de 2.302 BPPD en la
Alternativa No. 2, que se suman a la producción total de la Gerencia De
Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. La evaluación económica se
realiza con los costos estimados de reacondicionamiento de cada pozo analizado,
se considera las condiciones de producción menos favorables, para disminuir el
riesgo de rentabilidad del proyecto.
Por último, en el sexto capítulo, se menciona un conjunto de conclusiones y
recomendaciones a ser consideradas, obtenidas en el estudio.
XXXIV
PRESENTACIÓN
El presente proyecto, es un estudio de la situación actual de los pozos que
producen por diferentes sistemas de levantamiento artificial, cuyo potencial de
producción es económicamente rentable y puede ser aprovechado mediante el
rediseño de equipos electrosumergibles.
Este estudio, se realiza para aprovechar el potencial de los pozos que
actualmente producen con bombas electrosumergible, que operan fuera de los
rangos de producción, se rediseña equipos electrosumergibles que incrementan la
producción en el Área Lago Agrio, operada por la Gerencia de Exploración y
Producción de EP PETROECUADOR, con la información técnica disponible hasta
septiembre del 2011.
El Área Lago Agrio, se encuentra ubicada al noroccidente de la Cuenca
Amazónica, junto a la ciudad del mismo nombre, en el área, se han perforado 101
pozos, de los cuales 48 pozos están fluyendo por diferentes métodos de
levantamiento artificial, 46 pozos cerrados por diferentes causas, 5 pozos
abandonados y 2 pozos reinyectores de agua de formación, el área está
conformada por los campos:
· Campo Lago Agrio, con 54 pozos perforados, de los cuales 17 pozos están
produciendo, 31 pozos están cerrados, 5 pozos abandonados y un pozo
reinyector, la producción del campo es operada por dos estaciones de
producción: Lago Central y Lago Norte.
· Campo Guanta, con 29 pozos perforados, de los cuales 19 pozos están
produciendo, 9 pozos están cerrados y un pozo reinyector, la producción
del campo es operada por la estación de producción Guanta.
· Campo Parahuacu, con 18 pozos perforados, de los cuales 12 pozos están
produciendo y 6 pozos están cerrados, la producción del campo es
operada por la estación de producción Parahuacu.
XXXV
El sistema de bombeo electrosumergible en la actualidad, es el sistema de
extracción de petróleo más usado en el Ecuador por las empresas operadoras de
campos petrolíferos, debido a su efectividad y capacidad de recuperar grandes
volúmenes de fluido.
En el Área Lago Agrio, el sistema de levantamiento que predomina, es el de
bombeo hidráulico con 25 pozos, además se tiene 17 pozos con Bombeo
Electrosumergible y 6 pozos con Bombeo Mecánico.
Este estudio, se realiza con el propósito de incrementar la producción de los
pozos con potencial de producción económicamente rentable, que actualmente se
encuentran produciendo con el sistema de bombeo electrosumergible, se realiza
un análisis detallado de los historiales de producción y reacondicionamiento,
cálculo de reservas remanentes, disponibilidad de equipos de superficie,
comportamiento del yacimiento, se rediseñan equipos electrosumergibles para
obtener un incremento en la producción, se utiliza varias fuentes de consulta,
manuales y programas facilitados por las compañías: EP PETROECUADOR, IHS
(SubPUMP), Schlumberger (OFM), Baker Hughes y Wood Group.
Los pozos seleccionados, para realizar el estudio de optimización de la
producción de petróleo del Área Lago Agrio son: GTA-01, GTA-23D, GTA-25D,
GTA-41D, GTA-42D, LAG-25, LAG-48D, PRH-10 y PRH-11.
Las condiciones ambientales que demandan el incremento de agua de formación
por la ejecución del proyecto no se ven afectadas, las instalaciones actuales
existentes en el Área Lago Agrio tienen la capacidad necesaria para el manejo del
agua de formación.
Para finalizar, se realiza la evaluación económica que permite justificar la
viabilidad del proyecto. Se realiza para diferentes precios del barril de petróleo de
73,3; 91,3 y 100 USD/BBL. El valor de 73,3 USD/BBL, es el valor establecido
como precio del barril de crudo en el presupuesto del Estado del año 2011; 91,3
USD/BBL es el valor de proyección realizado por el Banco Central del Ecuador y
XXXVI
100 USD/BBL, es el valor estipulado para el crudo Oriente de acuerdo a la OPEP,
en referencia a las condiciones económicas del mercado actual.
Además se establecen las conclusiones y recomendaciones a ser consideradas.
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO Y
FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA TECNOLOGÍA DEL
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
1.1 DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL ÁREA LAGO
AGRIO
1.1.1 INTRODUCCIÓN El Área de Producción Lago Agrio, se localiza en la Región Amazónica
Ecuatoriana, en la provincia de Sucumbíos, cantón Nueva Loja. En esta Área se
localizan los campos petroleros Lago Agrio, Guanta-Dureno y Parahuacu,
operados por La Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
En 1967, el consorcio norteamericano Texaco-Gulf descubre el campo Lago
Agrio, con la perforación del pozo Lago Agrio 01 en el nororiente ecuatoriano,
llegando a una profundidad de 10.175 pies, obteniendo una producción de
petróleo a flujo natural de 2.955 BPPD con una densidad de 29° API, provenientes
de la formación Hollín, dando así el inicio de la industria petrolera en la región
Amazónica del Ecuador.
El desarrollo del Área inicia en el año de 1972, mediante la perforación de pozos
espaciados con un área de drenaje de 400 acres, iniciándose la producción en
junio del mismo año.
El Área está constituida por cuatro yacimientos productores: “Basal Tena”, arenas
“U” y “T” de la formación Napo y “Hollín”. En el campo Lago Agrio, el yacimiento
de mayor importancia es “Hollín” por sus reservas y producción; y los yacimientos
“U” y “T” para los campos Guanta y Parahuacu. El yacimiento “Basal Tena” de la
2
formación Tena, se presenta en forma lenticular en determinados sectores del
Área, siendo productor en menor escala que en los otros yacimientos.
Al cierre de información del estudio, Forecast del mes de septiembre 2011, la
producción promedia diaria, de 3.303 BPPD para el campo Lago Agrio, 3.318
BPPD para el campo Guanta y 2.931 BPPD para el campo Parahuacu, con un
total de 9.552 BPPD1.
Las declinaciones de producción son a razón del 12% anual para el campo Lago
Agrio, 12% anual para el campo Guanta-Dureno y 12% anual para el campo
Parahuacu y la producción representa el 6.2 % de la producción total de EP
PETROECUADOR.
En los 39 años de actividad se han extraído 222’347.296 barriles de petróleo (31
de Diciembre – 2010), 158’512.518 barriles de petróleo en el campo Lago,
45’570.088 barriles de petróleo en el campo Guanta y 18’264.690 barriles de
petróleo en el campo Parahuacu.
En el Área Lago Agrio, se han perforado 101 pozos, de los cuales 48 pozos están
produciendo por diferentes métodos de levantamiento artificial, 46 pozos
cerrados, 5 pozos abandonados y 2 pozos reinyectores (GTA-7, LAG-16).
El Área Lago Agrio, se conforma por los siguientes campos: Lago Agrio, con 54
pozos perforados, de los cuales 17 pozos están produciendo, 31 pozos están
cerrados, 5 pozos abandonados y un pozo reinyector, la producción del campo es
manejada por dos estaciones de producción: Lago Central y Lago Norte; campo
Guanta, con 29 pozos perforados, de los cuales 19 pozos están produciendo, 9
pozos están cerrados y un pozo reinyector, la producción del campo es manejada
por la estación de producción Guanta; campo Parahuacu, con 18 pozos
perforados, de los cuales 12 pozos están produciendo, 6 pozos están cerrados, la
producción del campo es manejada por la estación de producción Parahuacu.
1 Informe Ejecutivo Forecast Septiembre 2011. Ingeniería en Petróleos, Lago Agrio.
3
1.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ÁREA LAGO AGRIO Lago Agrio, debe su nombre gracias al primer pozo petrolero productivo perforado
por la compañía Norteamericana Texaco, este nombre proviene de "Source Lake"
que significa Lago Manantial, luego "Source" fue cambiado por "Sour" que
significa “Agrio”. Es por ello que el nombre fue cambiado a Lago Agrio y no quedó
como Lago Manantial. Lago Agrio es entonces el nombre de la estructura
petrolera montada por la Texaco.
El Área Lago Agrio, se encuentra ubicada en la provincia de Sucumbíos al
Nororiente de la Región Amazónica; aproximadamente a 265 Km en dirección
sureste de la ciudad de Quito; al oeste del Campo Atacapi y al Noroeste del
Campo Aguarico como se observa en la figura 1.1.
El Área Lago Agrio, comprende los campos: Lago Agrio (Lago Central y Lago
Norte), Guanta-Dureno y Parahuacu, se realiza la descripción geográfica para
cada campo.
Figura 1.1 UBICACIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
4
1.1.2.1 Campo Lago Agrio
El campo Lago Agrio, se encuentra ubicado al noroccidente de la Cuenca
Amazónica, junto a la ciudad del mismo nombre, entre las coordenadas UTM
291.000 a 295.000 Este y 10'006.000 a 10'015.000 Norte, con un área
aproximada de 4 Km de ancho por 9 Km de largo, como se observa en la figura
1.2. Este campo fue descubierto en abril de 1967 por la compañía Texaco,
mediante la perforación del pozo Lago Agrio 01. Inició su producción en Mayo de
1972, el campo operado inicialmente por el consorcio CEPE-Texaco,
posteriormente por término de plazos contractuales, el campo pasa a manos de la
filial temporal Petroamazonas, en el año 1993 se unificó con la filial estatal
Petroproducción. En el año 2010 la filial estatal se transforma en la Gerencia de
Exploración y Producción de la Empresa Pública PETROECUADOR, operadora
actual del campo.
Figura 1.2 UBICACIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
5
1.1.2.2 Campo Guanta El campo Guanta, se encuentra ubicado en la Región Amazónica Ecuatoriana, en
la Cuenca Oriente entre los campos Lago Agrio y Parahuacu, como se observa
en la figura 1.3.
El Campo Guanta, descubierto por Texaco – Gulf, con la perforación del pozo
exploratorio Dureno - 01, que alcanza una profundidad total de 10.286 pies, en el
mes de Julio de 1969. En las pruebas iniciales de producción, se obtuvo 249
BFPD, 244 BPPD con 2 % de BSW del yacimiento “T” y 273 BFPD, 246 BPPD
con 10% de BSW del yacimiento “Hollín”.
En el área de influencia del campo, está ubicado el pozo Guanta - 01, que se
perfora el 15 de Diciembre de 1985 y se completa el 11 de Febrero de 1986,
dando 6.361 BPPD, del yacimiento “T” (1968 BPPD, 31,7° API, 0% de BSW), “U”
(3.576 BPPD, 29,7° API, 0% de BSW) y una producción menor de Hollín Inferior y
Superior (124 BPPD, 30° API, 80% de BSW y 593 BPPD, 27,5° API, 35% de
BSW).
Figura 1.3 UBICACIÓN DEL CAMPO GUANTA
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
Guanta
6
1.1.2.3 Campo Parahuacu
El campo Parahuacu, se encuentra ubicado en la Región Amazónica Ecuatoriana,
en la Cuenca Oriente entre los campos Atacapi y Guanta, como se observa en la
figura 1.4.
El campo, se encuentra entre las coordenadas UTM 309.000 a 310.000 Este y
10'002.000 a 10'013.000 Norte, con un área aproximada de 2,5 Km de ancho por
15 Km de largo. Este campo descubierto con la perforación del pozo Parahuacu-1
en octubre de 1968, cuya producción de la arenisca “T” fue de 448 BPPD, de 31
°API y BSW 0,2%.
Figura 1.4 UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
1.1.3 ESTRUCTURA
1.1.3.1 Campo Lago Agrio El campo Lago Agrio geológicamente definido como un anticlinal simétrico con su
eje principal orientado de dirección NE-SO, limitado al Este por una falla regional
7
inversa y una segunda falla que se encuentra delimitando la parte occidental del
campo, lo que asegura el cierre de la estructura. El área total del campo Lago
Agrio es de 9.491,11 Acres. En la figura 1.5, se observa el mapa estructural del
campo Lago Agrio a la base de la caliza A.
Figura 1.5 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO LAGO AGRIO
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
La estructura Lago Agrio crece en dos etapas como resultados de esfuerzos
transgresivos que reactivan la falla oriental del campo dando inicio a la formación
de la estructura en el Maestrichtiano, contemporánea a la depositación de Tena
Inferior y parece que en el Mío-Plioceno (ver figura 1.6), la última reactivación
8
tectónica provoca un flexuramiento de las capas que alcanzan horizontes
cercanos a la superficie.
Figura 1.6 CAMPO LAGO AGRIO: SECCIÓN SÍSMICAPE-92-352E.
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
1.1.3.2 Campo Guanta Es un anticlinal asimétrico de rumbo aproximado N-S, limitado al Este por un
grupo de fallas inversas con movimiento al rumbo de orientación NE-SO, que
cortan todo el cretáceo de una formación vertical, las mismas que controlan y
estructuran el campo en el flanco Este, dividiendo el campo en dos sectores
Norte-Sur. El área total del campo Guanta es de 4.563,43 Acres. En la figura 1.7,
se observa el mapa estructural del campo Guanta a la base caliza “A”.
La acumulación de hidrocarburos, está entre el lado levantado de las fallas
principales, con un eje principal del anticlinal de dirección NE-SO limitando en el
flanco Este por el sistema de fallas principales invertidas de dirección NE-SO,
mientras en los flancos Oeste, Norte, Sur presentan cierre estructural con
contactos agua-petróleo (CAP), que limitan la acumulación de petróleo para cada
uno de los reservorios.
9
El anticlinal tiene las siguientes dimensiones aproximadas: 11,5 Km de largo por
1,6 Km de ancho con una superficie de 18,4 Km2, con un cierre estructural de 126
pies.
Figura 1.7 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO GUANTA
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
10
1.1.3.3 Campo Parahuacu Es una estructura anticlinal alargada de orientación N-S, de 15 km de largo, con
un ancho promedio de 2,5 km; limitada al este por una falla inversa de alto ángulo
con rumbo hacia el este de cerca de 200 pies de desplazamiento vertical, la cual
está presente a lo largo del flanco oriente del campo. El área total del campo
Parahuacu es de 3.227,13 Acres. En la figura 1.8, se observa el mapa estructural
del campo Parahuacu marcador caliza “A”.
Figura 1.8 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
11
Esta falla se extiende 18 km y se trata de una falla de cizallamiento de
basamento, el cual es responsable en cierta forma del plegamiento del anticlinal
del campo. Los datos sísmicos indican que la falla disminuye hacia arriba y
desaparece en el yacimiento “Basal Tena”.
En la sísmica se observa un cierre estructural hacia el Norte, evidenciado por la
prolongación de la falla principal Parahuacu y, hacia el Sur, la presencia de un
bajo estructural. También se observa la baja pendiente estructural que caracteriza
el campo ubicada en el orden de 3º a 5º.
La estructura del campo, se muestra a través de secciones sísmicas que
evidencian potentes estratos de rocas sedimentarias con edades que van desde
el cretácico al Holoceno, de las cuales las calizas y areniscas de las subyacentes
formaciones mesozoicas Hollín y Napo, constituyen buenos reservorios de
petróleo. Ver figura 1.9.
Figura 1.9 CAMPO PARAHUACU: SECCIÓN SÍSMICA PE92-352E.
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
12
1.1.4 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA DE LOS RESERVORIOS
PRODUCTORES
1.1.4.1 Campo Lago Agrio El reservorio principal del campo Lago Agrio, es el yacimiento “Hollín”, este a su
vez dividida en dos: Hollín superior y la Hollín inferior, los cuales se caracterizan
por su alta porosidad y permeabilidad.
Entre los yacimientos secundarios, se incluyen “U” y “T” pertenecientes a la
formación Napo, la de mayor importancia es la arena “Ti”, el espesor de la arena
tiende a mejorar con respecto a “Us” y “Ts”, que presentan un desarrollo pobre de
areniscas y el yacimiento “Basal Tena”, actualmente pocos pozos producen de
esta formación.
En la figura 1.10, se muestra la columna estratigráfica del campo, donde se
observa: las edades de las formaciones, el registro Gamma Ray (GR), la litología,
etc.
El yacimiento Hollín superior, tiene un espesor promedio de 30-40 pies,
litológicamente constituido por areniscas de grano grueso a medio, con
intercalaciones de lentes calcáreos y lutíticos, y un BSW de 24%.
El yacimiento Hollín inferior, tiene un espesor promedio de 60 pies, constituido por
areniscas cuarzosas de color café a negro, de grano muy fino a fino, trazas de
glauconita, pirita y caolín, BSW del 50% y el contacto agua petróleo a 9.165 pies.
Los yacimientos “U” y “T”, de la formación Napo constituyen un objetivo
secundario por su menor desarrollo de arena saturada y el yacimiento Basal
Tena, como última prioridad por su pobre desarrollo de arenisca a lo largo del
campo.
13
Figura 1.10 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LAGO AGRIO
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
NOMENCLATURA ESTANDARIZADAFORMACIONES:TE (Tena), HS (Hollín Superior)
MIEMBROS: BT (Basal Tena); CM1 (Caliza M1); CM2 (Caliza M2); CA (Caliza A); US, UM, UI
(Arenisca U Superior, Media e Inferior); MCB (Marcador Caliza B); TS, TI (Arenisca T Superior e Inferior).
LIMITES SECUENCIALES: SCC (Superficie de Máxima Inundación Caliza C); LST (Limite de Secuencia
T); SCB (Superficie de Máxima Inundación Caliza B); LSU (Limite de Secuencia U); BCA (Base Caliza A);
LSCM2 (Limite de Secuencia Caliza M2); LSBT (Limite de Secuencia Basal Tena).
14
1.1.4.2 Campo Guanta La estratigrafía del campo, se halla representada por sedimentos que van desde
el tope de Jurásico y la Formación Chapiza, constituido por arcillas café rojizo,
blanco, negro masiva semidura hasta sedimentos recientes de Plioceno. Los
principales reservorios productores del campo Guanta, son los yacimientos “U” y
“T” que se encuentran en la formación Napo, siendo la de mayor importancia la
arena “T”, seguida de la arena “U”, y finalmente el yacimiento “Basal Tena”, por su
pobre desarrollo a lo largo del campo. Ver figura 1.11.
Figura 1.11 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO GUANTA
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
NOMENCLATURA ESTANDARIZADAFORMACIONES:TE (Tena), HS (Hollín Superior)
MIEMBROS: BT (Basal Tena); CM1 (Caliza M1); CM2 (Caliza M2); CA (Caliza A); US, UM, UI
(Arenisca U Superior, Media e Inferior); MCB (Marcador Caliza B); TS, TI (Arenisca T Superior e Inferior).
LIMITES SECUENCIALES: SCC (Superficie de Máxima Inundación Caliza C); LST (Limite de Secuencia
T); SCB (Superficie de Máxima Inundación Caliza B); LSU (Limite de Secuencia U); BCA (Base Caliza A);
LSCM2 (Limite de Secuencia Caliza M2); LSBT (Limite de Secuencia Basal Tena).
15
1.1.4.3 Campo Parahuacu
Los principales reservorios productores del campo Parahuacu son los yacimientos
“U” y “T” de la formación Napo, la de mayor importancia la arena “T” corresponde
a la edad cretácica media a superior, seguida de la arena “U” y finalmente se
encuentra el yacimiento “Basal Tena” (ver figura 1.12).
Litológicamente la formación Napo está constituida por calizas, lutitas y arenas. El
ambiente de depositación de la arena “U”, corresponde a canales fluviales y
barras de delta las cuales están ligadas a canales y regresiones.
La dirección de la depositación tiene una tendencia paralela al eje de la
estructura, varía considerablemente de un pozo a otro, la saturación de petróleo
tiene su mayor desarrollo en la parte central.
La arenisca “T”, constituye el reservorio principal de este campo, un cuerpo
arenoso de aspecto masivo y homogéneo; su mejor espesor se encuentra hacia el
Norte del campo, evidenciado por los pozos PRH-08, PRH-01, PRH-07 y PRH-02;
hacia el Sur el espesor disminuye, encontrándose valores entre 10 y 20 pies; este
intervalo se caracteriza por poseer buena extensión lateral y buena conectividad
vertical favoreciendo las condiciones de la roca reservorio. Posee una mejor
continuidad de los cuerpos de arena con respecto al intervalo inferior de la
arenisca “U”.
La arenisca “Basal Tena”, se presenta como última preferencia por el bajo
desarrollo, sin embargo esta se muestra bien definida entre una sección
básicamente lutítica, tanto por encima como por debajo de la arenisca “Basal
Tena”.
16
Figura 1.12 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO PARAHUACU
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
NOMENCLATURA ESTANDARIZADAFORMACIONES:TE (Tena), HS (Hollín Superior)
MIEMBROS: BT (Basal Tena); CM1 (Caliza M1); CM2 (Caliza M2); CA (Caliza A); US, UM, UI
(Arenisca U Superior, Media e Inferior); MCB (Marcador Caliza B); TS, TI (Arenisca T Superior e Inferior).
LIMITES SECUENCIALES: SCC (Superficie de Máxima Inundación Caliza C); LST (Limite de Secuencia
T); SCB (Superficie de Máxima Inundación Caliza B); LSU (Limite de Secuencia U); BCA (Base Caliza A);
LSCM2 (Limite de Secuencia Caliza M2); LSBT (Limite de Secuencia Basal Tena).
17
1.1.5 DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LA
ROCA Y FLUIDO DEL ÁREA LAGO AGRIO
1.1.5.1 Campo Lago Agrio 1.1.5.1.1 Características y Propiedades de las Rocas Productoras
Las características y propiedades promedio básicas de las rocas productoras se
describen en la tabla 1.1.
Tabla 1.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO LAGO AGRIO
Parámetros
Arena Ho [ft] Ф [%] Sw [%] Pb [psi]
Basal Tena 7,5 15 27 810
U 31 14,5 35,5 800
T 22,5 13,6 38,6 770
Hollín 113,2 15,2 29,6 880 FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.1.5.1.2 Características y Propiedades de los Fluidos
El conocimiento de las propiedades de los fluidos, es útil para iniciar un
entendimiento del comportamiento del yacimiento, a partir del cual se puede
pronosticar el funcionamiento del mismo. Las propiedades se determinan a partir
de muestras de fondo a condiciones del yacimiento, y cuando no se disponen de
datos de laboratorio se utilizan correlaciones empíricas.
Si se dispone de muestras de fluido, las propiedades pueden ser medidas
mediante un análisis PVT, las mismas que son un grupo de pruebas practicadas
en laboratorio para determinar las propiedades de los fluidos de un reservorio de
petróleo.
Las características y propiedades principales de los fluidos de las formaciones
productoras al cierre de estudio, están descritas en la tabla 1.2.
18
Tabla 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO LAGO AGRIO
Arena
Parámetros Basal Tena U T Hollín
Presión inicial [psi] 3.500 4.195 4.417 4.485
μo [cp] - 1,56 1,56 1,50
Boi [BY/BN] 1,1584 1,2424 1,2179 1,1789
Bo [BY/BN] 1,1863 1,2945 1,274 1,2139
Rsi [PCN/BN] 198 251 264 227
°API 27 30,2 32,4 28,8
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.1.5.2 Campo Guanta 1.1.5.2.1 Características y Propiedades de las Rocas Productoras
Las características y propiedades promedio básicas de las rocas productoras se
describen en la tabla 1.3.
Tabla 1.3 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO GUANTA
Parámetros
Arena Ho [ft] Ȉ [%] Sw [%] Pb [psi]
Basal Tena 18,5 18,5 30,25 ---
U 40,5 14,5 35,5 1.212
T 52,5 13,6 38,6 1.398
Hollín Superior 26,5 15,7 31,05 990
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.1.5.2.2 Características y Propiedades de los Fluidos En la tabla 1.4, se tiene los datos del análisis PVT promedio de las formaciones
productoras del campo Guanta.
19
Tabla 1.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO GUANTA
Arena
Parámetros Basal Tena U T Hollín
Presión inicial [psi] 890 3.018 4.083 4.315
μoi [cp] 1,527 2,365 1,366 2,224
Boi [BY/BN] 1,110 1,227 1,275 1,149
Bo [BY/BN] 1,135 1,289 1,3030 1,2698
Rs [PCN/BN] 231 351 363 308
°API 27,5 29,7 32,3 29,8
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.1.5.3 Campo Parahuacu 1.1.5.3.1 Características y Propiedades de las Rocas Productoras
Las características y propiedades promedio básicas de las rocas productoras se
describen en la tabla 1.5.
Tabla 1.5 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO
PARAHUACU
Parámetros
Arena Ho [ft] Ȉ [%] Sw [%] Pb [psi]
Basal Tena 8,79 15,22 30,33 884
U 20 11,32 17,01 1.293
T 30,5 11,21 21,74 1.050 FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.1.5.3.2 Características y Propiedades de los Fluidos Las características y propiedades principales de los fluidos de las formaciones
productoras están descritas en la tabla 1.6.
20
Tabla 1.6 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO
PARAHUACU
Arena
Parámetros Basal Tena U T
μo [cp] 1,7 1,97 1,7
Boi [BY/BN] 1,124 1,206 1,301
Bo [BY/BN] 1,1403 1,2251 1,3589
Rsi [PCN/BN] 160 463 396
°API 20,3 28,2 30,8 FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.1.6 RESERVAS Las reservas, son aquellos volúmenes de hidrocarburos existentes en un
yacimiento que son factibles de recuperación a condiciones económicas y
tecnológicas del momento, y por tanto es importante calcular y analizar el
comportamiento de drenaje de los reservorios frente al Área limitada por los
mismos.
1.1.6.1 Petróleo Original En Sitio (POES) El petróleo original en sitio, es el volumen inicial u original del petróleo existente
en las acumulaciones naturales.
1.1.6.2 Reservas Probadas “Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos
de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que
serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios
conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y
regulaciones”2. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas
y no desarrolladas.
2Apuntes pertenecientes al Profesor: Ing. LUCIO CARRILLO BARANDIARAN. Facultad de Ingeniería en Petróleo.
21
Los métodos para estimar reservas son el Método Volumétrico, Curvas de
Declinación, Balance de Materiales, Simulación Matemática.
Para determinar el volumen recuperable de hidrocarburo (Reservas Probadas), se
utiliza la siguiente ecuación:
……………(1.1)
Donde; POES= hidrocarburo original en sitio
FR= factor de recobro
En la tabla 1.7, se muestra las reservas actuales del Área Lago Agrio al 31 de
diciembre del 2010, se obtiene reservas iniciales probadas de 300’141.874
barriles, que representa el 7,2% de todas las reservas de la cuenca Oriente, del
total de reservas 16’988.862 barriles pertenecen a la formación Basal Tena;
56’097.514 barriles a la formación “U”; 53’134.053 barriles a la formación “T” y
173’921.445 barriles a la formación “Hollín”.
1.1.6.3 Reservas Probables Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de
geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este
contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una
probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a
la suma del estimado de reservas probadas más las probables.
1.1.6.4 Reservas Actuales del Área Lago Agrio Desde el descubrimiento del Área, con el desarrollo y los estudios de Simulación
Matemática, el POES se ha incrementado, continuamente.
El estudio de simulación realizado en el año 1998, muestra que en los
yacimientos “Basal Tena”, “U”, “T” y “Hollín”, el valor de POES es de 985’706.733
barriles, con un factor de recobro inicial de 30,45%.
22
La tabla 1.7, muestra los campos que tiene el área Lago Agrio con sus
respectivos yacimientos productores, gravedad específica del petróleo (API),
barriles de petróleo en sitio (POES), factor de recobro (FR) en porcentaje, barriles
de reservas originales probadas y probables, barriles de producción acumulada y
barriles de reservas remanentes al 31 de diciembre del 2010.
Tabla 1.7 RESERVAS DEL ÁREA LAGO AGRIO AL 31 DE DICIEMBRE 2010
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes. 1.1.7 PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS Las presiones iniciales para las formaciones productoras del área Lago Agrio son:
“Basal Tena” medida en 3.500 psi, “U” medida en 4.195 psi, “T” medida en 4.417
psi y para la formación “Hollín” medida en 4.485 psi. Estas presiones disminuyen
paulatinamente de acuerdo a la producción de los fluidos.
En la tabla 1.8, se muestra la matriz de presiones vigentes de los pozos
productores del Área Lago Agrio, obtenidas mediante pruebas de restauración de
presión (B’UP).
23
Tabla 1.8 MATRIZ DE PRESIONES DE LOS POZOS DEL ÁREA LAGO AGRIO
24
CONTINUACIÓN TABLA 1.8
25
CONTINUACIÓN TABLA 1.8
FUENTE: Estación Lago Central, EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.1.7.1 Comportamiento de Presiones en el Área Lago Agrio
En las figuras: 1.13, 1.14, 1.15, 1.16, 1.17 y 1.18, se muestra el comportamiento
de presiones de las principales arenas de cada campo del área Lago Agrio, se
obtienen a partir de la tabla de presiones (tabla 1.8).
Observando la depletación que sufren las arenas, en el campo Lago Agrio los
reservorios de mayor importancia son “Hs” y “Hi”. Los reservorios de mayor
importancia para el campo Guanta son las arenas “U” y “T”. En el campo
Parahuacu los reservorios de mayor importancia son “Ui” y “Ti”.
26
Figura 1.13 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Hs”
(CAMPO LAGO AGRIO)
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Figura 1.14 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Hi”
(CAMPO LAGO AGRIO)
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
27
Figura 1.15 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “T”
(CAMPO GUANTA)
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Figura 1.16 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “U”
(CAMPO GUANTA)
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
28
Figura 1.17 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Ui”
(CAMPO PARAHUACU)
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Figura 1.18 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Ti”
(CAMPO PARAHUACU)
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
29
1.1.8 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA EN LOS RESERVORIOS
Las figuras 1.19, 1.20, 1.21 y 1.22, muestran el comportamiento del avance de
agua de los principales reservorios del Área Lago Agrio, donde se puede observar
que el campo Lago Agrio, tiene zonas de alto corte de agua, principalmente en la
parte central y noreste de la arena “H”, mientras que el parte sur del mismo
reservorio no se tiene incremento de BSW.
En el campo Guanta, se puede observar que la arena “U”, tiene mayor incremento
de BSW en la parte Norte, teniendo avance lateral de agua. La arena “T” del
campo Guanta tiene incremento de BSW principalmente en la parte central,
siendo también avance lateral de agua.
Como se puede observar en la figura 1.22, en el campo Parahuacu no se tiene
mayores problemas por avance de agua, se tiene comportamiento de avance
lateral de agua.
En el campo Lago Agrio, el avance de agua se tiene desde la parte central, hacia
la parte noreste, con incremento gradual de BSW, por ejemplo el pozo LAG-41, en
enero de 2011 tiene 77,5% de BSW y en septiembre de 2011 incrementa a 81,1%
de BSW, esta tendencia se mantiene para la mayoría de los pozos de la parte
norte del campo.
El avance de agua para la arena “U” y “T”, del campo Guanta es progresivo, tal
como se observa en las figuras 1.20 y 1.21, teniendo avance lateral, dirigiéndose
hacia la parte centro del campo, por ejemplo el pozo GTA-02 fue cerrado por
incremento de BSW = 88%, el GTA-41D desde enero de 2011, hasta septiembre
de 2011, incrementa el BSW de 16% a 28%.
El avance de agua para la arena “T”, del campo Parahuacu es lateral, dirigiéndose
de la parte centro del campo hacia el oeste, aunque no se tiene un incremento
considerable de agua.
30
Figura 1.19 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO LAGO
AGRIO ARENA “H”
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
31
Figura 1.20 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA-CAMPO GUANTA
ARENA “U”
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
32
Figura 1.21 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA-CAMPO GUANTA
ARENA “T”
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
33
Figura 1.22 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO
PARAHUACU ARENA “T”
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
34
Es importante indicar, que a pesar tener incremento de BSW, el manejo del agua
de formación en las facilidades de producción, no va a ser un problema, debido
principalmente a la futura completación del pozo LAG-20, como reinyector de
agua con una capacidad de reinyección de 5.000 BAPD, que serán inyectados a
la arena “H”.
1.1.9 TIPOS DE EMPUJE EN EL ÁREA LAGO AGRIO Los reservorios del área Lago Agrio, se encuentran subsaturados, sometidos a
mecanismos de producción tales como: expansión roca-fluido, gas en solución y,
en algún caso en particular, presencia de influjo de agua, característico de los
campos pertenecientes a la Cuenca de Oriente.
· Lago Agrio, presenta empuje hidráulico, debido principalmente al empuje
natural del acuífero, presentado en la arena “Hollín”, siendo el reservorio
principal de este campo.
· Guanta, según el estado de los fluidos son subsaturados (gas disuelto),
debido a que la presión original es mayor que la presión de saturación. De
acuerdo a los mecanismos de producción los yacimientos: BT, Napo (U y
T), son una combinación de expansión del sistema roca-fluido, con entrada
parcial de agua.
· Parahuacu, presenta un mecanismo de producción de gas en solución,
debido a que los yacimientos se encuentran subsaturados, con
significativas caídas de presión y bajos volúmenes de agua recuperados.
1.2 MECANISMOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 1.2.1 CONSIDERACIONES TEÓRICAS “Cuando la energía disponible de un yacimiento no es suficiente para elevar el
petróleo hasta la superficie, es necesario utilizar un sistema artificial de
35
levantamiento, que proporcione la energía adicional requerida para continuar la
explotación racional del yacimiento”3.
En el Área Lago Agrio, el sistema del levantamiento artificial que prima, es el
Bombeo Hidráulico, además de este sistema, existen también los siguientes
sistemas: Bombeo Mecánico y Bombeo Electrosumergible. Los fundamentos del
sistema de Bombeo Electrosumergible, se presenta posteriormente.
1.2.1.1 Bombeo Mecánico El bombeo mecánico, es un procedimiento de succión y transferencia casi
continua del petróleo hasta la superficie. La unidad de superficie imparte el
movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón
de la bomba, colocada en la sarta de producción, a cierta profundidad del fondo
del pozo.
Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción
reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de
varillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual
moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas.
El bombeo mecánico convencional tiene su principal aplicación en el ámbito
mundial en la producción de crudos pesados y extra pesados, aunque también se
usa en la producción de crudos medianos y livianos.
No se recomienda en pozos desviados y tampoco es recomendable cuando la
producción de sólidos y/o la relación gas – líquido sea muy alta, ya que afecta
considerablemente la eficiencia de la bomba.
1.2.1.2 Bombeo Hidráulico El sistema de bombeo hidráulico empleando una ley básica de la hidráulica (ley
de pascal). Esta ley establece que la presión ejercida en la superficie del líquido
se trasmite con igual intensidad en todas direcciones, en cualquier punto del 3Folleto de Levantamiento artificial. Ing. Vinicio Melo
36
fluido. El sistema de bombeo hidráulico aplica este principio al bombeo de pozos
petrolíferos, transmitiendo la presión de un fluido desde una fuente en superficie a
uno o más puntos en el fondo.
Aplicando este principio es posible inyectar desde la superficie un fluido a alta
presión que va a operar el pistón motor de la unidad de subsuelo en el fondo del
pozo. El pistón motor esta mecánicamente ligado a otro pistón que se encarga de
bombear el aceite producido por la formación.
Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden
provenir del mismo pozo, que nos van accionar una bomba ya sea tipo pistón o
tipo jet, instalada en el fondo del pozo, para elevar los fluidos hasta la superficie.
Las unidades instaladas en superficie de los sistemas de bombeo hidráulico,
manejan fluido motriz a presión de 3.000 psi.
1.2.2 SITUACIÓN ACTUAL DE LAS ESTACIONES Y LOS SISTEMAS DE
PRODUCCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO
1.2.2.1 Estado y Distribución de los Pozos de Acuerdo al Sistema de Producción En el Área Lago Agrio, se han perforado 101 pozos, de los cuales 48 se
encuentran produciendo, 25 producen con levantamiento artificial por bombeo
hidráulico, 17 mediante bombeo electrosumergible y 6 por bombeo mecánico.
Además se tienen 46 pozos cerrados, 5 pozos abandonados, 2 pozos
reinyectores. La producción promedio diaria es de 9.552 BPPD, declina a razón
del 10,6% anual.
La distribución de pozos, por campos es la siguiente:
· Campo Lago Agrio, con 54 pozos perforados, de los cuales 17 pozos están
produciendo, 31 pozos están cerrados, 5 pozos abandonados y un pozo
37
reinyector, la producción del campo es operada por dos estaciones de
producción: Lago Central y Lago Norte.
· Campo Guanta, con 29 pozos perforados, de los cuales 19 pozos están
produciendo, 9 pozos están cerrados y un pozo reinyector, la producción
del campo es operada por la estación de producción Guanta.
· Campo Parahuacu, con 18 pozos perforados, de los cuales 12 pozos están
produciendo y 6 pozos están cerrados, la producción del campo es
operada por la estación de producción Parahuacu.
En la tabla 1.9, se describe el estado actual de los pozos con los diferentes
sistemas de producción de los campos: Lago Agrio, Guanta y Parahuacu, de
acuerdo a los datos de producción de ingeniería de petróleos del Área Lago Agrio,
tomada del Forecast del 30 de Septiembre del 2011.
Tab
la 1
.9 M
AT
RIZ
DE
PR
OD
UC
CIÓ
N D
E L
OS
PO
ZO
S D
EL
ÁR
EA
LA
GO
AG
RIO
AL
30
/09
/201
1
38
CO
NT
INU
AC
IÓN
TA
BL
A 1
.9
39
C
ON
TIN
UA
CIÓ
N T
AB
LA
1.9
40
C
ON
TIN
UA
CIÓ
N T
AB
LA
1.9
41
CO
NT
INU
AC
IÓN
TA
BL
A 1
.9
42
CO
NT
INU
AC
IÓN
TA
BL
A 1
.9
43
CO
NT
INU
AC
IÓN
TA
BL
A 1
.9
44
C
ON
TIN
UA
CIÓ
N T
AB
LA
1.9
45
CO
NT
INU
AC
IÓN
TA
BL
A 1
.9
46
CO
NT
INU
AC
IÓN
TA
BL
A 1
.9
47
CO
NT
INU
AC
IÓN
TA
BL
A 1
.9
48
C
ON
TIN
UA
CIÓ
N T
AB
LA
1.9
49
C
ON
TIN
UA
CIÓ
N T
AB
LA
1.9
50
C
ON
TIN
UA
CIÓ
N T
AB
LA
1.9
51
CO
NT
INU
AC
IÓN
TA
BL
A 1
.9
52
C
ON
TIN
UA
CIÓ
N T
AB
LA
1.9
53
CO
NT
INU
AC
IÓN
TA
BL
A 1
.9
54
C
ON
TIN
UA
CIÓ
N T
AB
LA
1.9
FU
EN
TE
: E
sta
ció
n L
ago
Ce
ntra
l, E
P P
ET
RO
EC
UA
DO
R,
Fo
reca
st S
ept
iem
bre
201
1.
EL
AB
OR
AD
O P
OR
: Je
nnife
r H
ino
josa
, Hu
mb
erto
Go
yes.
55
56
1.2.2.2 Estado Actual de la Producción por Estaciones y Métodos
Al 30 de septiembre del 2011, la producción promedia de toda el Área Lago Agrio,
es de 9.552 BPPD y 3.235 BAPD. En la tabla 1.10, consta la producción por
campo del Área de estudio, el tipo de levantamiento, los barriles de fluidos por
día, los barriles de petróleo por día, el porcentaje de BSW, el estado de los pozos
y la densidad API.
Tabla 1.10 FORECAST SEPTIEMBRE 2011
57
CONTINUACIÓN TABLA 1.10
FUENTE: Estación Lago Central, EP PETROECUADOR, Forecast Septiembre 2011. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 1.11, se describe la producción del Área Lago Agrio por métodos de
levantamiento de fluido y en la que consta el método, el número de pozos, los
barriles de petróleo por día y el total de pozos que actualmente se encuentran
produciendo. En el gráfico 1.1, el 38% de la producción total de petróleo del Área
Lago Agrio, corresponde al bombeo electrosumergible, siendo para este proyecto
el método de mayor interés, mientras que el 56% de la producción se debe al
bombeo hidráulico y el 6% pertenece al bombeo mecánico.
58
56% 38 %
6%
Producción De Petróleo Por Método [BPPD]
Hidráulico
Electrosumergile
Mecánico
17%
18%
34%
31%
Producción De Petróleo Del Área Lago Agrio [BPPD]
Lago Central
Lago Norte
Guanta
Parahuacu
Producción Total De Petróleo Del Área Lago Agrio = 9.552 BPPD
Tabla 1.11 PRODUCCIÓN POR MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO DEL ÁREA
CAMPO PRODUCCIÓN POR TIPO DE LEVANTAMIENTO
Bombeo Hidráulico Bombeo Electrosumergible Bombeo Mecánico
Nro.de pozos BPPD Nro.de pozos BPPD Nro.de pozos BPPD
LAGO CENTRAL 4 1.201 1 251 2 95
LAGO NORTE 5 1.027 3 597 2 132
GUANTA 8 1.392 9 1.628 2 298
PARAHUACU 8 1.810 4 1.121 0 0
TOTAL 25 5.430 17 3.597 6 525
PRODUCCION TOTAL (BPPD) 9.552
TOTAL POZOS PRODUCIENDO EN EL AREA LAGO AGRIO 48
FUENTE: Estación Lago Central, EP PETROECUADOR, Forecast Septiembre 2011. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Gráfico 1.1 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR MÉTODO EN EL ÁREA LAGO AGRIO
FUENTE: Estación Lago Central, EP PETROECUADOR, Forecast Septiembre 2011. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En el gráfico 1.2, se muestra el porcentaje de producción de petróleo que aporta
cada campo del Área Lago Agrio.
Gráfico 1.2 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR CAMPO DEL ÁREA LAGO AGRIO
FUENTE: Estación Lago Central, EP PETROECUADOR, Forecast Septiembre 2011. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
59
1.2.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN El campo Lago Agrio cuenta con cuatro estaciones de producción: estación de
producción Lago Central, estación de producción Lago Norte, estación de
producción Parahuacu y la estación de producción Guanta, las facilidades de
producción se especifican en la tabla 1.12.
Tabla 1.12 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO
ESTACIÓN FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
LAGO NORTE
* Sistema contraincendios * 3 múltiples de producción y 1 múltiple de prueba
* 1 separador de prueba de 5.000 [bls/día]
* 2 separadores de producción de 10.000 [bls/día] cada una
* 1 bota de gas de 15.000 [bls/día]
* 1 tanque de lavado de 24.680 [bls/día]
* 1 tanque de reposo de 18.800 [bls/día]
* 1 calentador de 800 [BAPD] (T1=105°F; T2=125°F)
* 1 bomba de recirculación TK-TK
* 1 bomba de reinyección de agua Centrilift , motor 50 HP
* 1 bomba de reinyección de agua Reda , motor 50 HP
* 2 bombas de transferencia intercambiadoras de presión
* 1 bomba P.O. HPS REDA, (Pd=3.900 psi, Ps=65 psi, capacidad=4.114 BPD)
* 1 bomba P.O. Quítuplex National, (Pd=3.855 psi, Ps=145 psi, capacidad=4.114 BPD)
* 2 bomba P.O. HPS Norte Woodgroup, (Pd=5.000 psi, Ps=150 psi, capacidad=8.297 BPD)
* 1 bomba P.O. HPS Centrilift, (Pd=3.600 psi, Ps=150 psi, capacidad=4.114 BPD)
* 2 bombas de transferencia centrífugas DURCO
LAGO CENTRAL
* Sistema contraincendios * 2 múltiples de producción y 1 múltiple de prueba
* 1 separador de prueba de 5.000 [bls/día]
* 1 separador de producción de 10.000 [bls/día]
* 1 bota de gas de 20.000 [bls/día]
* 1 tanque de lavado de 14.690 [bls/día]
* 1 tanque de reposo de 14.100 [bls/día]
* 1 bomba de recirculación TK-TK- INGERSOLLAND
* 1 bomba calentador - DURCO, MARK III
* 1 bomba Booster de reinyección de agua DURCO (serie 402877)
* 1 bomba motor inyección de químico TEXAS HOUSTON, (modelo motor 1121007410 1/4 )
* 1 bomba P.O. Tríplex National , (Pd=3.550 psi, Ps=275 psi, capacidad=2.468 BPD)
* 1 bomba P.O. Quítuplex National, (Pd=3.855 psi, Ps=145 psi, capacidad=4.114 BPD)
* 2 bomba P.O. Quítuplex National, (Pd=3.855 psi, Ps=145 psi, capacidad=4.114 BPD)
* 1 bomba P.O. HPS 39 REDA, (Pd=3.900 psi, Ps=65 psi, capacidad=4.114 BPD)
* 2 bombas de transferencia - DURCO MARK II
60
CONTINUACIÓN TABLA 1.12
GUANTA
* Sistema contraincendios * 1 múltiple de producción y 1 múltiple de prueba * 1 separador de prueba de 5.000 [bls/día]
* 2 separadores de producción el primero de 10.000 [bls/día] y el segundo de 20.000[bpd]
* 1 bota de gas de 15.000 [bls/día]
* 1 tanque de lavado de 24.680 [bls/día]
* 1 tanque de reposo de 18.800 [bls/día]
* 1 bomba de recirculación TK-TK
* 1 bomba de reinyección de agua Centrilift , GC 1700
* 1 bomba de reinyección de agua Reda , GN 3200
* 1 bomba tríplex (Pd=3.550 psi, Ps=165 psi, capacidad=2.400 BPD)
* 2 bombas de transferencia incrementadoras de presión * 2 bombas de transferencia centrífugas HP
PARAHUACU
* Sistema contraincendios * 1 múltiple de producción y 1 múltiple de prueba
* 1 separador de prueba bifásico de 5.000 [bls/día]
* 2 separadores de producción el primero de 10.000 [bls/día] y el segundo de 15.000[bpd]
* 1 bota de gas de 20.000 [bls/día]
* 1 tanque de lavado de 5.140 [bls/día]
* 1 tanque de reposo de 12.090 [bls/día]
* 2 bombas Power Oil - DURCO MARK III
* 2 bombas P.O. REDA, (Potencia=250 HP, capacidad=3.200 BPD)
* 3 bombas de transferencia incrementadoras de presión TRIPLEX
* 2 bombas de transferencia centrífugas - DURCO MARK III
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.2.3.1 Sistema de Reinyección de Agua del Área Lago Agrio El sistema de reinyección, es un proceso que permite controlar el volumen total de
agua de formación producida y cada vez es de mayor importancia en el desarrollo
de las operaciones de producción, por lo que comprende de una serie de
instalaciones cuyo objetivo es mejorar la calidad del agua y prolongar la vida útil
de tuberías, accesorios, tanques, bombas y arena receptora. Los sistemas de
reinyección por campos son:
· Campo Lago Agrio, se encuentra en la estación de producción Lago Norte,
en Lago Central se cuenta con 2 bombas que envían el agua a la estación
Lago Norte, donde se reinyecta agua por el pozo Lag-16, debido a la baja
productividad y bajas presiones que presenta, el agua proveniente de los
campos: Lago Agrio y Parahuacu, es reinyectada por el pozo Lag-16, a la
61
arena Tiyuyacu, la capacidad instalada es de 9.662 BAPD. La producción
actual de agua es de 1.679 BAPD.
· Campo Guanta, desde la estación Guanta se envía el agua de formación
proveniente de los pozos productores del campo Guanta, con una
capacidad instalada de reinyección de 6000 BAPD, el agua es reinyectada
por el pozo Gta-07, a la arena Tiyuyacu. La producción actual de agua es
de 1.420 BAPD.
· Campo Parahuacu, en la estación Parahuacu no existe facilidades para la
reinyección de agua, debido a la baja producción de agua en el campo
(136 BAPD). El agua producida es enviada mediante vacuum al pozo Lag-
16, para su reinyección, es recomendable, instalar una línea de transporte
de agua hacia la estación Lago norte. La producción actual de agua es de
136 BAPD.
La tabla 1.13, muestra los equipos destinados para la reinyección de agua de
formación en las diferentes estaciones del Área Lago Agrio.
Tabla 1.13 ESTACIONES DE REINYECCIÓN DEL AGUA DEL ÁREA LAGO
AGRIO
FUENTE: Estación Lago Central, EP PETROECUADOR, Forecast Septiembre 2011. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.2.3.1.1 Tratamiento Químico para la Reinyección de agua en el Área Lago Agrio
En la tabla 1.14, se puede observar el tratamiento químico que se da al agua
producida por cada estación, para que pueda ser reinyectada, además el tipo de
62
químico, el volumen de químicos utilizados para el tratamiento del agua, al 30 de
Septiembre del 2011.
Tabla 1.14 TRATAMIENTO QUÍMICO PARA LA REINYECCIÓN DE AGUA
Químicos
Antiescala Anticorrosivo Biocida
ESTACIÓN POZO BAPD Volumen [gal/día]
Lago Agrio Lago 16 2.307 7,0 2,0 14,0
Guanta GTA-07 1.271 1,0 9,0 0,0
FUENTE: Estación Lago Central, EP PETROECUADOR, Forecast Septiembre 2011. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.2.3.2 Sistema de Generación Eléctrica del Área Lago Agrio El sistema eléctrico de EP PETROECUADOR, en el Oriente Ecuatoriano está
formado por dos grandes grupos:
ü SEIP, Sistema Eléctrico Interconectado de Potencia.
ü SCI, Sistema Centralizado Independiente.
El SEIP, es el sistema eléctrico más grande de generación, conectado por una
línea de transmisión de 69 KV y abarca las áreas de producción: Lago Agrio,
Sacha, Shushufindi, Yulebra, Culebra, Auca y Libertador. El SCI es un sistema
eléctrico independiente que interconecta cada campo en su respectiva área de
producción por una línea de transmisión de 13,8 KV.
En el campo Lago Agrio, se dispone de una Central de generación de 4,5 MW de
potencia que se encuentra interconectada al SEIP, esta Central alimenta una
subestación de 13,8 KV, desde donde se distribuye energía eléctrica mediante 6
alimentadores.
En el campo Guanta, existen tres grupos de generación eléctrica que abastecen
los requerimientos del sistema de bombeo electrosumergible, reinyección de agua
y transporte de fluido. En el campo Guanta se dispone actualmente de una central
de generación de 900 [KW] de potencia efectiva, esta central alimenta una
63
subestación de 13,8 KV de 2 MVA de capacidad, desde donde distribuye energía
eléctrica mediante dos alimentadores a todo el sector de Guanta. Además existen
tres generadores individuales que proveen energía a tres pozos y bombas de
reinyección. En la tabla 1.15 se puede observar la información de generación
eléctrica que tiene el Área Lago Agrio.
Tabla 1.15 DISPONIBILIDAD ENERGÉTICA DEL ÁREA LAGO AGRIO
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.3 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA TECNOLOGÍA DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES)
1.3.1 INTRODUCCIÓN
El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial que utiliza
un motor eléctrico en el subsuelo para mover a una bomba centrífuga. Las
bombas electrosumergibles tienen grandes ventajas en los pozos con:
Ø Altas tasas de producción
Ø Alta productividad
Ø Bajas presiones en el fondo del pozo
Ø Bajas relaciones de gas en solución
La función principal del sistema de bobeo electrosumergible, es proporcionar la
energía adicional al fluido del yacimiento mediante el uso de bombas centrifugas
64
multi-etapa para la extracción de petróleo, el caudal de operación es controlado
mediante variadores de velocidad instalados en la superficie del pozo.
En el Área Lago Agrio, se encuentran instalados equipos de superficie y de fondo
de tres compañías diferentes: REDA-SCHLUMBERGER, BAKER-CENTRILIFT y
WOOD GROUP, sus características de operación eléctrica y mecánica se ajustan
a las condiciones de operación de cada pozo.
Los componentes del sistema de bombeo electrosumergible se clasifican en dos
grupos: Equipo de Superficie y Equipo de Subsuelo.La figura 1.23, muestra los
componentes del sistema de bombeo electrosumergible.
Figura 1.23 COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
FUENTE: Manual de Bombeo Electrosumergible, Baker Centrilift.
La instalación de superficie consta de un transformador reductor, un
transformador elevador, controlador de motor (o tablero de control), caja de
venteo y cabezal de pozo electrosumergible donde el cable de energía redondo o
plano puede ser encajado.
65
La instalación de subsuelo consiste de motor eléctrico, protector, sección de
admisión, bomba centrífuga multi-etapa y cable eléctrico. El cable de potencia
transmite la energía eléctrica desde la superficie hasta el motor y está sujetado
mediante flejes metálicos al equipo y a la tubería de producción.
Se puede tener varios componentes adicionales como: centralizador, sensor de
fondo, separador de gas, intake o succión, válvula de retención, válvula de
drenaje y diversos medios de asegurar el cable al costado de la tubería de
producción y los soportes de la cabeza del pozo.
1.3.2 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUPERFICIE La función principal del equipo de superficie es monitorear las condiciones del
pozo, proveer de energía eléctrica al motor electrosumergible y controla su
funcionamiento.
La instalación de superficie consta de un transformador reductor de 13,8 KV a 480
V, voltaje necesario para la operación del variador de velocidad (VSD), el cual
provee el voltaje trifásico variable al transformador elevador multi-taps, elevando
al voltaje necesario para la operación del motor en el fondo del pozo, la caja de
venteo es un punto de conexión del equipo de superficie con el equipo de fondo,
finalmente junto a la caja de venteo se instala un registrador de amperaje del
motor electrosumergible. Los componentes principales del equipo de superficie
del sistema de bombeo electrosumergible son:
Ø Cabezal del pozo
Ø Caja de Conexiones (Caja de Venteo)
Ø Transformadores
Ø Controladores del Motor (Variador de frecuencia)
1.3.2.1 Cabezal del Pozo
El cabezal cierra mecánicamente el pozo, es decir proporciona hermeticidad y
control de los fluidos del pozo; puede resistir presiones diferenciales de hasta
10.000 psi, y está diseñado para soportar el peso del equipo de subsuelo y
66
mantener el control del pozo en el anular y tubing. Provee las facilidades para
instalar el cable de potencia, mediante un conector denominado “Quick Conector”,
donde se realiza el empalme de los cables eléctricos de superficie y de fondo.
El cabezal del pozo además incluye estranguladores ajustables, colgadores de la
tubería de producción y válvulas de alivio. La figura 1.24, representa el cabezal
del pozo de BES.
Figura 1.24 CABEZAL DEL POZO CON BES
FUENTE: Baker Centrilift.
1.3.2.2 Caja de Conexiones (Venteo) Por razones de seguridad, la caja de conexiones (figura 1.25), también conocida
como caja de venteo está localizada entre el cabezal del pozo y el tablero de
control.
La caja de venteo cumple con tres funciones muy importantes:
1. Proveer un punto de conexión entre el bobinado secundario del
transformador elevador multi-taps y el cable eléctrico de potencia
proveniente del fondo del pozo.
2. Permite desfogar a la atmósfera el gas que pueda subir por la armadura
de protección del cable eléctrico de potencia, proveniente del fondo del
pozo.
3. Facilita puntos de prueba fácilmente accesibles para la revisión eléctrica
de los equipos de subsuelo.
67
Figura 1.25 CAJA DE CONEXIONES
FUENTE: Baker Centrilift. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Generalmente junto a la caja de venteo se instala un registrador amperímetro
donde se registra de forma gráfica la corriente del motor electrosumergible en
cartas Amperimétricas.
1.3.2.3 Controladores del Motor
Los controladores de motor pueden ser simples en su diseño, mientras que otros
pueden ser extremadamente sofisticados y complejos, ofreciendo numerosas
opciones que fueron diseñadas para aumentar los métodos de control, protección,
y monitoreo del equipo BES. Se escogerá el tipo de controlador dependiendo de
la aplicación, que se quiera dar, la economía y el método preferido de control.
Existen tres tipos de Controladores del Motor especialmente diseñados para las
unidades de bombeo electrosumergible, que se usan para proteger y diagnosticar
los equipos de fondo:
Ø Panel de Control de Velocidad Fija (Switchboard)
Ø Controlador de Velocidad Variable (VSD)
Ø Arrancador Suave
Normalmente, todos utilizan un sistema de circuitos que proporcionan protección y
control, para el sistema BES. Los controladores varían en tamaño físico, diseño y
potencia.
68
1.3.2.3.1 Panel de Control de Velocidad Fija
El tablero de control de frecuencia fija, especialmente diseñado para ser usado
con equipos BES, es usado en conjunto con un controlador, el cual protege al
motor y al cable de descargas de alto voltaje.Los arranques del motor son
“bruscos”.
El controlador protege al sistema BES de sobrecarga, bajacarga, desbalance de
la corriente, sobre y bajos voltajes de la red, arranques excesivos, etc.
Este puede ser sumamente sencillo y contener únicamente un botón de arranque
y un fusible de protección por sobre carga; o bien puede contener fusibles de
desconexión por sobrecarga y baja carga, mecanismos de relojería para
restablecimiento automático y operación intermitente, protectores de
represionamiento de líneas, luces indicadores de la causa de paro, amperímetro,
y otros dispositivos para control remoto, los tipos de tablero existentes son
electromecánicos o bien totalmente transistorizados y compactos.
Figura 1.26 TABLERO DE CONTROL (SWITCHBOARD)
FUENTE: Curso Básico BES. Baker Centrilift.
1.3.2.3.2 Controlador de Velocidad Variable (VSD)
El controlador de velocidad variable VSD (Variable Speed Driver), permite alterar
la frecuencia del voltaje que alimenta al motor y por lo tanto modificar su
69
velocidad. El rango de ajuste de la frecuencia es de 30 a 90 Hz, lo que implica su
amplio rango de velocidades y por lo tanto permite mejorar las condiciones de
producción deseadas. Una alta frecuencia incrementa la velocidad y la
producción; una baja frecuencia, los disminuye.
El VSD se instala en superficie entre los transformadores reductor y elevador
multi-taps, como se observa en la Figura 1.27, éste controla la velocidad de
rotación del eje del motor electrosumergible que se encuentra axialmente
acoplado al eje de la bomba centrífuga multi-etapa ubicada en el fondo del pozo.
El VSD proporciona la potencia suficiente del equipo de fondo para que éste
funcione en óptimas condiciones, además puede ser programado para situaciones
especiales tales como control y monitoreo del equipo BES, encendido sin
sobrecarga, con torques constantes, descarga del fluido de control, arranques
programados después de un paro del equipo y otros.La manipulación de la
frecuencia de entrada al motor permite modificar la velocidad del equipo de fondo
y por ende el rendimiento y rango operacional de la bomba electrosumergible.
Figura 1.27 CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE (VSD)
FUENTE: Curso Básico BES. Baker Centrilift.
1.3.2.3.3 Arrancador Suave Los Arrancadores Suaves optimizan las secuencias de arranque y de parada
(aceleran y desaceleran), aumentan la productividad, permiten ahorro de energía /
70
mantenimiento y protegen los motores de inducción trifásicos, es decir reducen
los esfuerzos eléctricos y mecánicos que se asocian con el arranque de los
equipos electrosumergibles para aplicaciones de baja profundidad. Este es similar
a un panel de control estándar, hace caer el voltaje en los terminales del motor
durante la fase inicial del arranque.
El arranque suave se logra controlando la cantidad de potencia entregada al
motor a medida que toma velocidad. El control de la tensión aplicada al motor
permite a los Arrancadores Suaves arrancar y parar un motor eléctrico de modo
suave y controlado.
1.3.2.4 Transformadores
Los transformadores, tanto reductor como elevador multi-taps, son instalados en
superficie, debido a que los variadores requieren una tensión de entrada entre
480V y 380V generalmente. Esta tensión se logra con el transformador reductor
(SDT) que baja el voltaje desde las líneas de 2,4 kV o 13,8kV o 34,5kV.La tensión
de salida del variador es generalmente inferior a la requerida por el motor, por eso
se usa un transformador elevador (SUT) que sube el voltaje hasta el requerido por
el motor (1.000V – 3.760V).
Los transformadores tienen un panel equipado con taps, que se usan para
conseguir el voltaje necesario para el funcionamiento de los controladores del
motor electrosumergible. En la figura 1.28, se ilustra los taps del panel del
transformador.
Figura 1.28 TAPS DEL PANEL DEL TRANSFORMADOR
FUENTE: Baker Centrilift.
71
1.3.2.4.1 Transformador Primario (Reductor)
El primer transformador reduce el voltaje de distribución (línea primaria) de 13,6
kV al voltaje de 480 V, necesario para el funcionamiento del variador de
frecuencia o por el tablero de control, y se puede instalar un solo transformador
trifásico o un banco de tres transformadores monofásicos. En la figura 1.29, se
observa un transformador primario.
Figura 1.29 TRANSFORMADOR PRIMARIO (REDUCTOR)
FUENTE: Baker Centrilift.
Cuando se instala un tablero de control, el voltaje de salida será el voltaje
requerido por el motor, mientras que cuando se instala un Variador de Frecuencia,
el voltaje de salida será el voltaje requerido por este equipo y será necesario
utilizar un transformador secundario.
1.3.2.4.2 Transformador Secundario (Elevador)
El transformador secundario, conocido también como “Transformador Elevador”,
es utilizado principalmente cuando se instala un Variador de Frecuencia, con la
finalidad de elevar el voltaje de salida del variador (480V variable en frecuencia) al
voltaje que requiere el motor electrosumergible con las respectivas conexiones
(DELTA O ESTRELLA) y el tap que se selecciona en el transformador elevador.
Se puede instalar un solo transformador trifásico o un banco de tres
transformadores monofásicos. La figura 1.30, muestra un transformador
secundario.
72
Figura 1.30 TRANSFORMADOR SECUNDARIO (ELEVADOR)
FUENTE: Baker Centrilift.
1.3.3 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUBSUELO
Son aquellas piezas o componentes que operan instalados en el subsuelo. Las
compañías de bombeo electrosumergible se especializan en la fabricación de
estos equipos.
El equipo de fondo del sistema BES, tal como se indica en la figura 1.31, se
suspende de la tubería de producción y cumple con la función de levantar la
columna de fluido necesaria para la producción de hidrocarburos del pozo.
Los componentes principales del equipo de subsuelo del sistema de bombeo
electrosumergible son:
Ø Motor Electrosumergible
Ø Protector o Sección Sellante (Sello)
Ø Bomba Electrosumergible
Ø Cable de Extensión (Motor Lead Extensión – MLE)
Ø Cable de Potencia
Ø Separador de Gas
Ø Sensor
73
Figura 1.31 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUBSUELO
FUENTE: Tecnologías en evolución BES – PDF.
1.3.3.1 Motor Electrosumergible
Este es un motor trifásico, de inducción tipo “jaula de ardilla”, de dos polos, similar
a los utilizados en aplicaciones de superficie. El motor electrosumergible provee la
energía que necesita la bomba para rotar y acelerar los fluidos que están siendo
bombeados hacia la superficie, pueden operar a una velocidad típica de 3.600
RPM a 60 Hz y 2.917 RPM a 50 Hz.
Una corriente alterna (AC) de tres fases crea campos magnéticos que giran en el
estator. Estos campos magnéticos inducen a los rotores y al eje a girar dentro del
74
estator, siendo capaz de producir un determinado número de Potencia (HP) a un
voltaje dado. La frecuencia juega un papel muy importante ya que la velocidad y
potencia del motor están en función de esta.
Los componentes del motor están diseñados para resistir temperaturas hasta
260oC (500oF). La figura 1.32, esquematiza un motor.
Figura 1.32 MOTOR ELECTROSUMERGIBLE
FUENTE: Introducción a BES – WOOD GROUP.
El motor posee aceite aislante tipo mineral refinado que lubrica los cojinetes del
motor y transfiere el calor generado hacia la carcasa del motor, además provee de
alta resistencia dieléctrica y conductividad térmica que facilita la refrigeración del
calor generado hacia el housing del motor, el calor es transferido al fluido que
pasa por la superficie externa del motor. Para obtener una refrigeración efectiva
se suele recomendar que la velocidad del fluido del pozo en el espacio anular no
sea inferior a 1 pie/s. La tensión o voltaje de operación de diseño puede variar
desde 220V hasta 5.000V, mientras que los requerimientos de corriente pueden
variar desde 12 hasta 140 amperios. Los principales componentes de un motor
eléctrico empleado en los sistemas de bombeo electrosumergible son:
Ø Estator: Abarca todo el grupo de partes inmóviles
75
Ø Rotor: Abarca el grupo de partes giratorias
Ø Cojinetes del motor
Ø Eje
En la figura 1.33, se ilustra un corte de motor electrosumergible con sus
principales componentes.
Figura 1.33 COMPONENTES BÁSICOS DEL MOTOR
FUENTE: Baker Centrilift.
La selección apropiada de un motor electrosumergible depende de los siguientes
factores:
· HP que va a consumir el sistema
· Porcentaje de la carga a la cual trabajará
· Temperatura operativa del motor
· Profundidad del equipo
· Velocidad del fluido
· Presencia de agentes corrosivos y o carbonatos
· Características del fluido (API, Corte de Agua, etc.)
· Diámetro interno del casing
· Suministro de energía y equipo de superficie (Voltaje, corriente)
1.3.3.1.1 Serie del Motor
Al igual que las bombas, los motores están clasificados según su serie. La serie
está directamente relacionada con el diámetro externo del motor. En el caso de
BES, los motores se designan con números, de acuerdo a su diámetro externo.
76
Los motores se seleccionan de acuerdo a la potencia demandada por el sistema y
el diámetro interior disponible en el revestidor.
Si por alguna razón, el sistema demanda una potencia mayor a la del motor más
grande para una serie determinada, estos pueden montarse en tándems de dos o
tres motores, duplicando o triplicando la potencia.
Al realizar combinaciones de más de un motor, es importante mantener el mismo
amperaje de placa en todas las piezas, además es recomendable, mantener una
misma potencia y un mismo voltaje.La tabla 1.16, muestra las series y rangos de
los motores BES utilizados.
Tabla 1.16 Series Y Rangos De Capacidad De Los Motores
SERIE DIÁMETRO
(pulg) RANGO
(HP @ 60 Hz) RANGO
(HP @ 50 Hz
375 3,75 7,5-233 6,3-198
456 4,56 12-432 10-360
540 5,40 20-750 16,5-562
562 5,62 30-1.170 25-975
738 7,38 250-1.550 208-1.250
FUENTE: Schlumberger – REDA ESP CATALOG. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
1.3.3.2 Protector o Sección Sellante (Sello)
El protector o sección sellante se instala entre el separador de gas y el motor,
está diseñando para proteger al motor ya que cumple con las siguientes funciones
básicas tales como:
· Evitar el ingreso de fluidos del pozo al interior del Motor (Sellar).
· Absorber los empujes descendentes y ascendentes de la bomba
(Proteger).
· Equilibrar la presión interna del motor con la presión del pozo (Ecualizar).
· Además, sirve de vinculo mecánico entre el motor y la bomba
· Acoplar el motor a la bomba, transmitir el torque a través del eje.
77
· Proveer capacidad de almacenamiento para la expansión y contracción del
aceite del motor debido a los cambios de temperatura.
El protector o sello posee una serie de arreglos mecánicos llamados cámaras,
estas cámaras pueden ser de 2 tipos, de bolsa o sello positivo y laberínticos; las
cámaras de bolsa crean una barrera mecánica contra el fluido del pozo
impidiendo que este pase a través de ellas.
Estas bolsas están llenas con aceite dieléctrico que cuando se expande sella
prácticamente el anular interno del sello, se las emplea en aplicaciones en donde
el fluido del pozo y el motor tienen gravedades específicas similares o cuando el
pozo es altamente desviado.
La cámara laberíntica separa el fluido por diferencia de densidades impidiendo de
esta manera que cualquier fluido que hubiera pasado por las cámaras de bolsa
migren hacia los motores. Absorbe el empuje descendente de las bombas a
través de un cojinete de deslizamiento el cual utiliza un film de aceite
hidrodinámico para su lubricación durante su operación.
La nomenclatura para denominar los protectores comienza desde la cabeza y
sigue hacia la base, se denomina de acuerdo a las cámaras de sello utilizadas y a
la forma en que se conectan entre sí; puede ser en serie o en paralelo, cuya
nomenclatura es:
L: Cámara tipo laberinto
B: Cámara tipo bolsa
P: Conexión tipo paralelo
S: Conexión tipo serie
HL: Cojinete de alta carga
En la figura 1.34, se ilustra un arreglo de sellos, de los dos tipos: cámara de bolsa
y laberíntica.
78
Figura 1.34 PROTECTOR O SELLO
FUENTE: Baker Centrilift.
Los sellos vienen en varios tamaños para unir motores y bombas de diámetros
diferentes. El eje del sello se une al eje de la bomba de tal manera que el peso y
la carga hidráulica longitudinal de este, y cualquier carga longitudinal de los
impulsores fijos es transmitida de la bomba al eje del ensamble del sello. Estas
cargas son transferidas a su vez al cojinete de empuje, aislándolas del eje del
motor protegiéndolo.
1.3.3.3 Bomba Electrosumergible
El corazón del sistema de bombeo electrosumergible es la Bomba Centrífuga.
Estas bombas son del tipo Multi- Etapas y el número de estas depende de cada
aplicación específica.La Bomba Centrífuga está construida de una serie de etapas
(Impulsores y Difusores) ubicados en un alojamiento llamado “housing”. La
nomenclatura utilizada para identificar a una bomba será por su serie (diámetro)
más el caudal que la bomba pueda manejar en su punto de mayor eficiencia. Se
superponen varias etapas (Bombas Multietapas) para obtener la altura de
columna deseada (TDH).La figura 1.35, ilustra una bomba electrosumergible.
Figura 1.35 BOMBA CENTRÍFUGA MULTIETAPA
FUENTE: Introducción a BES – WOOD GROUP.
79
Cada etapa está formada por un Impulsor y un Difusor. El impulsor da al fluido
Energía Cinética, mientras que el Difusor cambia esta energía cinética en Energía
Potencial (Altura de elevación o cabeza). El fluido entra al impulsor por medio de
un orificio interno, cercano al eje y sale por el diámetro exterior del impulsor. El
difusor dirige el fluido hacia el siguiente impulsor, se debe tener en cuenta que el
número de etapas no varía el caudal. La figura 1.36, indica las partes tanto del
difusor como del impulsor.
Figura 1.36 ELEMENTOS DEL IMPULSOR Y DEL DIFUSOR
FUENTE: Baker Centrilift. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En el impulsor se tienen dos tipos de movimientos rotatorios:
· Radial (hacia fuera del impulsor).
· Tangencial (en dirección al diámetro externo del impulsor).
Dando como resultado la dirección de flujo, mientras que el Difusor convierte la
energía de alta velocidad y baja presión, en energía de baja velocidad y alta
presión, el funcionamiento en conjunto de impulsores y difusores da como
resultado el recorrido del fluido, tal como se observa en la figura 1.37.
Figura 1.37 RECORRIDO DEL FLUIDO
FUENTE: Introducción a BES – WOOD GROUP.
80
1.3.3.3.1 Análisis de las Curvas de rendimiento las Bombas Electrosumergibles
La curva de rendimiento de la bomba electrosumergible, permite conocer las
características de funcionamiento de la bomba, tal como se observa en la figura
1.38, estas son determinadas mediante pruebas prácticas.
Las curvas de rendimiento indican los valores de eficiencia, longitud de columna
hidrostática que es capaz de desarrollar la bomba (una etapa); así como, la
potencia al freno en cada caso, para diversos caudales. Las pruebas prácticas de
la bomba se realizan utilizando como fluido de ensayo: agua dulce de gravedad
especifica 1.0 y viscosidad 1.0 cp.
Figura 1.38 CURVA DE RENDIMIENTO PARA UNA BOMBA DC750
FUENTE: Manual de Curvas, Baker Centrilift.
En la gráfica anterior se pueden identificar las siguientes curvas:
La Curva de Altura de la Columna (Head Capacity): Indica la altura de fluido que
cada etapa puede levantar, en función de los barriles por día (BPD) que la bomba
extrae del pozo. Se puede observar que cuando el caudal aumenta, la altura de la
columna total (o presión) que la bomba es capaz de desarrollar se reduce.
DOWN THRUST UP THRUST
81
La Curva de Potencia al Freno (Brake Horse Power BHP): Indica la potencia real
requerida en HP que requiere cada etapa de la bomba centrifuga en función del
caudal producido para entregar el requerimiento hidráulico para levantar el fluido
(BPD).
La Curva de Eficiencia (Pump Efficiency): Indica como varía la eficiencia de la
bomba electrosumergible, en función de cuan eficiente es la transformación de la
energía mecánica en energía hidráulica para un determinado caudal. El punto de
máxima eficiencia es el valor máximo de barriles por día que la bomba puede
extraer del pozo.
En la curva se puede diferenciar también tres zonas: zona de empuje
descendente (DOWNTHRUST), zona de rango operativo (bomba opera con alto
rendimiento) y zona de empuje ascendente (UPTHRUST). El empuje ascendente
o descendente reduce la vida útil de la bomba, debido que esta puede sufrir
desgaste.
Cuando se tiene un funcionamiento con condiciones de frecuencia variable, la
cantidad de barriles por día (BPD) que la bomba puede extraer del pozo, se
representa en las gráficas llamadas “Curvas Tornado”.
Figura 1.39 CURVA TORNADO DE BOMBA ELECTROSUMERGIBLE DC750
FUENTE: Manual de Curvas, Baker Centrilift.
82
1.3.3.4 Cable Eléctrico de Extensión del Motor (Motor Lead Extensión – MLE)
El cable de extensión del motor o MLE es un cable construido especialmente para
ser instalado en toda la longitud del equipo de fondo, más un mínimo de 6 pies
por encima de la cabeza de descarga de la bomba debido a que este es más
delgado y disminuye el diámetro exterior del conjunto que un cable de potencia,
posee una ficha de conexión o POTHEAD que va conectado al motor en uno de
sus extremos y por el otro extremo se empalma al cable de potencia.
Existe una amplia gama de diseños de cables planos y redondos para los
requerimientos del motor, dependiendo del espacio disponible en el pozo, estos
cables aislados pueden ser instalados en temperaturas de pozos que exceden los
300°F. La figura 1.40, indica un cable de extensión.
Figura 1.40CABLE DE EXTENSIÓN
FUENTE: Baker Centrilift.
El cable tiene una armadura de acero, bronce y monel dependiendo de los
requerimientos y condiciones del pozo, tal como se observa en la figura 1.41.
Figura 1.41 ELEMENTOS DEL CABLE DE EXTENSIÓN
FUENTE: Baker Centrilift.
83
1.3.3.5 Cable de Potencia (Power Cable)
El cable de potencia tiene como función principal transmitir la energía eléctrica
desde el tablero de control ubicado en la superficie, hasta al motor en el fondo y
además trasladar las señales de presión, temperatura, entre otras, desde el
sensor de fondo.
El Cable de potencia es uno de componentes más importantes y sensibles en el
sistema de bombeo electrosumergible, es por esto que las diferentes compañías
fabricantes ofrecen una amplia gama de cables planos(conductores dispuestos en
línea) y redondos para unidades de bombeo electrosumergibles, dependiendo de
la temperatura y condiciones del pozo, diferentes cables han sido diseñados para
cada aplicación.
Los Cables de potencia usan conductores de cobre sólidos, con material aislante
resistente a la acción química del fluido, a la temperatura y a la presión del pozo,
teniendo además como protección adicional una barrera de plomo que protege al
cable contra la penetración de gases. Los cables pueden ser simples o con tubo
capilar para la inyección de químicos dentro del pozo. En la figura 1.42,se
observan los carretes con Cable de Potencia.
Figura 1.42 CABLE DE POTENCIA
|
FUENTE: Baker Centrilift.
Para conceder mayor protección mecánica, los cables están cubiertos con una
armadura metálica.
84
La sección de los conductores y consecuentemente del cable, se dimensiona
teniendo en cuenta la profundidad de la bomba (presión y temperatura a
condiciones de operación), condiciones especiales de operación, tipo de fluido,
tratamientos químicos, gas, la corriente necesaria para el accionamiento del motor
y la caída de tensión a través de los conductores. La caída de tensión no debe
superar los 30 volts por cada 1.000 pies (300 m) de cable. En la figura 1.43,se
ilustra los elementos del cable de potencia.
Figura 1.43 ELEMENTOS DEL CABLE DE POTENCIA
FUENTE: Baker Centrilift.
1.3.3.6 Separador de Gas
Los separadores de gas, además de permitir el ingreso de fluidos al interior de la
bomba, tiene la finalidad de eliminar la mayor cantidad del gas en solución
contenido en estos fluidos.
Existen dos tipos de separadores de gas:
· De flujo Inverso
· Rotativos
Los separadores de Gas de flujo inverso, se componen de un laberinto que obliga
al fluido del pozo a cambiar de dirección antes de ingresar a la bomba. En este
momento, las burbujas continúan subiendo en lugar de acompañar al fluido.
Los separadores de gas rotativos, utilizan la fuerza centrífuga para separar el gas
del líquido. El sinfín obliga al fluido a ingresar al separador, aumentando la
85
presión en el interior de este, luego la centrifuga separa el líquido, que es
impulsado a la parte más alejada de la centrifuga. Es importante indicar que los
separadores rotativos necesitan de mayor potencia (HP) para poder operar con
una alta eficiencia. Los tipos de separadores de gas se pueden observar en la
figura 1.44.
Figura 1.44 SEPARADORES DE GAS
FUENTE: REDA - Schlumberger.
El gas permanece cercano al centro del separador. En la parte superior un
inversor de flujos permite al gas liberarse por los orificios de venteo, mientras los
líquidos ingresan a la bomba. La selección del separador de gas adecuado,
dependerá de la cantidad de gas producida por el pozo, teniendo en cuenta la
tabla 1.17 de eficiencia de separación:
Tabla 1.17 EFICIENCIA DE SEPARACIÓN DE GAS
Tipo de Succión Eficiencia de Separación Gas que ingresa a la Bomba Estándar 0 % 80% al 100%
Flujo Inverso 25% a 50% 50% al 75% Rotativo 70% a 85 % 5% al 20%
FUENTE: WOOD GROUP. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
La eficiencia del separador se determina de la siguiente manera:
Eficiencia (%) = Gas libre separado / gas libre disponible
Flujo Inverso
Flujo Rotativo
86
1.3.4 EQUIPOS ADICIONALES
Los equipos adicionales que se usan generalmente en un sistema de bombeo
electrosumergible son:
· Sensor de Fondo
· Centralizador
· Succión o Intake
· Descarga
· Válvula de retención (Check valve)
· Válvula de Drenado o Purga (Drain Valve)
· Y - Tool o BYPASS
· Fleje
· Protectores Para Cable
1.3.4.1 Sensor de Fondo
Es un dispositivo diseñado para determinar las condiciones reales de trabajo de la
bomba y se instala en el extremo inferior del motor. Se conecta al motor de fondo
a través de un cable de alimentación y un cable de señal. Los Sistemas de
Monitoreo de fondo son capaces de determinar las siguientes condiciones reales
de trabajo de la bomba:
• Presión de fondo
• Temperatura del motor
• Flujo de descarga
• Presión de descarga
• Vibración
El sensor de fondo emplea un transductor de presión a una señal eléctrica, esta
señal se transmite a superficie a través del cable de potencia. El transductor está
compuesto básicamente de un tubo Bourdon y una resistencia variable. El rango
del tubo Bourdon puede ser de 0 –3.500 psi ó 0 – 5.000 psi, mientras que el rango
de la resistencia variable es de 2.500 ohm (condiciones ambiente) –16.500 ohm
87
(fondo). En la figura 1.45, se puede observar un esquema del funcionamiento del
sensor de fondo.
Figura 1.45 FUNCIONAMIENTO DEL SENSOR DE FONDO
FUENTE: Baker Centrilift.
1.3.4.2 Centralizador
Los centralizadores se utilizan para centrar el motor, la bomba y el cable durante
la instalación, se emplean en pozos ligeramente desviados, para mantener el
motor centrado y así permitir un enfriamiento adecuado, también evitan que el
cable se dañe por roce con el casing o con materiales abrasivos a medida que es
bajado en el pozo.
1.3.4.3 Succión o Intake
La entrada de fluidos a la bomba se encuentra ubicada en la parte inferior de la
bomba, en el sentido de instalación del equipo de subsuelo e inmediatamente
arriba del protector.
Es la sección de acceso de los fluidos del pozo hacia la bomba, para que esta
pueda desplazarlos hasta la superficie. El Intake no efectúa ningún proceso de
separación de gas. Las succiones estándar solamente cumplen con las funciones
de permitir el ingreso de los fluidos del pozo a la bomba y transmitir el movimiento
del eje en el extremo del sello al eje de la bomba. La figura 1.46, ilustra un intake.
88
Figura 1.46 SUCCIÓN O INTAKE
FUENTE: Baker Centrilift.
1.3.4.4 Descarga
La descarga es una adaptación por la que cuelga todo el conjunto de fondo, se
instala entre la bomba electrosumergible y la tubería de producción, permite
acoplar la tubería de producción con la bomba. Dependiendo de la tubería de
producción a instalarse, se tienen distintos diámetros de la rosca interna y la serie
de la descarga debe coincidir con la serie de la bomba instalada. En su base tiene
conexión para las bombas, el sello entre unidades es metal – metal por medio de
pernos como el resto del equipo BES y en su parte superior es roscado. La
descarga puede ser construida de acero inoxidable, cuando se trabaja con fluidos
corrosivos.
1.3.4.5 Válvula de retención (Check valve)
La Válvula de Retención tiene por función mantener la columna llena de fluido por
encima de la descarga de la bomba, impidiendo así un retorno cuando el equipo
de fondo está parado.Como ventaja adicional, ante la presencia de arena, impide
que ésta se deposite en la bomba cuando ésta se detiene, pudiendo ocasionar su
atascamiento. Ésta válvula es ubicada dos o tres tubos por encima de la bomba.
En la figura 1.47, se ilustra una válvula de retención.
Figura 1.47 VÁLVULA DE RETENCIÓN
FUENTE: Baker Centrilift.
89
1.3.4.6 Válvula de Drenaje o Purga (Drain Valve)
La Válvula de Drenaje cumple la función de purga de la tubería de producción. La
instalación de esta válvula está recomendada de uno a dos tubing por encima
dela Válvula de Retención. Para operarla, se deja caer una barra de acero desde
la superficie por la tubería de producción; la barra rompe un perno y deja abierto
un orificio de comunicación con el espacio anular. En la figura 1.48, se ilustra una
válvula de drenaje.
Figura 1.48 VÁLVULA DE DRENAJE
FUENTE: Baker Centrilift.
1.3.4.7 Y - Tool o BYPASS
Este accesorio permite el ingreso de herramientas el pozo con cable (wireline) o
tubería flexible sin tener que interferir con el funcionamiento normal de la unidad
BES del pozo, además permite registrar el comportamiento de la bomba mientras
está operando; ésta se instalará junto con la bomba y puede tener las
aplicaciones como: monitoreo del movimiento del agua, la aplicación dirigida de
ácidos, la perforación de nuevos horizontes, y la completación en configuración
múltiple de equipo BES. La figura 1.49, muestra un equipo de bombeo
electrosumergible con Herramienta By – Pass (Y – Tool).
Figura 1.49 BES CON HERRAMIENTA BY-PASS (Y-TOOL)
FUENTE: Baker Centrilift.
90
1.3.4.8 Fleje o sunchos
El cable de extensión del motor y el cable de potencia se mantienen sujetos a la
tubería de producción por bandas metálicas selladas llamadas flejes o sunchos,
éstas aseguran el cable para que éste no se deslice y forme curvaturas que
pueden causar daños en el mismo. Otra función de estos accesorios, además de
la de sostener a los cables mencionados, es la de mantenerlos lo más vertical
posible con respecto a la tubería de producción.
El número de flejes que se instala depende del tipo de cable de potencia que se
usa y el peso (libra / pie) del mismo, se instalan dos flejes por cada tubería de
producción. Si el cable de potencia es muy pesado y adicionalmente tiene tubo
capilar, se puede usar hasta tres flejes por cada tubería de producción.
1.4 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE UN SISTEMA DE BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
1.4.1 VENTAJAS
· Es uno de los métodos de levantamiento artificial más automatizable
· Puede levantar grandes volúmenes de fluido
· Fácil diseño, Simple de operar y aplicable a cualquier pozo.
· Se puede usar en cualquier tipo de facilidades de operación (Tierra - Mar).
· Levanta grandes volúmenes y altos cortes de agua.
· No dispone de partes móviles en superficie, siendo muy conveniente en
áreas urbanas.
· Permite ejecutar diferentes tipos de trabajo para estimulación química del
pozo.
· Versatilidad (diferentes modelos y tamaños).
· Se puede monitorear mediante controles automatizados.
· El mantenimiento es rápido y limpio.
· Alta Confiabilidad.
91
· Recuperación de pozos caídos.
· La inversión inicial se recupera en un período de tiempo más corto que con
otro tipo de levantamiento.
· Las bombas electrosumergibles tienen una ventaja sobre otros equipos en
medios corrosivos. Con el uso de una bomba electrosumergible, la unidad
puede ser cubierta exteriormente y la tubería de producción puede ser
cubierta interiormente. No hay fatiga en una bomba electrosumergible y la
acción corrosiva del H2S no es un problema.
1.4.2 DESVENTAJAS
· Costo inicial relativamente alto.
· Su aplicación se limita a las profundidades medias, principalmente por la
degradación del aislamiento del cable y limitaciones de temperatura
motor/sello.
· El funcionamiento de la bomba se ve afectado significativamente por el gas
libre, no siendo conveniente para pozos con RGP altas.
· El consumo de energía eléctrica es elevado y requiere que esta sea
estable.
· La vida útil del sistema se ve afectada por la producción de fluidos con
arena.
· Para reparar componentes del equipo de subsuelo se requiere sacar todo
el sistema usando una torre de reacondicionamiento.
CAPÍTULO 2
ANÁLISIS TÉCNICO PARA LA SELECCIÓN DE POZOS DE
LOS DIFERENTES SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL
ÁREA LAGO AGRIO
En este capítulo, se procede a la selección de pozos que están produciendo con
el sistema de bombeo electrosumergible, mediante consideraciones técnicas se
eligen los pozos candidatos para realizar un estudio de optimización de la
producción de petróleo.
Las consideraciones técnicas que se toma en cuenta principalmente son: índice
de productividad, reservas remanentes, BSW, presiones de reservorio y de fondo
fluyente, nivel de fluido, presión de intake, eficiencia de flujo, etc. Estos
parámetros son obtenidos y analizados con ayuda de pruebas de restauración de
presión, historiales de producción y reacondicionamiento.
2.1 CONSIDERACIONES TÉCNICAS PARA LA SELECCIÓN DE
LOS POZOS
Para la selección de pozos, es necesario considerar técnicas que tomen en
cuenta el sistema pozo-reservorio, además de tener a disposición datos
confiables y actualizados, con la finalidad de tener como resultado, un estudio
seguro, eficiente y con un margen de error mínimo. Las consideraciones técnicas
a tomar en cuenta son descritas en los siguientes numerales.
En la tabla 2.1, se indican los reportes de las bombas electrosumergibles, de los
pozos del Área Lago Agrio, los principales parámetros que se utilizan, tanto para
la selección de pozos, como para el análisis nodal son: profundidad de intake, tipo
de bomba, amperaje, frecuencia, nivel de fluido, presión de intake y HP.
Tab
la 2
.1 R
EP
OR
TE
DE
BO
MB
AS
ELE
CT
RO
SU
ME
RG
IBL
ES
DE
L Á
RE
A L
AG
O A
GR
IO
PO
ZO
BO
MB
A
MO
TO
R
SE
LL
OS
SG
/ IN
K
SE
NS
OR
A
DIC
ION
AL
C
AB
LE
DE
PO
TE
NC
IA
RU
N
DA
TE
P
rof.
In
take
F
AB
RIC
AN
TE
T
IPO
E
TA
PA
S
AM
P
Hz
Niv
el
flu
ido
[f
ts]
P in
k (p
si)
HP
V
OL
T.
(V)
Tm
[°
F]
AM
P
CA
NT
.
GT
A -
01
18
/12
/201
0 9
.93
3 R
ED
A
DN
-47
5 1
42
+1
42
+1
78
18
5
2
3.9
78
,3
95
7 1
50
2.3
00
30
0 3
9,5
2
S
G
PH
OE
NIX
A
GH
P
LA
NO
AW
G #
4/1
CO
N C
AP
ILA
R
3/8
"
GT
A -
05
02
/08
/201
0 8
.81
1 W
OO
D G
RO
UP
T
D-3
00
15
6+
15
6+
15
6 2
9
55
4
.93
7,1
7 1
.77
6,4
1
00
1.3
55
22
7 4
6
2
2S
G+
INK
S
MA
RT
GU
AR
D
- P
LA
NO
AW
G #
2 C
ON
CA
PIL
AR
3
/8"
GT
A -
12
19
/01
/200
9 9
.41
8 C
EN
TR
ILIF
T
P6
X
22
1+
22
1 3
2
56
4
.75
6 1
.09
7 1
52
2.3
25
23
4,4
4
0
1
SG
C
EN
TIN
EL
-
PL
AN
O A
WG
# 2
CO
N C
AP
ILA
R
3/8
"
GT
A-2
0D
2
4/1
0/2
010
9.7
05
CE
NT
RIL
IFT
P
4X
1
24
+2
69
29
5
7
7.0
23
,15
81
1,1
1
32
1.3
70
23
2 6
4
1
SG
W
EL
L L
IFE
C
AM
RE
F
PL
AN
O A
WG
# 2
CO
N C
AP
ILA
R
3/8
"
GT
A-2
3D
0
8/0
6/2
009
9.5
70
WO
OD
GR
OU
P
TD
-12
00
17
2+
17
2 9
2
53
4
.14
4,0
7 1
.87
2,4
1
60
1.1
15
N/R
8
8,5
2
S
G+
INK
Z
EN
ITH
E6
TR
5 -
PL
AN
O A
WG
# 2
CO
N C
AP
ILA
R
3/8
"
GT
A-2
4D
0
5/0
3/2
011
10
.25
7 R
ED
A
DN
-72
5 1
54
+1
54
32
5
5
5.6
10
1.8
31
,3
15
0 2
.30
0 2
50
39
,5
2
SG
P
HO
EN
IX
CA
MR
EF
P
LA
NO
# 4
/1,
CO
N C
AP
ILA
R 3
/8"
GT
A-2
5D
0
3/0
4/2
009
10
.46
7 W
OO
D G
RO
UP
T
D-4
50
17
6+
17
6 2
1
53
6
.69
9,0
6 1
.27
7,9
1
00
1.3
45
N/R
4
6
2
2S
G+
INK
S
MA
RT
GU
AR
D
- P
LA
NO
#2
CO
N C
AP
ILA
R 3
/8";
C
AP
ILA
R D
E 1
/4"
DE
SD
E
CE
NT
RA
LIZ
AD
OR
AL
IN
TA
KE
GT
A-2
6D
0
2/0
2/2
011
9.8
38
WO
OD
GR
OU
P
TD
-30
0 1
54
+1
54
+1
54
24
5
4
7.2
44
,09
1.0
45
50
1
.31
0 2
42
35
2
2
SG
+IN
K
ZE
NIT
H E
6 T
R4
CA
MR
EF
P
LA
NO
AW
G #
2
5K
V
GT
A-4
1D
1
3/0
1/2
010
10
.08
7 R
ED
A
DN
-11
00
14
5+
18
2 1
9
50
8
.02
9,5
8
62
,03
16
5 2
.07
4 2
22
52
2
S
G
PH
OE
NIX
A
GH
P
LA
NO
#2
CO
N
CA
PIL
AR
3/8
"
GT
A-4
2D
1
2/0
5/2
010
9.7
77
WO
OD
GR
OU
P
TD
-85
0 8
1+
16
2 1
5
55
7
.33
9,2
9 8
29
,2
12
0 2
.16
5 N
/R
33
2
S
G+
INK
S
MA
RT
GU
AR
D
CA
MR
EF
P
LA
NO
AW
G#
2 C
ON
C
AP
ILA
R 3
/8"
LA
G-2
5 1
1/0
1/2
008
9.5
02
RE
DA
D
N-7
25
15
7+
15
7 4
4
57
5
.45
6,4
3 1
.62
9,4
1
50
1.4
04
28
7 6
4,5
2
S
G
PH
OE
NIX
-
PL
AN
O #
4/1
CO
N
C
AP
ILA
R 3
/8
LA
G-4
7D
1
7/0
5/2
009
9.3
80
WO
OD
GR
OU
P
TD
-46
0 1
76
+1
76
67
5
1
7.9
35
,53
43
7,4
8
0
1.0
85
N/R
4
6
2
SG
+IN
K
SM
AR
T G
UA
RD
C
AM
RE
F
PL
AN
O #
2
LA
G-4
8D
2
0/1
1/2
008
10
.18
4 C
EN
TR
ILIF
T
FC
-45
0 2
31
+1
73
28
5
5
8.8
14
,89
33
5,3
1
02
1.2
93
N/R
5
4
1
SG
C
EN
TIN
EL
C
AM
RE
F
PL
AN
O #
2
CO
N
CA
PIL
AR
3/8
LA
G-5
0D
3
1/1
0/2
010
9.9
84
CE
NT
RIL
IFT
P
6X
2
21
+1
73
29
5
5
6.2
97
,9
1.5
95
,2
13
2 1
.37
0 2
53
64
1
S
G
CE
NT
INE
L
- P
LA
NO
# 2
C
ON
CA
PIL
AR
3/8
"
PR
H-1
0
01
/08
/200
8 9
.24
7 R
ED
A
DN
-11
00
14
5+
14
5 1
8
51
3
.12
0,9
6
23
,7
15
0 2
.57
5 N
/R
36
2
S
G
PH
OE
NIX
A
GH
P
LA
NO
# 4
/1
CO
N C
AP
ILA
R 3
/8"
PR
H-1
1
11
/05
/200
9 9
.29
5 R
ED
A
DN
-47
5 1
41
+1
41
+8
6 1
4
53
2
.42
8,4
6
20
,2
12
0 1
.33
9,5
N
/R
36
,2
2
SG
P
HO
EN
IX
AG
H
PL
AN
O #
4/1
C
ON
CA
PIL
AR
3/8
"
CO
NT
INU
AC
IÓN
TA
BL
A 2
.1
93
PO
ZO
BO
MB
A
MO
TO
R
SE
LL
OS
SG
/ IN
K
SE
NS
OR
A
DIC
ION
AL
C
AB
LE
DE
PO
TE
NC
IA
RU
N
DA
TE
P
rof.
In
take
F
AB
RIC
AN
TE
T
IPO
E
TA
PA
S
AM
P
Hz
Niv
el
flu
ido
[f
ts]
P in
k (p
si)
HP
V
OL
T.
(V)
Tm
[°
F]
AM
P
CA
NT
.
PR
H-1
2
10
/06
/201
1 9
.61
5 W
OO
D G
RO
UP
T
D-1
50
14
3+
14
3+
14
3 8
0
55
6
.50
5,1
7 4
96
,7
70
1
.30
0 2
39
35
2
2
SG
+IN
K
SM
AR
T G
UA
RD
C
AM
RE
F
PL
AN
O #
2
CO
N C
AP
ILA
R 3
/8"
PR
H-1
3
28
/10
/200
8 9
.05
7 R
ED
A
DN
-11
00
18
2+
18
2 3
5
54
6
.34
5,6
8 2
03
,9
15
6 1
.53
5 N
/R
65
2
S
G
PH
OE
NIX
A
GH
P
LA
NO
# 2
/7
CO
N C
AP
ILA
R 3
/8"
N/R
: E
l se
nso
r d
e fo
nd
o n
o r
egi
stra
par
ám
etr
os
(inu
tiliz
ad
o)
AG
H:
Dis
po
sitiv
o a
van
zad
o p
ara
ma
ne
jo d
e g
as
SG
: S
ep
ara
do
r d
e G
as
L
os
nive
les
de
flui
do
so
n to
ma
do
s d
e E
cho
me
ter
CA
MR
EF
: C
am
isa
Re
frig
era
nte
INK
: In
take
F
UE
NT
E:
Est
aci
ón
La
go C
ent
ral,
EP
PE
TR
OE
CU
AD
OR
, S
ep
tiem
bre
201
1.
EL
AB
OR
AD
O P
OR
: Je
nnife
r H
ino
josa
, Hu
mb
erto
Go
yes.
94
95
2.1.1 PRODUCCIÓN AL PUNTO DE BURBUJA
Los equipos electrosumergibles pierden su eficiencia cuando el gas libre pasa a
través de la bomba electrosumergible, por esta razón es necesario evitar el
manejo de gas libre, seleccionando una presión de entrada a la bomba que esté
al menos 100 psi por encima del punto de Burbuja, aunque es recomendable
operar la bomba con un factor de seguridad de 200 psi sobre la presión de
burbuja, con la finalidad de evitar que la bomba Cavite. Por consiguiente, la
profundidad de asentamiento de la bomba en los pozos seleccionados, está en
función de la presión de succión. En la tabla 2.2, se indica las presiones de
burbuja promedias para las áreas productoras de los campos Lago Agrio,
Parahuacu y Guanta.
Tabla 2.2 PRESIONES DE BURBUJA PROMEDIAS DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DEL ÁREA LAGO AGRIO
CAMPO
ARENA
Basal Tena U T Hollín
Presión de burbuja promedia (psi)
LAGO AGRIO 810 800 770 880
GUANTA --- 1.212 1.398 990
PARAHUACU 840 1.293 1.050 ---
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
2.1.2 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD
La constante de proporcionalidad con la cual se mide la productividad de un pozo
se llama índice de productividad (IP) y la ecuación que la define es:
Dónde;
qo = Caudal de producción de petróleo (BPD)
Pws = Presión de Fondo Estática en el Pozo (Psia)
Pwf = Presión de Fondo Fluyente en el Pozo (Psia)
96
El IP se mantiene constante, se considera que los pozos producen sobre la
presión de burbuja (Pb), es decir que Pwf es mayor que Pb, y por lo tanto existe
flujo de una sola fase.
El primer intento para construir una curva IPR, resulta de la suposición de que
esta tiene comportamiento lineal. Por tanto, bajo esta suposición, el flujo de
líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en el
fondo del mismo.
2.1.3 CÁLCULO DE RESERVAS REMANENTES POR EL MÉTODO DE CURVAS
DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN
Las reservas remanentes, son el volumen de hidrocarburos medido a condiciones
estándar, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a
determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. En otra forma, es
la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos
en una fecha específica.
Toda inversión que se realiza para la producción de estas reservas debe ser
necesariamente rentable y recuperable en el menor tiempo posible, teniendo en
cuenta las normas ambientales vigentes.
El cálculo de reservas se realiza utilizando OFM (Oil Fiel Manager), un eficaz
software de análisis de información del pozo y del reservorio, es una valiosa
herramienta de producción, incorpora técnicas de ingeniería de petróleo y de
sistemas informáticos, que hacen de OFM un recurso necesario para los
ingenieros de reservorio, permitiéndole administrar el reservorio y al mismo
tiempo supervisar la producción. Los resultadosde reservas remanentes son
presentados en la tabla 2.3.
En el Anexo No. 1, se realiza el procedimiento para usar OFM para el cálculo de
reservas remanentes, mediante el método de declinación de la producción, para
cada arena de los pozos con sistema BES del Área Lago Agrio.
97
Tabla 2.3 RESERVAS REMANENTES DE LOS POZOS CON BES DEL ÁREA
LAGO AGRIO
POZO ARENA FECHA RESERVAS REMANENTES
(Mbls)
GTA - 01 U 30-sep-11 616
GTA - 05 U 30-jul-05 180
BT 30-sep-11 203
GTA - 12
Us 30-sep-11 115
Ui 30-sep-11 259
T 30-sep-11 268
GTA-20D Ti 30-sep-11 292
GTA-23D Hs 30-sep-11 315
GTA-24D Ui 30-sep-11 538
GTA-25D Ui 30-sep-11 306
GTA-26D Ui 30-sep-11 59
GTA-41D BT 30-sep-11 337
GTA-42D Ti 30-sep-11 397
Subtotal Campo Guanta 3.885
LAG-25 U 30-sep-11 290
T 30-sep-11 316
LAG-47D Hs 30-sep-11 45
Hi 30-sep-11 294
LAG-48D HS 30-sep-11 528
LAG-50D Hs 30-sep-11 172
Subtotal Campo Lago Agrio 1.645
PRH-10 Ui 30-sep-11 989
PRH-11 Ui 30-sep-11 385
PRH-12 Ti 30-sep-11 585
PRH-13 Ui 30-sep-11 538
Subtotal Campo Parahuacu 2.497
TOTAL 8.027
FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
2.1.4 RELACIÓN GAS – PETRÓLEO (GOR)
La relación gas petróleo (PCS/BF), representa la razón entre los pies cúbicos de
gas a condiciones estándar con respecto a los barriles producidos a condiciones
normales. Los equipos electrosumergibles pierden su eficiencia cuando el gas
libre pasa por dentro de la bomba, es necesario calcular el porcentaje de gas a
producir, para determinar, si hace falta un separador de gas, o no. Generalmente
los equipos BES pueden asimilar hasta un 10 % de gas en la succión.
98
2.1.5 PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN
“La permeabilidad es una muestra de la capacidad de un medio poroso para
conducir fluidos”4. Mientras una roca tenga alta capacidad para permitir el
movimiento del petróleo a través de sus poros interconectados y el yacimiento
cuente con energía para " empujarlo" hacia la superficie, se puede garantizar la
producción del crudo. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a
través de él una cantidad apreciable del fluido en un tiempo dado, para esto la
roca debe tener porosidad interconectada.
2.1.6 EFICIENCIA
La eficiencia es un parámetro muy importante que presentan los diferentes
sistemas de levantamiento artificial en la industria petrolera, enfocándonos en la
eficiencia de las bombas del sistema de bombeo electrosumergible esta se puede
optimizar a través del análisis de las curvas de producción de operación actual,
rango óptimo de operación, frecuencia de operación de los pozos y el método de
control. El bombeo electrosumergible tienen una eficiencia del 50% para pozos
con altas tazas de producción.
2.1.7 MONITOREO
En el sistema de bombeo electrosumergible, se tiene control del estado y
condición del equipo del pozo, tanto en superficie como en el fondo, en el fondo
se cuenta con un dispositivo electrónico de monitoreo que mide la presión de
succión y de descarga, mide las temperaturas del aceite dieléctrico del motor y de
la succión (intake), vibración, corriente de fuga y flujo, este dispositivo es el
sensor de fondo y en superficie se dispone de:
1. Relé Digital.- realiza las tareas de medición de varios parámetros como
voltaje, corriente, potencia, energía, estado, etc; también dispone de
registros y datos históricos.
4Movimiento de Fluidos en Reservorios de Hidrocarburos, MARCELO A. CROTTI, 2004.
99
2. Variadores de Frecuencia.- este variador es variable conocido por sus
siglas en inglés como Variable Frecuency Drive (VFD) de manera que
permiten realizar la optimización en la producción, controla la velocidad
rotacional del motor por medio del control de la frecuencia.
2.1.8 INCREMENTO EN EL CORTE DE AGUA
Los servicios avanzados de levantamiento artificial BES, cada vez nos ofrecen
mejores alternativas para controlar diferente parámetros que afecten el
rendimiento del equipo por lo que el variador de frecuencia fue diseñado para que
no exista mayor problema cuando se incremente el corte de agua.
2.1.9 CONTROL DE DEPÓSITO DE PARAFINA O ESCALA Y SITUACIÓN DE
CORROSIÓN O ABRASIÓN
La parafina, la escala, la corrosión son factores que afectan el desenvolvimiento
del motor y la bomba del sistema electrosumergible, por tanto se inyecta
químicos, utilizando un tubo capilar que va junto al cable eléctrico y de esta
manera prolongan la vida útil del equipo de subsuelo porque el químico actúa
directamente sobre el mismo, protegiendo directamente.
2.2 POZOS CON SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
SELECCIONADOS
Para la selección de pozos a ser estudiados, se toma en cuenta los parámetros
anteriormente descritos, es necesario considerar la disponibilidad de datos que
sean confiables y actualizados.
2.2.1 DISPONIBILIDAD DE DATOS CONFIABLES
La disponibilidad de datos tiene un papel muy importante en el estudio para la
optimización de producción de petróleo en el Área Lago Agrio, es muy importante
que la información recogida en campo sea más actualizada, vigente y confiable
100
posible, con la finalidad de lograr un margen mínimo de error, se escoge las
pruebas de restauración de presión de los años 2009 y 2010, que son las más
recientes y a la fecha, estas pruebas son consideradas vigentes , por tal motivo,
se procede a la selección de 9 pozos que cumplen con las consideraciones
técnicas necesarias para ser estudiados mediante análisis nodal, los pozos
seleccionados se encuentran en la tabla 2.4.
Tabla 2.4 POZOS SELECCIONADOS
ESTACIÓN POZO
Guanta GTA-01, GTA-23D, GTA-25D GTA-41D, GTA-42D.
Lago Agrio LAG-25, LAG-48D.
Parahuacu PRH-10, PRH-11.
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
2.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO Y
PRODUCCIÓN
Los historiales de reacondicionamiento permiten conocer el comportamiento de
los pozos desde su inicio de explotación, comenzando con la completación de los
mismos hasta su tratamiento para restaurar e incrementar la producción a través
de diferentes trabajos de reacondicionamiento, entre los cuales se conocen:
estimulaciones, repunzonamientos, fracturamientos, squeeze, cambio del
sistema de producción, cambio de arenas productoras, etc.
El historial de producción proporciona información del comportamiento de la
producción, agotamiento e incrementos de BSW del pozo, además indica la
producción acumulada de gas, petróleo y agua que viene aportando el pozo a la
fecha, teniendo en cuenta los diferentes mecanismos de producción.
2.3.1 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS
SELECCIONADOS
La elaboración de los historiales de reacondicionamiento de los pozos
seleccionados permiten establecer acciones de monitoreo de los pozos para
101
0,6
evitar problemas que sucedieron con anterioridad. En el anexo No. 2, se presenta
los historiales de reacondicionamiento de los pozos seleccionados, el número de
reacondicionamientos, la fecha en que se realizan, el objetivo y el procedimiento.
Los diagramas de completación actuales se encuentran en el Anexo No. 3.
2.3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS .SELECCIONADOS
Tanto el historial de reacondicionamiento como el historial de producción, son una
herramienta fundamental para la evaluación del estado de un pozo. En el Anexo
No. 4, se presenta las curvas que indican el comportamiento de la producción
desde el 1 de Enero del 2010.
En el anexo 5, se presenta los historiales de producción de los pozos
seleccionados, la fecha en que se realiza, la arena, los BFPD, los BPPD, el
porcentaje de agua (BSW) y sus respectivas observaciones.
2.4 ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS POZOS SELECCIONADOS
En la tabla 2.5, se muestran: a la fecha de cierre de información del presente
estudio (30/09/2011), la prueba de producción representativa y los aspectos
técnicos considerados de los pozos seleccionados.
Tabla 2.5 ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS POZOS SELECCIONADOS
102
FUENTE: Estación Lago Central, Área Lago Agrio, Septiembre 2011 ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
2.5 RECOPILACIÓN DE DATOS
Los datos recopilados de los pozos seleccionados con sistema BES, son
presentados en las tablas 2.6, 2.7 y 2.8, las tablas contienen: datos generales de
los pozos, reporte semanal de bombas eléctricas, datos del reservorio, pruebas
de producción, datos y resultados de las pruebas de presión, datos de
completaciones, etc. Todos estos datos son detallados de pozo a pozo.
Los datos de Build Up (B’UP) son tomados en cuenta desde el 2008 hasta el 30
de septiembre del 2011(fecha de cierre del estudio), debido a que estos
resultados son considerados vigentes.
Tab
la 2
.6 R
ES
ULT
AD
OS
DE
BU
ILD
UP
(B
’UP
) D
E L
OS
PO
ZO
S S
EL
EC
CIO
NA
DO
S
Po
zo
Fec
ha
Z
on
a
Inte
rval
os
Eva
luad
os
P
rueb
a d
e B
'UP
R
esu
ltad
os
de
la in
terp
reta
ció
n
De
sde
H
ast
a
Tot
al
Tot
al
Per
fora
do
Per
fora
cion
es
Med
ias
Pro
med
ias
Qt
BS
W
Qo
Q
w
GO
R
GE
µo
βo
rw
Ø
°AP
I P
r P
wf
Pb
K
IPa
IP
i
Dat
os
St
EF
pie
s pi
es
pie
s pi
es
pie
s bf
pd
%
bp
pd
ba
pd
sc
f/bbl
ga
s cp
b
y/b
n
pie
s %
ps
i ps
i ps
i m
d b/
d/ps
i bp
d/p
si
GT
A-0
1
26-s
ep-0
6
Ui
958
6
962
2
36
36
960
4
504
12
44
3,5
2
60,4
8
81
1,0
3
2,5
1,
23
0,
29
12
27
,5
145
9
710
10
42
11
1
0,7
1,
3
7,0
8
0,5
4
GT
A-2
3D
02-j
un-0
9
Hs
102
96
103
08
12
12
103
02
792
6
745
47
18
1,
588
5,
3
1,0
528
0,
29
13
28
,3
362
0
202
2
102
17
5
0,4
9
0,3
5
-2,0
1,
40
GT
A-2
5D
28-m
ar-
09
Ui
105
22
105
31
9 49
10
541
48
0
56
216
26
4
267
1,
2
1,1
62
1,2
78
0,2
9
14,1
25
,4
170
7
935
14
18
6,
18
0,
62
0,
61
-0
,3
1,0
2
105
36
105
76
40
GT
A-4
1D
06-e
ne-
10
BT
10
212
10
224
12
12
10
218
72
0
1 71
2,8
7,
2
195
0,
89
1,
67
1,
16
0,
29
18
24
,3
183
5
139
8
120
8
621
1,
87
2,
35
2,
9
0,8
0
GT
A-4
2D
01-m
ay-
10
T
i 11
168
11
202
34
34
11
185
67
2
35
437
23
5
257
1,
256
5
1,4
1,
129
7
0,5
9
14
27,8
28
86
18
59
86
1
312
0,
65
0,
89
20
0,
73
LAG
-25
02
-en
e-08
U
+T
969
8
971
0
12
54
976
9,5
76
8
17
637
13
1
264
0,
80
1,
717
1,
740
0,
29
14
,4
28
250
8
134
6
770
27
,74
0,
70
0,
722
0,
19
0,
97
97
16
97
26
10
973
0
973
6
6
990
7
993
3
26
LAG
-48D
15
-nov
-08
H
s 10
303
10
326
23
23
10
314
,5
360
39
22
0
140
18
5
1,4
124
1,
9
1,1
143
0,
40
14
27
37
87
88
4
725
47
0,
1
0,1
3
>2
0
0,7
7
PR
H-1
0
17-e
ne-
09
Ui
946
4
947
4
10
18
947
7,5
62
5
0,2
62
3,7
5
1,2
5
180
1,
126
0,
62
1,
124
2
0,2
9
15
33,5
22
72
88
0
128
3
66
0,5
1
1,0
2
9,6
4
0,5
0
948
2
949
0
8
PR
H-1
1
08-f
eb-1
0
Ui
948
8
951
0
22
22
949
9
217
2
212
,69
4,
31
79
3
1,1
841
0,
68
1,
208
0,
29
15
31
,5
146
7
109
4
129
3
39
0,3
6
0,4
3
11,7
0,
84
FU
EN
TE
: E
sta
ció
n L
ag
o C
ent
ral,
Áre
a L
ago
Ag
rio
, S
ep
tiem
bre
201
1.
EL
AB
OR
AD
O P
OR
: Je
nnife
r H
ino
josa
, H
um
ber
to G
oye
s.
103
104
Tab
la 2
.7 D
AT
OS
GE
NE
RA
LE
S D
E L
OS
PO
ZO
S C
ON
BE
S
Poz
o G
TA
-01
GT
A-2
3D
GT
A-2
5D
GT
A-4
1D
GT
A-4
2D
LA
G-2
5 L
AG
-48D
P
RH
-10
PR
H-1
1
Are
na
Ui
Hs
Ui
BT
T
i U
+T
H
s U
i U
i
Dat
os
De
Co
mp
leta
ció
n
ID tu
bin
g (
Pul
g)
2,9
92
2,9
92
2,9
92
2,9
92
2,9
92
2,9
92
2,9
92
2,9
92
2,9
92
OD
tubi
ng
(Pul
g)
3½
3½
3½
3½
3½
3½
3½
3½
3½
ID c
asin
g (P
ulg)
6,
276
6,
276
6,
276
6,
276
6,
276
6,
276
6,
276
6,
276
6,
276
OD
cas
ing
(P
ulg)
10
3/4
lin
er 7
20
9
5/8
lin
er 7
20
9
5/8
lin
er 7
13
3/8
9
5/8
lin
er 7
13
3/8
9
5/8
lin
er 7
7
13 3
/8
9 5/
8
7 7
Tip
o
K-5
5
N-8
0
H-4
0
N-8
0
C-9
5
J-55
C
-95
C
-95
C
-95
C
-95
C
-95
C
-95
C
-95
C
-95
S
-95
K
-55
K
-55
C
-95
C
-95
C
-95
C
-95
Pes
o (lb
rs/p
ies)
40
,5
26
94
47
26
106
,5
47
26
72
47
26
72
47
26
23
26
23
72
47
2626
Pro
fund
ida
d (p
ies)
2.
029
10
.170
45
6.
054
10
.450
45
6.
655
11
.008
6.9
38
10.0
48
11.6
86
7.1
62
10.1
28
11.6
90
10.1
89
6.8
69
5.1
69
6.0
26
10.4
89
9.8
87
9.9
30
Dat
os
De
Su
per
fici
e
Pre
sió
n D
e C
abe
za (
psi)
65
50
60
76
78
90
80
10
0
80
Pre
sió
n M
anifo
ld (
psi)
26
26
24
26
28
24
24
28
30
Pre
sió
n D
el S
epa
rad
or (
psi)
24
24
22
24
26
22
22
24
24
Fre
cuen
cia
(Hz)
51
,5
53
53
50
55
57
55,3
51
53
Tem
pera
tura
Cab
eza
l [°F
] 11
0
102
10
0
100
90
90
90
10
4
100
Dat
os
Del
Yac
imie
nto
Pro
f. D
el P
ozo
(pi
es)
MD
10
.170
10
.450
11
.008
11
.686
11
.690
10
.189
10
.488
9.
887
9.
930
TV
D
10.1
70
10.1
28
10.0
94
10.4
90
10.4
25
10.1
89
10.1
42
9.8
87
9.9
30
Pro
f. D
e L
as
Per
fora
cion
es (
pie
s)
MD
9.
586
10
.296
10
.522
10
.212
11
.168
9.
698
10
.303
9.
464
9.
488
TV
D
9.5
86
9.9
78,7
5
9.6
48,3
5
9.1
66,8
5
9.9
59,4
8
9.6
98
9.9
63,1
0
9.4
64
9.4
88
Áng
ulo
De
Incl
inac
ión
D
el P
ozo
(°)
0
75,7
4
66,4
9
63,8
5
63,1
0
75,2
4
0 0
Tem
pera
tura
Yac
imie
nto
[°F
] 23
0
236
22
8
205
23
1
232
23
1
232
23
3
Dat
os
De
La
Bo
mb
a
Pro
fund
ida
d D
e L
a B
omb
a (p
ies)
(3
)9.2
86
(2)
9.55
0
(2)
10.4
61
(2
) 10
.06
6
(2)
9.75
0
(2)
9.50
4
(2)
10.1
62
(2
) 9.
226
(3
) 9.
257
Pro
fund
ida
d D
e D
esca
rga
(pie
s)
9.2
84
9.5
34
10.4
29
10.0
54
9.7
49
9.5
03
10.1
51
9.2
14
9.2
56
Pro
fund
ida
d D
e S
ucci
ón (
pies
) 9.
333
9.
570
10
.467
10
.087
9.
777
9.
528
10
.181
9.
245
9.
295
Tip
o D
e B
omba
D
N-4
75
TD
-12
00
TD
-45
0
DN
-110
0
TD
-85
0
DN
-725
F
C-4
50
D
N-1
100
D
N-4
75
Eta
pas
462
34
4
352
32
7
243
31
4
404
29
0
368
Mot
or (
Hp
) 15
0
160
10
0
150
12
0
120
10
2
150
12
0
Vol
taje
(V
) 2.
042
,83
98
4,9
2
1.1
96,9
2
2.1
45,8
3
1.9
84,5
8
1.0
83
1.1
93,8
7
2.1
88,7
5
2.0
05,1
7
Am
pera
je (
A)
18,4
45
,3
23,5
19
,4
17,2
39
,7
42,1
17
,913
,7
105
CO
NT
INU
AC
IÓN
TA
BL
A 2
.7
Dat
os
Act
ual
es D
e P
rod
ucc
ión
BF
PD
34
4
151
16
0
284
38
2
254
31
6
479
16
0
BP
PD
34
1
146
15
8
204
22
9
251
30
3
478
15
7
BA
PD
3
5 2
80
153
3
13
1 3
Vol
um
en d
e G
as
[mcf
] 51
36
42
52
18
8
94
22
130
12
7
GO
R (
PC
S/B
F)
416
25
8
295
32
8
964
40
9
128
,46
27
3,4
7
693
GLR
(P
CS
/BF
) 41
5
250
29
2
236
57
8
405
13
0
290
67
9
° A
PI
28,6
29
,7
29,6
29
,5
28,6
29
,4
28,9
32
,732
,6
BS
W (
%)
0,8
3
1 28
40
1,
2
4 0,
2
2
Cu
po A
RC
H
600
80
0
500
75
0
800
80
0
400
65
0
300
FU
EN
TE
: E
sta
ció
n L
ago
Ce
ntra
l, Á
rea
La
go A
gri
o,
Se
ptie
mb
re 2
011
E
LA
BO
RA
DO
PO
R:
Jenn
ifer
Hin
ojo
sa,
Hu
mb
erto
Go
yes.
Tab
la 2
.8 R
EP
OR
TE
SE
MA
NA
L D
E B
OM
BA
S E
LÉC
TR
ICA
S
Pru
eba
De
Pro
du
cció
n
En
erg
ía
P in
take
[p
si]
Tm
[°F
] P
ozo
F
ech
a D
e In
stal
aci
ón
Día
Z
ona
B
FP
D
BP
PD
%
BS
W
°AP
I P
c
[p
si]
Bom
ba
Dat
os D
e P
laca
Mot
or
Hz
oper
ació
n A
MP
op
erac
ión
Can
t. T
ipo
Pot
.[hp]
V
olt.[V
] A
mpe
r.[A
]
GT
A-0
1 18
-dic
-10
30-s
ep-1
1 U
i 34
4 34
1 0,
8 28
,6
65
3 D
N-4
75
150
2.04
2,83
38
51
,5
18,4
95
7
241,
8
GT
A-2
3D
08-ju
n-09
30
-sep
-11
Hs
151
146
3 29
,7
50
2 T
D-1
200
160
984,
92
88,5
53
45
,3
1.87
2,4
231,
8
GT
A-2
5D
03-a
br-0
9
30-s
ep-1
1 U
i 16
0 15
8 1
29,6
60
2
TD
-450
10
0 1.
196,
92
46
53
23,5
1.
277,
9 24
9,8
GT
A-4
1D
13-e
ne-1
0
30-s
ep-1
1 B
T
284
204
28
29,5
76
2
DN
-110
0
150
2.14
5,83
33
,6
50
19,4
86
2,03
20
2,4
GT
A-4
2D
12-m
ay-1
0 30
-sep
-11
Ti
382
229
40
28,6
78
2
TD
-850
12
0 1.
984,
58
33
55
17,2
82
9,2
215,
5
LA
G-2
5 11
-ene
-08
30
-sep
-11
U+
T
254
251
1,2
29,4
90
2
DN
-725
12
0 10
83
66,5
57
39
,7
1.62
9,42
23
8,4
LA
G-4
8D
20-n
ov-0
8
30-s
ep-1
1 H
s 31
6 30
3 4
28,4
80
2
FC
-450
10
2 1.
193,
87
54
55,3
42
,1
335,
7
240,
3
PR
H-1
0 01
-ago
-08
30
-sep
-11
Ui
479
48
0,2
32,7
10
0
2 D
N-1
100
15
0 2.
188,
75
36,6
51
17
,9
623,
7
239,
2
PR
H-1
1 11
-may
-09
30-s
ep-1
1 U
i 16
0 15
7 2
32,6
80
3
DN
-475
12
0 2.
005,
17
32,5
53
13
,7
620,
2
239,
6
F
UE
NT
E:
Est
aci
ón
La
go
Ce
ntra
l, Á
rea
La
go A
gri
o,
Se
ptie
mb
re 2
011.
EL
AB
OR
AD
O P
OR
: Je
nnife
r H
ino
josa
, H
um
ber
to G
oye
s.
106
CAPÍTULO 3
ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS SELECCIONADOS
DEL ÁREA LAGO AGRIO
Los análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto, permiten
predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos,
como resultado de este análisis, se puede obtener una mejoría en la eficiencia de
flujo, o bien un incremento en la producción.
El procedimiento de análisis de sistemas o también conocido como análisis nodal,
es uno de los medios apropiados para el análisis, diseño y evaluación, tanto en
pozos fluyentes, intermitentes o con sistemas artificiales de producción.
En este capítulo, se hace el análisis nodal de los pozos con sistema de bombeo
electrosumergible seleccionados, el análisis, se realiza con la ayuda del software
SUBPUMP, en el cual se cargan los datos de los pozos, los mismos que se
muestra en el capítulo anterior.
3.1 ANÁLISIS NODAL
Una de las técnicas más utilizadas para optimizar sistemas de producción, dada
su comprobada efectividad y confiabilidad, es el Análisis Nodal; con la aplicación
de esta técnica se adecua la infraestructura tanto de superficie como de subsuelo,
para reflejar el verdadero potencial de producción de los pozos asociados a los
yacimientos del sistema total de producción.
Los análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto, permite
predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos,
como resultado de este análisis, se puede obtener por lo general una mejoría en
la eficiencia de flujo, o bien un incremento en la producción.
108
El procedimiento de análisis de sistemas o también conocido como análisis nodal,
es uno de los medios apropiados para el análisis, diseño y evaluación, tanto en
pozos de flujo natural o con sistemas artificiales de producción.
3.1.1 SISTEMAS NODALES
El análisis nodal, evalúa un sistema de producción dividido en tres componentes
básicos:
• Flujo a través de medios porosos
• Flujo a través de tubería vertical o de producción
• Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga
Para la predicción del comportamiento en cada uno de los componentes, se
obtiene la caída de presión en cada uno de ellos, para cada tipo de flujo, se han
desarrollado varias ecuaciones matemáticas y correlaciones de flujo multifásico
que predicen las caídas de presión en los diferentes componentes del sistema.
Para la obtención de las caídas de presión, se debe asignar nodos en diversos
puntos importantes dentro del sistema de producción (Figura 3.1), se varían los
gastos de producción y empleando un método de cálculo adecuado, se calcula la
caída de presión entre dos nodos.
Después, se selecciona un nodo de solución y las caídas de presión son
adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, hasta
alcanzar el nodo de solución o incógnita.
La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente (Figura
3.2), depende de las características de los fluidos producidos y especialmente del
caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del
sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del
yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos
hasta la superficie.
109
Figura 3.1 SISTEMA DE ANÁLISIS POR NODOS
FUENTE: ESP OIL Engineering Consultant, Programa de Cursos 2008 “Optimización de
la producción mediante Análisis Nodal”
La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es
igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y
la presión final, Psep:
Donde; Pr = Pws - Pwfs = Caída de presión en el reservorio, (IPR).
∆Pc = Pwfs - Pwf = Caída de presión en la cara del pozo, (Jones, Blount & Glaze).
∆Pp = Pwf - Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical).
∆Pl = Pwh - Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)
Para realizar el balance de energía en el nodo, se asumen convenientemente
varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual
el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo y la presión requerida en la
salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una
presión remanente igual a Psep.
110
Figura 3.2 POSIBLES PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN UN SISTEMA DE
PRODUCCIÓN
FUENTE: ESP OIL Engineering Consultant, Programa de Cursos 2008 “Optimización de
la producción mediante Análisis Nodal” El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los
fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de
producción en la estación de flujo. La figura 3.3, ilustra las pérdidas de presión
que pueden ocurrir en el sistema de producción desde el yacimiento hasta el
separador y se las representa en un perfil de presiones del sistema de
producción.
Figura 3.3 PERFIL DE PRESIONES DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN
FUENTE: ESP OIL Engineering Consultant, Programa de Cursos 2008 “Optimización de la producción mediante Análisis Nodal”
111
3.1.1.1 Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR.
Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la
disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer
dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria: cabezal del pozo,
separador, etc.
La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en
función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía
del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a
la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de
Demanda de energía de la instalación (Outflow Curve).
Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR (“Inflow
Performance Relationships”) y la de demanda es la VLP (“Vertical Lift
Performance”).
La forma típica de este tipo de curvas se muestra en la figura 3.4.
Figura 3.4 CURVAS VLP / IPR
FUENTE: ESP OIL Engineering Consultant, Programa de Cursos 2008 “Optimización de
la producción mediante Análisis Nodal”
112
3.1.2 SISTEMA PRODUCTOR TOTAL
Las variables que existen en cualquier pozo que produzca mediante cualquier
sistema de levantamiento y que se necesitan para realizar el análisis nodal son
muy importantes para la evaluación gráfica del sistema productor total y son
descritas a continuación:
1. Presión Estática, Pr. La representación gráfica de Pr en función de es
una línea recta.
2. Curva IPR de la cara de la arena, Pwf. La curva IPR es la representación
gráfica de las presiones fluyentes, Pwf, y las tasas de producción de líquido
que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas
presiones. Es decir para cada Pwf existe una tasa de producción de
líquido , que se puede obtener de la definición del índice de
productividad. El método que usamos para la construcción de la curva IPR
es el de Vogel corregido por agua, el cual consiste en lo siguiente:
Método Vogel (1968)
La ecuación de Vogel fue desarrollada empíricamente para describir la
relación de la presión del pozo con la tasa de flujo en pozos con empuje de
gas en solución (ecuación 3.2). Cuando la presión del fluido está debajo del
punto de burbujeo, el gas se desprende de la solución en una fase
gaseosa. La relación del IP se usa por encima de la presión del punto de
burbujeo. Vogel calculó curvas IPR adimensionales usando varios
yacimientos con empuje de gas en solución que cubren un amplio rango de
propiedades PVT del crudo y las características de permeabilidad del
yacimiento. Estas curvas fueron graficadas con cada valor de presión
dividida entre la presión estática y cada caudal dividido por el caudal
máximo Qmáx en Pwf = 0. Estas curvas adimensionales fueron combinadas
dentro de una curva de referencia general en la siguiente forma (figura 3.5).
113
Donde; Q = Caudal total de líquido, en condiciones de superficie, bpd Qmáx = Caudal máximo en Pwf=0, bpd Pr = Presión estática promedio del yacimiento, psig Pwf = Presión de fondo fluyente, psig
La relación de Vogel se puede mencionar como una ecuación general para
yacimientos con empuje de gas en solución que producen por debajo de la
presión de burbujeo. Por encima de la presión del punto de burbuja, la línea
recta del IP se considera adecuada. El caudal por debajo del punto de
burbuja usando la ecuación de Vogel en forma general es:
Donde;
Q' = Caudal por debajo del punto de burbujeo, bpd Qb = Caudal en el punto de burbujeo, bpd Qomax= Caudal máximo de crudo @ Pwf=0, bpd Pb = Presión de punto de burbujeo, psia Pwf = Presión de fondo fluyente por debajo de la presión del punto de burbujeo, psig.
Figura 3.5 CURVA IPR OBTENIDA POR EL MÉTODO DE VOGEL
FUENTE:Catálogo de SubPUMP
114
Vogel IPR
La relación de Vogel fue desarrollada asumiendo un corte de agua de 0%
(100% crudo) y puede dar resultados inaceptables o no confiables cuando
el corte de agua excede el 60%, también es necesario corregir por daño,
usando la ecuación de Standing.
Al aumentar el corte de agua en un pozo, la cantidad de gas libre
disponible para separarse de la fase de crudo es menor, debido a que
existe menor fase de crudo en el fluido total. Si se asume que el método IP
es adecuado para un pozo con 100% corte de agua, entonces un pozo con
cortes de agua entre 0% y 100%, tendrá una IPR entre la relación de Vogel
(100% crudo) y la IP (100% agua).
Vogel Corregido por corte de agua
El método IPR de Vogel corregido por corte de agua (composicional)
calcula una IPR para cualquier corte de agua. Si el corte de agua (fracción
de la fase de agua del total de crudo más la fase agua) es cero, el método
composicional se ajusta exactamente al método Vogel. Si el corte de agua
es 100%, el método composicional se ajusta al método IP. Cuando se
selecciona el método Vogel, SubPUMP usa las ecuaciones del método
composicional con el corte de agua igual a 0%. Si se desea considerar un
corte de agua en la IPR y este no es cero se debe usar el método
composicional, de otra forma el corte de agua se ignora. Los métodos
Vogel requieren que se tenga un punto de prueba conocido de presión de
fondo fluyente y caudal. Las ecuaciones y la metodología para determinar
la IPR estarán en uno de estos tres escenarios:
• La presión del yacimiento y la del punto de prueba mayores que la
presión de burbujeo.
• La presión del yacimiento mayor que la presión de burbujeo y la
presión del punto de prueba menor que la presión de burbujeo.
115
• La presión del yacimiento y del punto de prueba menores que la
presión de burbujeo.
3. Presión de Fondo Fluyente, Pwf. Esta representa la presión fluyente que
existe al centro del intervalo perforado y es la presión medida en el
manómetro del pozo.
4. Curva Intake de la Tubería de Producción. Esta representa la presión
requerida al fondo de la sarta de producción para permitir el ingreso de
cierta tasa de producción en el separador y, por consiguiente, incluye las
pérdidas de presión en la línea de flujo y sarta de producción, chokes
superficiales, válvulas de seguridad y cualquier otra restricción.
5. Curva Performance del Choke. En este caso, la curva se dimensiona para
dar la tasa de flujo (qL) con respecto a la presión del choke.
6. Curva de Línea de Flujo Horizontal. Esta curva es preparada asumiendo
tasas de flujo y, empezando con la presión del separador, obteniendo la
presión requerida flujo abajo en el lado del choke.
7. Presión del Separador. Es un valor constante para todas las tasas de flujo.
8. Presión del Tanque de Almacenamiento. Es un valor constante en todas
las tasas de flujo.
3.1.3 TEORÍA DEL ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
En primera instancia para la ejecución del proyecto se considera solamente dos
puntos o nodos para su análisis, debido a que se conoce las condiciones de
presión de yacimiento (curva IPR), y la presión de cabeza (Pwh), que es medida
diariamente. La figura 3.6, indica los nodos usados en el sistema de bombeo
electrosumergible.
116
Figura 3.6 NODOS USADOS EN EL SISTEMA DE BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
FUENTE: Catálogo Schlumberger
3.1.3.1 Capacidad de producción de pozos con bombeo electrosumergible
La capacidad de producción del pozo con BES depende de la profundidad donde
se coloque la bomba, de la capacidad de bombeo de la misma y del trabajo que
realice sobre el fluido.
Con la bomba centrífuga, se produce el fluido, reduciendo la presión fluyente en el
fondo del pozo, logrando conciliar nuevamente la demanda de fluidos con la
capacidad de aporte de fluidos del yacimiento.
A mayor frecuencia del motor, mayor será la capacidad de producción de la
bomba y con ello la del pozo.
La figura 3.7, muestra el efecto de las RPM del motor-bomba sobre la producción
del pozo.
117
Figura 3.7 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL POZO CON BES A
DIFERENTES RPM DEL MOTOR
FUENTE: ESP OIL Engineering Consultant, Programa de Cursos 2008 “Optimización de
la producción mediante Análisis Nodal”
3.1.3.2 Procedimiento Para Realizar Análisis Nodal del Sistema de Levantamiento
Artificial por Bombeo Electrosumergible
Dividiremos el perfil de las presiones del pozo en dos subsistemas:
• Formación-bomba
• Cabezal-bomba
Figura 3.8 PERFIL DE PRESIONES EN POZOS CON BES
FUENTE: Catálogo Schlumberger
118
El objetivo principal del análisis nodal en pozos con sistema de Bombeo
Electrosumergible, consiste en graficar las curvas de presión de succión y presión
de descarga vs el caudal de producción, a partir de esta gráfica se procede a la
evaluación del sistema de levantamiento, tomando en cuenta la producción actual
del pozo, esto se realiza con la finalidad de sacar conclusiones acerca de los
posibles problemas suscitados dentro del sistema de producción.
En el presente estudio, se procede a realizar el análisis nodal de los pozos, con la
ayuda de un simulador que permite aplicar herramientas computacionales
utilizadas para la optimización y análisis de pozos y reservorios.
Con ayuda del Software denominado SubPUMP (marca registrada de IHS),
básicamente se tiene como objetivo detectar restricciones al flujo y cuantificar su
impacto sobre la capacidad de producción total del sistema. En el anexo No.6, se
indica el procedimiento de ingreso de datos al software SubPUMP.
3.1.3.3 Descripción Del Software Empleado En El Análisis
“SubPUMP ayuda a diseñar equipos de bombeo electrosumergible mediante la
creación de un desempeño óptimo para las condiciones actuales de un pozo o
analizando el desempeño de un sistema BES ya instalado. El análisis de la
bomba es frecuentemente realizado por un ingeniero de producción. La
configuración del pozo, análisis de fluido y comportamiento de afluencia son las
bases para un análisis SubPUMP”5
Los pasos para la ejecución del software son:
· El ingeniero ejecuta SubPUMP con la información requerida y selecciona si
el programa va a resolver la tasa total de fluido, la presión de entrada a la
bomba o la profundidad de la bomba.
· Al aportar la información sobre dos de los tres parámetros, SubPUMP
calcula el parámetro faltante. Una vez que el sistema de producción ha sido
diseñado por completo, se utiliza el sistema de selección de bombas para 5SubPUMP Manual Técnico De Referencia 2009
119
hallar todos o algunos fabricantes de bombas que cumplan con los criterios
de diseño del sistema de producción.
· Luego se selecciona una bomba del listado de selección de bombas, y el
número de etapas de la bomba es después calculado para una frecuencia
determinada. Saldrá un mensaje de advertencia si el número de etapas
necesarias para obtener un caudal es mayor a la cantidad de etapas
permitida por el fabricante de la bomba para una carcasa.
· Luego se selecciona el motor en una lista de motores que operaran la
bomba. Se da la opción de ajustar el deslizamiento del motor. Una ventana
de cable permite seleccionar el cable y calcular el voltaje de fondo o
verificar el voltaje en superficie para operar el motor.
· El análisis de sensibilidad permite realizar cambios al caso base y crear
hasta cuatro casos diferentes para compararlos, en el análisis del sistema
BES, se ingresan todos los datos disponibles de la completación del pozo,
propiedades de los fluidos, datos del equipo BES instalado, entre otros,
para posteriormente obtener la altura dinámica total (TDH).
La figura 3.9, indica el Análisis de Sistemas mostrando la relación presión, caudal,
TDH en un gráfico Nodal, teniendo en cuenta que la intersección de la curva TDH
con el caudal Total de Fluido es la TDH de diseño, tal como se muestra en la
figura.
Figura 3.9 GRÁFICO NODAL DE ANÁLISIS DE BES
FUENTE: SubPUMP Manual Técnico de Referencia 2009
120
A partir del cálculo de la altura dinámica total (TDH), es posible generar la curva
de sistema de pozo, la TDH requerida por la bomba es la diferencia entre la altura
de descarga de la bomba y la altura de entrada a la bomba, para determinar la
TDH requerida se emplea la técnica de análisis nodal.
Una vez determinados: la profundidad de la bomba, condiciones de entrada a la
bomba, Caudal Total de Fluido, y todos los rangos, se genera la curva del sistema
del pozo con varios caudales.
El valor de la presión a la entrada de la bomba, se la obtiene de la curva IPR o de
afluencia del pozo. Si la bomba está instalada frente a las perforaciones, la
presión de entrada de la bomba es la presión dinámica de fondo, pero esto no
sucede en los pozos estudiados que operan con sistema de bombeo
electrosumergible, en estos la bomba está instalada por encima de las
perforaciones, para estimar la presión de entrada de la bomba se calculan las
pérdidas de presión por debajo de la bomba y se resta del valor de la presión
dinámica de fondo. Este valor calculado representa la energía disponible, que
puede ser entregada por el reservorio.
El valor de la presión de la descarga de la bomba se la determina a partir de la
presión de separador o la presión del cabezal, basándose en correlaciones de
flujo multifásico. La presión de descarga representa la energía necesaria que
debe estar disponible para llevar el fluido hasta la superficie.
Los dos valores de presión de entrada y presión de descarga son presentados
como valores de altura de entrada y descarga en SubPUMP. Para transformar la
presión a altura, se emplea el gradiente del fluido. La diferencia entre estos
valores de altura determina la TDH requerida, repitiendo este procedimiento para
un determinado rango de valores de caudal de producción, se obtiene la curva de
sistema de pozo.
121
Adicionalmente el software SubPUMP evalúa dos condiciones adicionales en la
curva de sistema de pozo (fig. 3.10), las cuales son el punto “Pump off” y el punto
AOF. El punto “Pump off” del pozo se calcula donde el nivel de fluido dinámico en
el casing es igual a la profundidad de entrada de la bomba.
El punto de flujo abierto absoluto del pozo (AOF), se calcula donde el nivel de
fluido dinámico en el casing es igual a la profundidad del tope de la perforación,
SubPUMP está diseñado para no permitir que el nivel de fluido dinámico en el
casing caiga por debajo del tope de las perforaciones. Si el equipo BES, está en
los perforados, Pump off = AOF.
Figura 3.10 CURVA DE SISTEMA DE POZO
FUENTE: Análisis y Diseño de BES Manual Técnico de Referencia SubPUMP
Los equipos BES instalados en los pozos estudiados, se encuentran por encima
de las perforaciones, por lo tanto se emplean las siguientes ecuaciones para el
cálculo de presiones en el punto “Pump off” y AOF.
122
Dónde;
PipPUMP OFF: Presión de entrada de la bomba en el punto “Pump off”, psia
PwfPUMP OFF: Presión dinámica de fondo para el punto “Pump off”, psia
PipAOF: Presión de entrada de la bomba en el punto AOF, psia
PwfAOF: Presión dinámica de fondo para el punto AOF, psia
Pcsg: Presión del casing en superficie, psia
TVDpump: Profundidad Vertical de la entrada de la bomba, pies
TVDtop perf: Profundidad Vertical al tope de la perforación, pies
γg: Gradiente del gas, psi/pie
γl: Gradiente del líquido, psi/pie
Una vez calculada la curva de sistema de pozo, ésta es graficada con la curva de
la bomba, también determinada según las condiciones de operación ingresadas,
con lo que se determina la tasa de producción a la que debe estar operando el
equipo de bombeo electrosumergible evaluado, este valor se lo denomina como
tasa de diseño. Adicionalmente el software presenta una serie de reportes y
gráficos de los cálculos realizados, estos datos pueden ser comparados con los
datos reales recolectados en campo y de esta manera hacer una evaluación del
equipo.
3.1.4. ANÁLISIS DE LOS POZOS CON SISTEMA DE BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE DEL ÁREA LAGO AGRIO.
En el Anexo No. 7, se puede observar las cartas amperimétricas de los pozos
seleccionados, en donde, es posible determinar los problemas que pueden tener
los equipos BES.
3.1.4.1 Análisis pozo GTA-01
Hay varias correlaciones de tubing o de Outflow (caudal saliente) para seleccionar
usando la lista de correlación en el diálogo de Pozo (Software SubPUMP), que
123
son usados dependiendo de los casos a analizar, debido a que el pozo Gta-01 es
vertical, se opta por usar la correlación de “Hagedorn & Brown (1965)”, porque es
de las correlaciones de flujo vertical disponibles más confiables. Además se utiliza
en el software, la ecuación de flujo de burbuja “Grsifith-Wallis” para considerar los
efectos de flujo burbuja. Las correlaciones de flujo multifásico en tuberías son
mostradas en el Anexo No. 8. En la tabla 3.1, se presentan los parámetros
estimados de operación del Equipo BES, REDA DN-475.
Tabla 3.1 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO
GTA-01
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/REDA DN-475 – POZO GTA 01
Frecuencia de diseño, Hz: 51,5 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 521,4
Velocidad de operación, RPM: 3.033 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 433,3
Corriente de operación, Amps: 18,3 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 53,4
Voltaje de operación, Volts : 2.042 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 6
Eficiencia de la bomba, %: 46 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 6.122
Eficiencia del motor, %: 66,85 Presión de entrada a la bomba, psig: 759
Interferencia por gas: Desgasificar Presión de descarga, psia: 2.923
Potencia de operación de la bomba, HP: 39,7 Presión de fondo fluyente , psig: 846
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo Guanta 01 REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 3.2, se muestra los cálculos del análisis nodal del pozo GTA-01, los
mismos que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo.
Tabla 3.2 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-01
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido (ft)
1 9.354,54 3.749,53 5.605 6,98 8,3 5.406,1
2 8.329,09 3.455,44 4.873,66 93,29 111 5.711,66
3 7.858,87 3.143,57 4.715,3 179,61 213,7 6.038,82
4 7.855,79 2.813,17 5.042,62 265,93 316,4 6.388,66
5 7.967,06 2.450,34 5.516,72 352,25 419,1 6.777,19
6 8.205,28 2.047,81 6.157,47 438,57 521,8 7.211,78
7 8.457,89 1.587,63 6.870,26 524,89 624,5 7.715,62
8 8.770,85 1.035,91 7.734,94 611,21 727,2 8.330,42
PumpOff 8.923,17 203,61 8.719,56 697,53 829,9 9.281,01
Diseño 7.941,6 2.486.81 5.454,79 344 409,28 6.738,03
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo Guanta 01 REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
124
En las gráficas 3.1 y 3.2, se muestra el análisis nodal del pozo GTA-01, se
concluye que comparando el TDH teórico (5.454,79 ft) con el TDH aportado
actualmente (6.122 ft), se tiene que existe una pérdida de alrededor del 10,9% de
la capacidad de levantamiento de la bomba, una pérdida de producción del 20%,
debido a que el equipo BES de este pozo está diseñado para producir cerca de
429 BFPD y se está produciendo 344 BFPD.
Gráfica 3.1 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-01
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes. De la gráfica 3.2, podemos concluir que debido a que el pozo está produciendo
bajo el punto de burbuja, se tiene gas libre a la entrada de la bomba, generando
pérdidas en la producción, por problemas de gas libre, es decir se tiene flujo
intermitente, teniendo la necesidad de desgasificar el pozo con cierta frecuencia,
a pesar de que este pozo cuenta con un dispositivo avanzado para manejo de gas
(AGH) y un separador de gas, tal como se puede observar en el diagrama del
pozo (Anexo No. 3). A pesar de tener pérdidas en la producción, se tiene que la
125
bomba electrosumergible, está produciendo dentro del rango óptimo de
producción, por lo que es recomendable que el pozo GTA-01 siga produciendo
con las condiciones actuales, es decir el pozo Gta-01 no es candidato para
realizar una optimización.
Gráfica 3.2 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-01
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.3, se muestra el comportamiento de la bomba (TDH), la cual indica
que el punto de operación actual de la bomba, difiere del punto de diseño,
teniendo pérdidas en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la
producción, generadas principalmente por la producción de gas y daño en la
formación.
También se puede observar que tanto el punto de producción actual, como el
punto de diseño, están operando cerca del UPTHRUST, generando un prematuro
desgaste por empuje ascendente de la bomba.
Grá
fica
3.3
AN
ÁL
ISIS
NO
DA
L -
CO
MP
OR
TA
MIE
NT
O D
E L
A B
OM
BA
- P
OZ
O G
TA
-01
F
UE
NT
E:
An
ális
is S
ub
PU
MP
, C
om
por
tam
ient
o d
e la
Bo
mb
a (T
DH
) P
ozo
Gu
an
ta 0
1.
RE
AL
IZA
DO
PO
R:
Jen
nife
r H
inoj
osa
, H
um
ber
to G
oye
s.
126
EQ
UIP
O B
ES
DN
475N
, es
tá
opera
ndo
dentr
o
del
rango
ópt
imo,
pe
ro
cerc
a de
zo
na
de
UP
TH
RU
ST
.
127
3.1.4.2 Análisis pozo GTA-23D
En el pozo Gta-23D, se opta por usar la correlación de “Beggs & Brill (1973)”, en
flujo multifásico inclinado es recomendable usar esta correlación, fue desarrollada
experimentalmente usando tuberías inclinadas en varios ángulos.
En la tabla 3.3, se presentan los parámetros estimados de operación del Equipo
BES, WOOD GROUP TD-1200.
Tabla 3.3 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO
GTA-23D
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/WOOD ROUP TD-1200 – POZO GTA-23D
Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 1.294
Velocidad de operación, RPM: 3.104 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 1.112
Corriente de operación, Amps: 45,3 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 8,7
Voltaje de operación, Volts : 984,92 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 2,3
Eficiencia de la bomba, %: 19,7 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 4.374
Eficiencia del motor, %: 75,78 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.134
Interferencia por gas: Estable Presión de descarga, psia: 2.721
Potencia de operación de la bomba, HP: 50,4 Presión de fondo fluyente, psig: 1.375
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo Guanta 23D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 3.4, se muestra los cálculos del análisis nodal del pozo, los mismos
que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo.
Tabla 3.4 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-23D
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W
(Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido (ft)
1 8.619,81 9.193,38 -573.57 15,58 18,13 -174,69
2 8.481,06 8.126,02 355.04 208,38 242,47 880
3 7.976,55 7.060,13 916.41 401,18 466,8 1937,8
4 7.500,16 5.994,3 1.505.86 593,97 691,14 3.147,77
5 7.482,13 4.928,85 2.553.28 786,77 915,48 4.386,72
6 7.490,39 3.865,79 3.624.60 979,57 1.139,82 5.645,92
7 7.516,25 2.806,79 4.709.47 1.172,37 1.364,15 6.793,61
8 7.809,54 1.701,52 6.108.02 1.365,16 1.588,49 7.914,93 PumpOff 8.145,19 170,4 7.974.25 1.557,96 1.812,83 9.530,32
Diseño 8.545,62 8.443,5 102.12 151 175,7 565,83 FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo Guanta 23D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
128
En las gráficas 3.4 y 3.5, se muestra el análisis nodal del pozo, comparando el
TDH teórico (4.374 ft), con el TDH aportado actualmente (102,12 ft), existe
pérdidas de alrededor del 97% de la capacidad de levantamiento de la bomba,
pérdidas de producción del 85%, el equipo BES de este pozo está diseñado para
producir cerca de 1.112 BFPD, pero actualmente produce 151 BFPD.
En los parámetros de operación de la bomba (Tabla 3.3), se observa que la
eficiencia de la bomba es de 19,7%, existe coherencia con la pérdida de
producción existente.
Gráfica 3.4 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-23D
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.5, se observa que el equipo BES, está operando fuera de los
límites recomendados de producción, además existe una separación considerable
entre la curva IPR y la presión de succión, esto indica que es necesario asentar la
bomba a mayor profundidad para lograr que la presión de intake se incremente,
aunque también existen problemas con el reservorio, principalmente por
producción de escala.
129
Gráfica 3.5 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-23D
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes. En la gráfica 3.6, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH), en donde se
puede observar que el punto de operación actual de la bomba, difiere del punto de
diseño, teniendo, pérdidas en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la
producción.
Debido a que el caudal de diseño es de 1.112 BFPD y el caudal aportado
actualmente es de 151 BFPD, el equipo BES está sobredimensionado para la
extracción actual del yacimiento, existen problemas en el reservorio, es
recomendable realizar trabajos de estimulación.
También se puede observar que el equipo BES TD-1200, está operando
actualmente en severo Downthrust (Desgaste por empuje descendente), mientras
que el punto de diseño, está operando muy cerca del Upthrust, causando que la
bomba sufra desgaste por empuje ascendente, es recomendable rediseñar equipo
BES y evaluar las condiciones mecánicas actuales del pozo, porque la pérdida de
producción, se puede tratar por comunicación tubing – casing.
Caudal de diseño =1.112 BFPD Equipo BES sobre-dimensionado
Ps=1.872,4 psi (Problemas en el reservorio)
Grá
fica
3.6
AN
ÁL
ISIS
NO
DA
L -
CO
MP
OR
TA
MIE
NT
O D
E L
A B
OM
BA
- P
OZ
O G
TA
-23
D
FU
EN
TE
: A
nál
isis
Su
bP
UM
P,
Co
mp
orta
mie
nto
de
la B
om
ba
(TD
H)
Po
zo G
ua
nta
23D
. R
EA
LIZ
AD
O P
OR
: Je
nni
fer
Hin
ojo
sa,
Hu
mb
erto
Go
yes.
130
131
3.1.4.3 Análisis pozo GTA-25D
En el pozo Gta-25D, se opta por usar las correlaciones de “Beggs & Brill (1973)”,
en flujo multifásico inclinado lo más recomendable es usar esta correlación,
debido a que fue desarrollada experimentalmente usando tuberías inclinadas en
varios ángulos.
En la tabla 3.5, se presentan los parámetros estimados de operación del Equipo
BES, WOOD GROUP TD-450.
Tabla 3.5 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO
GTA- 25D
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/WOOD GROUP TD-450 – POZO GTA-25D
Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 334
Velocidad de operación, RPM: 3.129 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 280
Corriente de operación, Amps: 23,5 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 18,5
Voltaje de operación, Volts : 1.196,92 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 1
Eficiencia de la bomba, %: 38,4 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 5.678
Eficiencia del motor, %: 55,75 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.243
Interferencia por gas: Estable Presión de descarga, psia: 3.284
Potencia de operación de la bomba, HP: 23,8 Presión de fondo fluyente, psig: 1.273
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo Guanta 25D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 3.6, se muestra los cálculos del Análisis Nodal del pozo, los mismos
que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo.
Tabla 3.6 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-25D
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W
(Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido (ft)
1 9.443,38 4.646,59 4.796,79 7,53 8,97 5.711,78
2 9.403,34 4.249,62 5.153,72 100,68 119,98 6.167,49
3 9.303,89 3.850,36 5.453,53 193,84 230,99 6.604,68
4 9.145,16 3.450,04 5.695,12 287 342,01 7.031,78
5 8.941,68 3.031,21 5.910,47 380,15 453,02 7.459,8
6 8.810,93 2.563,6 6.247,33 473,31 564,03 7.935,31
7 8.841,37 2.018,95 6.822,42 566,47 675,04 8.492,86
8 8.957,94 1.340,34 7.617,6 659,62 786,05 9.201,42
CONTINUACIÓN TABLA 3.6
132
PumpOff 8.787,49 206,4 8581,1 752,78 897,06 10.423,54
Diseño 9.348,46 3.995,51 5.352,96 160 190,67 6.448,18
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo Guanta 25D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En las gráficas 3.7 y 3.8, se muestra el análisis nodal del pozo GTA-25D, se
puede observar, que comparando el TDH teórico (5.678 ft) con el TDH aportado
actualmente (5.352,9 ft), se tiene que existe una pérdida del 5,7% de la capacidad
de levantamiento de la bomba, pérdida de producción del 41%, el equipo BES de
este pozo está diseñado para producir cerca de 280 BFPD, pero produce 160
BFPD.
Gráfica 3.7 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-25D
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.8, se observa que el equipo BES, está operando fuera de los
límites recomendados de producción, es posible observar que la curva IPR y la
curva de presión de succión están superpuestas, indicando que no existe daño en
la formación y que la bomba está asentada cerca de los perforados.
133
La presión del sistema (ΔP), es de 1.897 psi, este valor es la presión total que
actualmente suministra la bomba para obtener el caudal producido.
Gráfica 3.8 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-25D
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Finalmente en la gráfica 3.9, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH),
en donde se puede apreciar que el punto de operación actual de la bomba, difiere
con el punto de diseño, teniendo, pérdidas en la capacidad de levantamiento de la
bomba y en la producción.
Con ayuda de la curva estándar de la bomba, se puede deducir que la eficiencia
de la bomba es de 38,4 %, la posible deficiencia de la bomba, se debe al tiempo
de vida acumulado de la bomba de 894 días, si el promedio de vida de los
equipos de esta marca es de cerca de 600 días, lo cual hace presumir un
desgaste de la bomba.
También se puede observar que el equipo BES TD-450, está operando
actualmente en Downthrust (Desgaste por empuje descendente).
Ps actual =1.277,9 psi (Problemas en el reservorio)
Grá
fica
3.9
AN
ÁL
ISIS
NO
DA
L -
CO
MP
OR
TA
MIE
NT
O D
E L
A B
OM
BA
- P
OZ
O G
TA
-25
D
FU
EN
TE
: A
nál
isis
Su
bP
UM
P,
Co
mp
orta
mie
nto
de
la B
om
ba
(TD
H)
Po
zo G
ua
nta
25D
. R
EA
LIZ
AD
O P
OR
: Je
nni
fer
Hin
ojo
sa,
Hu
mb
erto
Go
yes.
134
135
3.1.4.4 Análisis pozo GTA-41D
Para el pozo GTA-41D, se opta por usar las correlaciones de flujo multifásico
inclinado de “Beggs & Brill (1973)” para el desarrollo del análisis nodal de este
pozo. En la tabla 3.10, se presenta los parámetros estimados de operación del
Equipo BES, REDA DN-1100.
Tabla 3.7 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO
GTA-41D
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/REDA DN-1100 – POZO GTA-41D
Frecuencia de diseño, Hz: 50 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 1.048,44
Velocidad de operación, RPM: 2.943 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 927
Corriente de operación, Amps: 19,4 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 6,4
Voltaje de operación, Volts : 2.146 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 0,4
Eficiencia de la bomba, %: 34 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 4.257
Eficiencia del motor, %: 75,22 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.196
Interferencia por gas: Desgasificar Presión de descarga, psia: 2.821,4
Potencia de operación de la bomba, HP: 48,6 Presión de fondo fluyente, psig: 1.272
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo GTA-41D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 3.8, se muestra los cálculos del Análisis Nodal del pozo, los mismos
que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo.
Tabla 3.8 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-41D
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido (ft)
1 8.307,49 4.574,03 3.733,46 21,54 24,36 5.071,68
2 8.072,93 4.152,57 3.920,36 288,07 325,75 5.628,86
3 7.432,89 3.731,67 3.701,21 554,61 627,15 6.198,9
4 7.360,18 3.309,83 4.050,35 821,14 928,54 6.747,7
5 7.445,95 2.876,16 4.569,79 1.087,68 1.229,94 7.262,42
6 7.604,73 2.412,68 5.192,05 1.354,21 1.531,33 7.763,22
7 7.842,1 1.900,28 5.941,82 1.620,75 1.832,73 8.296,72
8 8.102,48 1.285,8 6.816,68 1.887,28 2.134,12 8.936,3
PumpOff 8.424,95 308,95 8.116,01 2.153,82 2.435,52 9.978,09
Diseño 8.079,79 4.159 3.920,79 284 321,14 5.620,21
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo GTA-41D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
136
En las gráficas 3.10 y 3.11, se muestra el análisis nodal del pozo GTA-41D, se
puede concluir, que comparando el TDH teórico (4.257 ft), con el TDH aportado
actualmente (3.921 ft), se tiene una pérdida de 7,9% de la capacidad de
levantamiento de la bomba, pérdidas en producción de un 69%, debido a que el
equipo BES de este pozo está diseñado para producir cerca de 927 BFPD, en la
actualidad se está produciendo 284 BFPD.
Gráfica 3.10 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-41D
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.11, se observa que el equipo BES, está operando fuera de los
límites recomendados de producción de acuerdo a las condiciones de reservorio,
el caudal actual de 284 BFPD y el caudal teórico de 927 BFPD, se puede concluir
que el equipo BES instalado en este pozo, se encuentra sobredimensionado,
además se puede observar que la curva IPR y la curva de presión de succión
están levemente separadas, debido que existe pérdidas de presión entre los
perforados y el intake, la Ps = 862,03 psi, esto indica que se tienen problemas en
el reservorio, debido al posible incremento del daño en la formación y decremento
de la presión fluyente de reservorio.
137
La presión del sistema (ΔP), es de 1.500 psi, este valor es la presión total que
actualmente suministra la bomba para obtener el caudal producido.
Gráfica 3.11 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-41D
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Finalmente en la gráfica 3.12, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH),
en donde se puede observar que el punto de operación actual de la bomba, difiere
con el punto de diseño, teniendo pérdidas en la capacidad de levantamiento de la
bomba y en la producción, estás deficiencias principalmente se deben a que el
equipo BES DN-1100, está operando actualmente en Downthrust Severo
(Desgaste por empuje descendente).
Con ayuda de la curva estándar de la bomba, se puede determinar que la
eficiencia de la bomba es de 34%, cuando la eficiencia máxima de la bomba es
del 62%, una de las posibles causas que afectan la eficiencia de la bomba es
debido a la obstrucción por escala en el intake.
Ps=862,03 psi (Problemas en el reservorio)
Grá
fica
3.1
2 A
NÁ
LIS
IS N
OD
AL
- C
OM
PO
RT
AM
IEN
TO
DE
LA
BO
MB
A -
PO
ZO
GT
A-4
1D
FU
EN
TE
: A
nál
isis
Su
bP
UM
P, C
om
por
tam
ient
o d
e la
Bo
mb
a (T
DH
) P
ozo
GT
A-4
1D
. R
EA
LIZ
AD
O P
OR
: Je
nni
fer
Hin
ojo
sa,
Hu
mb
erto
Go
yes.
138
139
3.1.4.5 Análisis Pozo GTA-42D
En el pozo GTA-42D, se opta por usar las correlaciones de flujo multifásico
inclinado de “Beggs & Brill (1973)”, en el desarrollo del análisis nodal para este
pozo. En la tabla 3.9, se presentan los parámetros estimados de operación del
Equipo BES, WOOD GROUP TD-850.
Tabla 3.9 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO
GTA-42D
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/WOOD GROUPTD-850 – POZO GTA-42D
Frecuencia de diseño, Hz: 55 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 953,36
Velocidad de operación, RPM: 3.222 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 824,10
Corriente de operación, Amps: 17,2 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 27,3
Voltaje de operación, Volts : 1.984,58 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 4,2
Eficiencia de la bomba, %: 48 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 4.547
Eficiencia del motor, %: 76,20 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.131,7
Interferencia por gas: Desgasificar Presión de descarga, psia: 2.913,2
Potencia de operación de la bomba, HP: 50,2 Presión de fondo fluyente, psig: 1.626,5
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo GTA-42D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 3.10, se muestra los cálculos del Análisis Nodal del pozo, los mismos
que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo,
Tabla 3.10 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-42D
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido (ft)
1 8.314,01 6.049,63 2.264,37 13,94 16,13 3.080,06
2 8.202,54 5.380,82 2.821,72 186,43 215,68 3.986,44
3 7.915,84 4.714,37 3.201,47 358,93 415,23 4.907,17
4 7.429,87 4.049,08 3.380,79 531,42 614,78 5.812,46
5 7.372,08 3.377,31 3.994,77 703,92 814,33 6.640,59
6 7.519,79 2.696,12 4.823,67 876,41 1.013,88 7.394,02
7 7.724,73 2.014,17 5.710,56 1.048,91 1.213,43 8.110,60
8 7.872,14 1.283,18 6.588,96 1.221,40 1.412,98 8.878,60
PumpOff 7.976,78 490,86 7.485,92 1.393,90 1.612,53 9.730,61
Diseño 7.853,23 4.625,21 3.228,02 382 441,92 5.029,32
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo GTA-42D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
140
En las gráficas 3.13 y 3.14, se muestra el análisis nodal del pozo GTA-42D, se
puede concluir que comparando el TDH teórico (4.547 ft) con el TDH aportado
actualmente (3.228,02 ft), se obtiene una pérdida del 29% de la capacidad de
levantamiento de la bomba, pérdidas de producción del 47,4%, el equipo BES de
este pozo está diseñado para producir cerca de 824,10 BFPD, pero produce 382
BFPD.
Gráfica 3.13 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-42D
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.14, se observa que el equipo BES, está operando fuera de los
límites recomendados de producción de acuerdo a las condiciones de reservorio,
además se puede observar que la curva IPR y la curva de presión de succión
están muy separadas (pérdidas de presión), teniendo como principales causas la
presencia de daño en la formación (St=20; tabla 2.6) y la bomba está asentada
muy por encima de los perforados, disminución en la presión del reservorio.
La presión del sistema (ΔP), es de 2.300 psi, este valor es la presión total que
actualmente suministra la bomba para obtener el caudal producido.
141
Gráfica 3.14 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-42D
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.15, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH), el punto de
operación actual de la bomba, difiere con el punto de diseño, teniendo pérdidas
en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la producción, estas
deficiencias principalmente se deben a que el equipo BES TD-850, está operando
actualmente en Upthrust (Desgaste por empuje ascendente).
Con ayuda de la curva estándar de la bomba, se puede determinar que la
eficiencia de la bomba es del 48%, cuando la máxima eficiencia de la bomba es
del 60%.
También se puede observar que el punto de diseño teórico del equipo BES está
propuesto para operar en la región de Upthrust, lo cual no es recomendable en el
diseño de equipos BES porque reduce la vida útil del equipo.
Ps actual =829,2 psi Problemas en el reservorio)
Grá
fica
3.1
5 A
NÁ
LIS
IS N
OD
AL
- C
OM
PO
RT
AM
IEN
TO
DE
LA
BO
MB
A -
PO
ZO
GT
A-4
2D
F
UE
NT
E:
An
ális
is S
ub
PU
MP
, C
om
por
tam
ient
o d
e la
Bo
mb
a (T
DH
) P
ozo
GT
A-4
2D
. R
EA
LIZ
AD
O P
OR
: Je
nni
fer
Hin
ojo
sa,
Hu
mb
erto
Go
yes.
142
143
3.1.4.6 Análisis Pozo LAG-25
Dentro de las correlaciones de flujo multifásico vertical más confiables están las
de “Hagedorn &Brown (1965)”, el pozo LAG-25 es vertical, se opta por usar estas
correlaciones en el desarrollo del análisis nodal de este pozo. En la tabla 3.11, se
presentan los parámetros estimados de operación del Equipo BES, REDA DN-
725.
Tabla 3.11 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO
LAG-25
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/REDA DN-725 – POZO LAG-25
Frecuencia de diseño, Hz: 57 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 842
Velocidad de operación, RPM: 3.363 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 715
Corriente de operación, Amps: 39,7 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 28
Voltaje de operación, Volts : 1.083 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 5,1
Eficiencia de la bomba, %: 42 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 4.906
Eficiencia del motor, %: 69 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.360
Interferencia por gas: Estable Presión de descarga, psia: 3.143
Potencia de operación de la bomba, HP: 39 Presión de fondo fluyente, psig: 1.426
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo LAG-25. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 3.12, se muestra los cálculos del Análisis Nodal del pozo, los mismos
que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo.
Tabla 3.12 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO LAG-25
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W
(Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido (ft)
1 9.669,65 6.627,64 3.042,02 14,12 16,64 3.035,32
2 9.037,63 5.907,46 3.130,17 188,92 222,58 3.755,5
3 8.748,86 5.187,57 3.561,29 363,72 428,52 4.477,16
4 8.665,11 4.468,65 4.196,46 538,51 634,46 5.199,99
5 8.654,27 3.755,99 4.898,27 713,31 840,39 5.923,45
6 8.704,69 3.041,39 5.663,3 888,11 1.046,33 6.660,2
7 8.747,26 2.331,54 6.415,72 1.062,9 1.252,27 7.396,29
8 9.003,26 1.584,52 7.418,74 1.237,7 1.458,21 8.159,45
PumpOff 9.167,56 333,15 8.834,4 1.412,5 1.664,15 9.471,77
Diseño 8.882,25 5.639,4 3.242,85 254 299,25 4.024,01
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo LAG-25. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
144
En las gráficas 3.16 y 3.17, se muestra el análisis nodal del pozo LAG-25,
comparando el TDH teórico (4.906 ft) con el TDH aportado actualmente (3.243 ft),
existe pérdida del 34% de la capacidad de levantamiento de la bomba, pérdida de
producción del 60%, el equipo BES de este pozo está diseñado para producir
cerca de 715 BFPD, pero produce 254 BFPD.
Gráfica 3.16 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO LAG-25
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.17, se observa que el equipo BES, está operando fuera de los
límites recomendados de producción de acuerdo a las condiciones de reservorio,
además se puede observar que la curva IPR y la curva de presión de succión
están levemente separadas, indicando ligero daño en la formación, por la pérdida
de presión entre los perforados y el intake.
La presión del sistema (ΔP), es de 1.150 psi, este valor es la presión total que
actualmente suministra la bomba para obtener el caudal producido.
145
Gráfica 3.17 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO LAG-25
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.18, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH), donde se
observa que el punto de operación actual de la bomba, difiere del punto de
diseño, teniendo pérdidas en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la
producción, estás pérdidas principalmente se deben a que el equipo BES TD-
450, está operando actualmente en Downthrust (Desgaste por empuje
descendente),
El pozo está produciendo muy por encima del punto de burbuja (800 psi), es
posible lograr mayor producción si se logra producir con un factor de seguridad de
200 psi sobre la presión de burbuja.
Con ayuda de la curva estándar de la bomba, se determina que la eficiencia es de
42%, una de las causas podría ser por obstrucción de sólidos, en el historial de
reacondicionamiento se registran problemas en la bomba por presencia de
sólidos. También se observa, que el punto de diseño teórico del equipo BES está
planteado para operar cerca de la región de Upthrust, esto no es recomendable,
porque disminuye el tiempo de vida útil del equipo BES.
Ps actual =1.629,4 psi (Problemas en el reservorio)
Grá
fica
3.1
8 A
NÁ
LIS
IS N
OD
AL
- C
OM
PO
RT
AM
IEN
TO
DE
LA
BO
MB
A -
PO
ZO
LA
G-2
5
FU
EN
TE
: A
nál
isis
Su
bP
UM
P,
Co
mp
orta
mie
nto
de
la B
om
ba
(TD
H)
Po
zo L
AG
-25.
RE
AL
IZA
DO
PO
R:
Jen
nife
r H
inoj
osa
, H
um
ber
to G
oye
s.
146
147
3.1.4.7 Análisis Pozo LAG-48D
Para el pozo LAG-48D, se opta por usar las correlaciones de flujo multifásico de
“Beggs & Brill (1973)”, estas correlacione se ajustan mejor en el desarrollo del
análisis nodal de este pozo.
En la tabla 3.13, se presenta los parámetros estimados de operación del Equipo
BES, CENTRILIFT FC-450.
Tabla 3.13 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO
LAG-48D
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/CENTRILIFT FC-450 – POZO LAG-48D
Frecuencia de diseño, Hz: 55,4 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 449,69
Velocidad de operación, RPM: 3.240 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 390
Corriente de operación, Amps: 42,1 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 1
Voltaje de operación, Volts : 1.193,87 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 0,4
Eficiencia de la bomba, %: 43,8 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 8.281
Eficiencia del motor, %: 79,48 Presión de entrada a la bomba, psig: 548
Interferencia por gas: Desgasificar Presión de descarga, psia: 3.581
Potencia de operación de la bomba, HP: 27,6 Presión de fondo fluyente, psig: 597
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo LAG-48D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 3.14, se muestra los cálculos del Análisis Nodal del pozo, los mismos
que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo.
Tabla 3.14 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO LAG-48D
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido (ft)
1 9.894,16 10.097,99 -203,82 4,19 4,84 -100,12
2 9.896,95 8.958,79 938,16 56,02 64,67 1.030,02
3 9.892,18 7.819,62 2.072,56 107,85 124,51 2.237,84
4 9.869,49 6.680,48 3.189,01 159,68 184,35 3.538,55
5 9.847,96 5.541,38 4.306,58 211,51 244,19 4.745,10
6 9.819,06 4.402,36 5.416,70 263,34 304,03 5.902,80
7 9.776,87 3.263,25 6.513,62 315,16 363,86 7.074,81
8 9.773,61 2.125,02 7.648,59 366,99 423,70 8.247,94
PumpOff 9.323,57 306,24 9.017,33 418,82 483,54 10.145,05
Diseño 9.776,25 3.244,9 6.531,35 316 364,83 7.093,78 FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo LAG-48D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
148
En las gráficas 3.19 y 3.20, se muestra el análisis nodal del pozo LAG-48D,
comparando el TDH teórico (8.281 ft) con el TDH aportado actualmente (6.531,4
ft), se tiene pérdida del 21,13% de la capacidad de levantamiento de la bomba,
pérdida de producción del 14,9%, el equipo BES de este pozo está diseñado para
producir cerca de 390 BFPD, pero produce 316 BFPD.
Gráfica 3.19 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO LAG-48D
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.20, se observa que el equipo BES, está operando dentro de los
límites recomendados de producción de acuerdo a las condiciones de reservorio,
la separación que existe entre la curva IPR y la curva de presión de succión,
indica pérdidas de presión desde los perforados hasta el intake, se recomienda
estimular el reservorio, por aumento del daño en la formación, se evidencia
disminución en la presión de reservorio (tomar B’UP). La presión del sistema (ΔP),
es de 2.400 psi, este valor es la presión total que actualmente suministra la
bomba para obtener el caudal producido.
149
Gráfica 3.20 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO LAG-48D
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.21, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH), donde se
observa que el punto de operación actual de la bomba, difiere del punto de
diseño, la curva del sistema del pozo y la curva de comportamiento de la bomba a
la frecuencia actual no se intersecan en el punto de diseño, teniendo pérdidas en
la capacidad de levantamiento de la bomba y en la producción.
A pesar de que actualmente la bomba se encuentra trabajando dentro del rango
óptimo no está operando a la eficiencia máxima (60%).
Con ayuda de la curva estándar de la bomba, se puede determinar que la
eficiencia de la bomba es de 43,8%, el punto de diseño teórico del equipo BES
está planteado para operar dentro de la región de rango óptimo, no es
recomendable realizar trabajos de optimización, con la finalidad de alargar la vida
útil del equipo BES.
Ps actual =355,3 psi (Problemas en el reservorio)
Grá
fica
3.2
1 A
NÁ
LIS
IS N
OD
AL
- C
OM
PO
RT
AM
IEN
TO
DE
LA
BO
MB
A -
PO
ZO
LA
G-4
8D
F
UE
NT
E:
An
ális
is S
ub
PU
MP
, C
om
por
tam
ient
o d
e la
Bo
mb
a (T
DH
) P
ozo
LA
G-4
8D
. R
EA
LIZ
AD
O P
OR
: Je
nni
fer
Hin
ojo
sa,
Hu
mb
erto
Go
yes.
150
151
3.1.4.8 Análisis Pozo PRH-10
El pozo PRH-10 es vertical, se opta por usar las correlaciones de flujo multifásico
vertical de “Hagedorn &Brown (1965)” en el desarrollo del análisis nodal de este
pozo. En la tabla 3.15, se presentan los parámetros estimados de operación del
Equipo BES, REDA/ DN-1100.
Tabla 3.15 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO
PRH-10
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/REDA DN-1100 – POZO PRH-10
Frecuencia de diseño, Hz: 51 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 705
Velocidad de operación, RPM: 3.011 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 616
Corriente de operación, Amps: 17,9 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 5,3
Voltaje de operación, Volts : 2.188,75 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 1,6
Eficiencia de la bomba, %: 50 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 5.630
Eficiencia del motor, %: 69,15 Presión de entrada a la bomba, psig: 844,1
Interferencia por gas: Desgasificar Presión de descarga, psia: 2.816,5
Potencia de operación de la bomba, HP: 38,5 Presión de fondo fluyente, psig: 909
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo PRH-10. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 3.16, se muestra los cálculos del Análisis Nodal del pozo, los mismos
que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo.
Tabla 3.16 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO PRH-10
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido (ft)
1 9.373,41 6.180,15 3.193,26 7,91 9,18 3.154,38
2 8.060,56 5.594,30 2.466,26 105,77 122,82 3.758,76
3 7.367,64 5.007,07 2.360,57 203,63 236,45 4.366,00
4 7.111,82 4.418,72 2.693,09 301,50 350,09 4.976,05
5 6.987,04 3.830,38 3.156,67 399,36 463,72 5.588,73
6 7.283,42 3.208,44 4.074,98 497,22 577,36 6.214,94
7 7.814,09 2.513,5 5.300,59 595,09 690,99 6.918,54
8 8.492,32 1.659,64 6.832,68 692,95 804,62 7.808,23
PumpOff 9.265,21 377,34 8.887,87 790,81 918,26 9.198,23
Diseño 7.204,79 3.327,7 3.877,09 479 556,2 6.095,94
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo PRH-10. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
152
En las gráficas3.22 y 3.23, se muestra el análisis nodal del pozo PRH-10,
comparando el TDH teórico (5.630 ft) con el TDH aportado actualmente (3.877 ft),
se determina la pérdida del 31% de la capacidad de levantamiento de la bomba,
pérdida de producción del 18,6%, el equipo BES de este pozo está diseñado para
producir cerca de 616 BFPD, pero produce 479 BFPD.
Gráfica 3.22 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO PRH-10
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.23, se observa que el equipo BES, está operando fuera de los
límites recomendados de producción de acuerdo a las condiciones de reservorio,
el caudal mínimo de operación recomendado es 516 BFPD y actualmente se
están produciendo cerca de 479 BFPD.
La presión del sistema (ΔP), es de 1.250 psi, este valor es la presión total que
actualmente suministra la bomba para obtener el caudal actual.
153
Gráfica 3.23 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO PRH-10
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Finalmente en la gráfica 3.24, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH),
observando que el punto de operación actual de la bomba, difiere con el punto de
diseño, teniendo que la curva del sistema del pozo y la curva de comportamiento
de la bomba a la frecuencia actual no se intersecan en el punto de diseño,
generando pérdidas en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la
producción.
A pesar de que actualmente la bomba se encuentra trabajando dentro del rango
óptimo no está operando a la eficiencia máxima, está operando muy cerca de la
región de Downthrust, con ayuda de la curva estándar de la bomba, se puede
determinar que la eficiencia de la bomba es del 50%, una de las causas
principales que influye en la pérdida de producción y eficiencia es debido al
mecanismo de empuje presente en la arena “U”, la cual tiene un decremento
importante en la presión de reservorio.
Ps actual =623,7 psi (Problemas en el reservorio)
Grá
fica
3.2
4AN
ÁL
ISIS
NO
DA
L -
CO
MP
OR
TA
MIE
NT
O D
E L
A B
OM
BA
- P
OZ
O P
RH
-10
F
UE
NT
E:
An
ális
is S
ub
PU
MP
, C
om
por
tam
ient
o d
e la
Bo
mb
a (T
DH
) P
ozo
PR
H-1
0.
RE
AL
IZA
DO
PO
R:
Jen
nife
r H
inoj
osa
, H
um
ber
to G
oye
s.
154
155
3.1.4.9 Análisis Pozo PRH-11
El pozo PRH-11 es vertical, se opta por usar las correlaciones de flujo multifásico
vertical de “Hagedorn &Brown (1965)” en el desarrollo del análisis nodal de este
pozo. En la tabla 3.17, se presenta los parámetros estimados de operación del
Equipo BES, REDA/ DN-475.
Tabla 3.17 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO
PRH-11
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/REDA DN-475 – POZO PRH-11
Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 470,27
Velocidad de operación, RPM: 3.122 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 388,75
Corriente de operación, Amps: 13,7 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 41,7
Voltaje de operación, Volts : 2.005,17 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 7,6
Eficiencia de la bomba, %: 35 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 6.234,5
Eficiencia del motor, %: 74,8 Presión de entrada a la bomba, psig: 655,8
Interferencia por gas: Desgasificar Presión de descarga, psia: 2.818,6
Potencia de operación de la bomba, HP: 33,1 Presión de fondo fluyente, psig: 699,4
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo PRH-11. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 3.18, se muestra los cálculos del Análisis Nodal del pozo, los mismos
que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo.
Tabla 3.18 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO PRH-11
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido (ft)
1 9.441,99 3.975,14 5.466,85 5,3 6,41 5.434,13
2 7.853,94 3.669,41 4.184,53 70,83 85,68 5.754,91
3 7.190,47 3.345,98 3.844,49 136,36 164,96 6.080,13
4 7.179,97 3.003,59 4.176,38 201,89 244,23 6.423,33
5 7.420,98 2.626,66 4.794,32 267,43 323,51 6.803,76
6 7.714,66 2.209,5 5.505,16 332,96 402,78 7.228,82
7 8.099,09 1.738,95 6.360,14 398,49 482,06 7.720,23
8 8.610,77 1.177,1 7.433,66 464,03 561,33 8.320,6
PumpOff 9.179,77 338,2 8.841,57 529,56 640,61 9.243,09
Diseño 7.150,76 3.225,38 3.925,38 160 193,55 6.200,93
FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo PRH-11. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
156
En las gráficas 3.25 y 3.26, se muestra el análisis nodal del pozo PRH-11,
comparando el TDH teórico (6.234,5 ft) con el TDH aportado actualmente (3.925,4
ft), se tiene pérdida del 37% de la capacidad de levantamiento de la bomba y
pérdida de producción del 58,5%, el equipo BES de este pozo está diseñado para
producir cerca de 388,8 BFPD, pero se produce 160 BFPD.
Gráfica 3.25ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO PRH-11
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 3.26, se observa que el equipo BES, está operando fuera de los
límites recomendados de producción de acuerdo a las condiciones de reservorio,
ya que el caudal mínimo de operación recomendado es 178,4 BFPD y
actualmente se están produciendo cerca de 160 BFPD, además se observa que
existe ligero daño en la formación ya que la curva IPR y la curva de succión están
levemente separadas.
La presión del sistema (ΔP), es de 1.370 psi, este valor es la presión total que
actualmente suministra la bomba para obtener el caudal actual.
157
Gráfica 3.26 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO PRH-11
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Finalmente en la gráfica 3.27, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH),
observando que el punto de operación actual de la bomba, difiere con el punto de
diseño, ya que la curva del sistema del pozo y la curva de comportamiento de la
bomba a la frecuencia actual no se intersecan en el punto de diseño, teniendo
pérdidas en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la producción. A
pesar de que actualmente la bomba se encuentra trabajando dentro del rango
óptimo no está operando a la eficiencia máxima.
Con ayuda de la curva estándar de la bomba, se puede determinar que la
eficiencia de la bomba es de 35%, esto se debe al desgaste de las etapas ya que
el tiempo de operación (run life) es de 890 días. Se tiene posible hueco en
tubería, ya se ha venido registrando una pérdida paulatina de la producción, y una
tendencia ascendente de la presión de cabeza, además en el WO #1, se realiza
un cambio de BHA por comunicación tubing-casing, ya que los fluidos son muy
corrosivos.
Ps actual =355,3 psi (Problemas en el reservorio)
Grá
fica
3.2
7 A
NÁ
LIS
IS N
OD
AL
- C
OM
PO
RT
AM
IEN
TO
DE
LA
BO
MB
A -
PO
ZO
PR
H-1
1
FU
EN
TE
: A
nál
isis
Su
bP
UM
P,
Co
mp
orta
mie
nto
de
la B
om
ba
(TD
H)
Po
zo P
RH
-11.
RE
AL
IZA
DO
PO
R:
Jen
nife
r H
inoj
osa
, H
um
ber
to G
oye
s.
158
159
3.1.5 ANÁLISIS DE LOS POSIBLES PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN
LOS POZOS SELECCIONADOS
La mayoría de los pozos con sistema BES del Área Lago Agrio, se encuentran
operando fuera del rango de operación recomendado, aunque es muy complicado
conocer con certeza las causas, es importante analizar los posibles problemas
que se pueden presentar en el sistema pozo-reservorio, con ayuda de los
historiales de producción y de reacondicionamiento, se puede determinar que son
diversos los problemas que afectan la producción:
3.1.5.1 Problemas del Yacimiento
Esto se debe principalmente a la depletación natural que existe en el Área Lago
Agrio, ya que Guanta, Parahuacu y Lago Agrio son campos maduros, por lo que
se tiene un bajo potencial en los pozos, lo que quiere decir que la formación no es
capaz de aportar suficiente caudal para que la bomba trabaje dentro de los límites
recomendados, razón por la cual algunos equipos BES quedan
sobredimensionados.
Existen pozos con bajo potencial, que están produciendo dentro del rango óptimo,
en los cuales es recomendable mantener las condiciones actuales de producción,
para evitar una mayor depletación y obtener mayor tiempo de vida útil de los
equipos BES.
Dentro de los problemas del yacimiento, también se presentan los diferentes tipos
de daño, siendo los más comunes el daño en la formación (incremento) y el daño
por penetración parcial.
3.1.5.2 Problemas en el Equipo BES
Estos problemas se generan principalmente por los fluidos altamente corrosivos,
formación de escala, taponamiento por presencia de gas libre, obstrucción por
sólidos, fluidos abrasivos, entre otros; las etapas son las que sufren el mayor
desgaste reduciendo la eficiencia de levantamiento de la bomba.
160
3.1.5.3 Problemas Eléctricos
Esto ocurre cuando en el motor electrosumergible una de las fases se encuentra a
tierra, la energía entregada a la bomba por el motor es menor y por ende también
la eficiencia de levantamiento, esto se conoce como desbalance de fases.
3.1.5.4 Problemas en el Tubing
Cuando existe hueco en la tubería de producción existe comunicación con el
casing, lo que genera una reducción en la presión de intake y una pérdida de
producción, además se podría tener taponamiento por problemas de formación
escala.
CAPÍTULO 4
IMPLEMENTACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN LOS POZOS
SELECCIONADOS DEL ÁREA LAGO AGRIO
Del análisis nodal de los pozos seleccionados que operan con sistema de bombeo
electrosumergible en el Área Lago Agrio, se puede determinar los problemas que
existen en el sistema BES, llegando a la conclusión, que la mayoría de los pozos
no están trabajando dentro de los rangos óptimos de operación.
En este capítulo, se procede a realizar una propuesta técnica para solucionar los
problemas existentes en los pozos seleccionados, de tal manera que con la
intervención planteada se logra optimizar la producción de petróleo en el Área
Lago Agrio.
El diseño de los equipos BES, se realiza con el software SubPUMP, es un
simulador muy eficiente en lo referente a cálculos de diseño, el programa cuenta
con una amplia variedad de equipos BES, de las compañías fabricantes de
bombas electrosumergibles, razón por la cual es muy importante tomar en cuenta
los criterios de diseño del sistema de producción.
4.1 PROPUESTA TÉCNICA PARA OPTIMIZAR EL SISTEMA DE
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA LOS POZOS
SELECCIONADOS DEL ÁREA LAGO AGRIO
La optimización de la producción mediante análisis nodal, consiste en realizar
varios análisis de sensibilidad de las variables más importantes y cuantificar su
impacto sobre la producción, las variables que mayor impacto tienen sobre la
producción son los cuellos de botella del sistema. Las oportunidades de mejoras
162
se deben buscar tanto en variables de “Outflow” y en variables del “Inflow” ó
demanda. Finalmente se selecciona la mejor opción técnico-económica.
La propuesta técnica planteada en el presente estudio, tiene como finalidad
optimizar la producción, tomando en cuenta los siguientes aspectos:
· Alternativa No.1: Rediseño de los Equipos BES de los pozos
seleccionados, sin considerar trabajos de remoción de daño en las
formaciones que actualmente se hallen produciendo en cada pozo, es
decir a las condiciones actuales de reservorio.
· Alternativa No.2: Rediseño de los Equipos BES, considerando trabajos de
remoción de daño en la formación, con la finalidad de lograr un aumento
en la eficiencia de flujo, estos trabajos se aplicarán en pozos que sean
candidatos a realizar este estudio.
4.1.1 DISEÑO DE UN SISTEMA DE BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE UTILIZANDO EL SOFTWARE SUBPUMP
Cada caso de dimensionamiento debe ser estudiado con criterio técnico-
económico que permita acercarse a la solución másóptima del problema. Esta
advertencia surge como necesidad, dada la gran variedad de elementos de
selección con alto valor relativo que componen una unidad electrosumergible. En
principio, debemos procurar que los diseños nunca deben estar
sobredimensionados, con el objetivo de alargar la vida útil del equipo BES y la
vida productiva del pozo.
4.1.1.1 Datos Básicos
Para el dimensionamiento de equipos BES, es fundamental contar con datos
actuales y confiables, por lo tanto se debe realizar un análisis de datos del pozo,
que se usan en el diseño. La información recolectada tendrá un efecto
significativo en la selección y en el rendimiento real del equipo.
163
Los datos requeridos para el diseño de un equipo electrosumergible, se resumen
a continuación:
1. Datos del Pozo
· Especificaciones de la tubería de revestimiento (tamaño y peso)
· Especificaciones de la tubería de producción (tamaño, tipo y conexión)
· Profundidad de pozo
· Intervalo de las perforaciones
2. Datos de Producción
· Presión de cabeza del pozo
· Caudal de producción actual
· Presión de fondo fluyente
· Presión del yacimiento
· Caudal de producción deseado
· Relación gas – petróleo (GOR)
· Corte de agua (BSW)
3. Condiciones del Fluido de Pozo
· Gravedad específica del agua
· Gravedad específica del petróleo o API
· Gravedad específica del gas
· Presión de burbuja
· Viscosidad del petróleo
· Salinidad del fluido
· Factores volumétricos de cada fase.
4. Suministro de Energía Eléctrica
· Voltaje primario disponible y capacidad
· Frecuencia
164
5. Posibles Problemas
· Arena
· Corrosión
· Parafina
· Escala
· Emulsión
· Gas
· Temperatura
4.1.1.2 Pasos para el diseño de equipos BES
Para el diseño apropiado de un equipo electrosumergible se han establecido el
siguiente procedimiento:
PASO I: DATOS BÁSICOS
Recopilar y analizar los datos referidos a la producción del pozo,
fluidos y energía eléctrica.
PASO II: CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN
Determinar la productividad del pozo a la profundidad deseada de
operación del equipo, o determinar la profundidad de operación para
la producción deseada.
PASO III: ALTURA DINÁMICA TOTAL (TDH)
Calcular la altura dinámica total.
PASO IV: TIPO DE BOMBA
Seleccionar el tipo de bomba adecuado para una altura y capacidad
dadas, que tendrá la máxima eficiencia para el volumen deseado o
estimado.
PASO V: TAMAÑO ÓPTIMO DE COMPONENTES
Determinar el tamaño óptimo de la bomba, motor y sección sellante.
PASO VI: CABLE ELÉCTRICO
Seleccionar el tipo y medida del cable
PASO VII: ACCESORIOS Y OTROS EQUIPAMIENTOS
Seleccionar:
165
ü Equipo accesorio de fondo de pozo
ü Tamaño y tipo de controlador del motor
ü Tamaño y tipo de transformador
ü Tamaño y tipo del cable de superficie
ü Tamaño y tipo del cabezal de pozo
ü Equipo de servicio requerido para la instalación completa
ü Equipo opcional
PASO VIII: CALCULOS DE SEPARACIÓN DE GAS
Si la relación gas-petróleo lo justifica, seleccionar ya sea el
separador incorporado o el separador de gas, además de un
dispositivo avanzado para manejo de gas (AGH).
PASO IX: SISTEMA DE BOMBEO DE VELOCIDAD VARIABLE
Si las condiciones así lo aseguran, seleccionar la frecuencia de
operación adecuada para cada bomba eléctrica sumergible.
El procedimiento para el diseño de equipos BES en el software SubPUMP, está
descrito en el Anexo No 6.
4.1.1.3 Rediseño de equipos BES en los pozos seleccionados del Área Lago Agrio
El rediseño de equipos BES, tiene como objetivo analizar la factibilidad de realizar
un incremento de la producción en los pozos seleccionados, las principales
variables que hay que tomar en cuenta para realizar el rediseño de equipos BES
son:
· Producción deseada
· Profundidad de asentamiento de la bomba
· Presión de intake
Tomando en cuenta los requerimientos, se procede a plantear las propuestas
técnicas para optimizar la producción en los pozos: Guanta-23D, Guanta-25D,
Guanta-41D, Guanta-42D, Lago Agrio-25, Parahuacu-10, Parahuacu-11. En las
propuestas técnicas se toman en cuenta las siguientes consideraciones:
166
1. La frecuencia de diseño empleada es menor a 60 Hz, se hace con el
objetivo de tener un rango de maniobrabilidad con la producción del pozo y
principalmente en caso de tener presiones de intake bajas, y producción de
gas libre, para evitar problemas por bloqueos de gas.
2. En los casos en donde la velocidad de flujo es menor a 1 ft/seg, se instala
una camisa refrigerante con el motor, con el objetivo de mejorar la
velocidad de fluido y con ello la refrigeración del motor.
3. Se elige ubicar al equipo BES, a 100 pies por encima de los punzados; con
el objetivo de contar con una aceptable separación natural de gas y tener
una presión de intake más cercana a la presión dinámica de fondo.
4. No se elabora propuesta de cambio de equipo BES o realización de trabajo
de reacondicionamiento en pozos donde se ha instalado recientemente el
equipo BES, que estén trabajando dentro de los rangos óptimos de
operación y que además las condiciones del sistema pozo/reservorio no
permitan realizar una optimización técnica y económicamente aplicable,
como es el caso de los pozos Guanta-01(En donde, Pwf<Pb) y Guanta 48D
(Bajo potencial y opera en el rango óptimo), con el objetivo de maximizar la
vida útil del equipo y evitar una prematura depletación del reservorio.
5. La Alternativa No. 2, se aplica únicamente a pozos que presenten daño en
la formación, caso contrario, solo se aplica la Alternativa No.1 que consiste
en el rediseño de equipos BES sin considerar la remoción de daño.
4.1.1.3.1 Alternativa Técnica Pozo Guanta-23D
4.1.1.3.1.1 Alternativa No.1 para el pozo Guanta-23D
La propuesta plantea como objetivo el rediseño del equipo BES, sin remover el
daño de formación. A estas condiciones el pozo puede producir una tasa de 900
BFPD, con una presión de intake de 1.573,89 psia, se obtiene un incremento de
producción de 750 BFPD, la producción actual es de 151 BFPD. No se elige una
167
tasa mayor de producción para evitar problemas por ingreso de gas libre a la
bomba y una depletación mayor del reservorio.
En la tabla 4.1, se muestra el equipo diseñado para esta propuesta.
Tabla 4.1 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO GTA-23D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-23D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
168
En la tabla 4.2, se muestra los parámetros de operación estimados por el software
SubPUMP, en la tabla 4.3, se indica los cálculos realizados para la construcción
de la curva de sistema del pozo.
Tabla 4.2 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO
BES TA-1200
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO TA-1200/ALTERNATIVA No.1 GTA-23D
Frecuencia de diseño, Hz: 55 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 1.060,50
Velocidad de operación, RPM: 3.194 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 899,81
Corriente de operación, Amps: 28,2 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 14,4
Voltaje de operación, Volts: 1.200,83 Eficiencia separación natural de gas, %: 70
Eficiencia de la bomba, %: 53,2 Eficiencia del separador de gas, %: 70
Eficiencia del motor, %: 81,88 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 1,5
Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 3.845,68
Potencia de oper. de la bomba, HP: 45,5 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.772,7
Nivel de fluido (MD), ft: 5.229,77 Presión de descarga, psig: 3.165,3
Corte de agua, %: 3 Presión de fondo, psig: 1.804,5
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-23D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
Tabla 4.3 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 23D
ALTERNATIVA No.1
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido ft
1 9.545,52 9.814,29 -268,77 15,68 18,49 -127,82
2 9.477,21 8.735,67 741,54 209,78 247,25 936,22
3 9.169,1 7.657,55 1.511,55 403,88 476,01 2.004,07
4 8.751,8 6.579,78 2.172,02 597,98 704,77 3.236,07
5 8.741,37 5.501,71 3.239,65 792,08 933,53 4.481,62
6 8.752,2 4.423,81 4.328,4 986,18 1.162,3 5.749,81
7 8.770,61 3.346,21 5.424,4 1.180,28 1.391,06 6.899,41
8 8.945,08 2.224,37 6.720,71 1.374,38 1.619,82 8.046,37
PumpOff 9.080,71 174,19 8.906,53 1.568,48 1.848,58 10.192,01
Diseño 8.748,5 4.902,46 3.846,03 900 1.060,72 5.183,12
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-23D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
En la gráfica 4.1, se muestra la curva de comportamiento del Inflow y Outflow,
para la Alternativa No.1, mientras que la gráfica 4.2, indica la curva de
comportamiento de la bomba (TDH) a diferentes frecuencias de operación.
169
Gráfica 4.1 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-23D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Gráfica 4.2 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-23D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Producción de diseño 899,81 Bls std
Presión del sistema ΔP=Pd-Ps ΔP=1.393 psi
DOWNTHRUST RANGO ÓPTIMO
UPTHRUST Caudal a condiciones de sitio = 1.060 Bls/D TDH=3.845 ft
170
En la figura 4.1, se indica las condiciones finales de operación, en donde se
muestra todos los parámetros de diseño y requerimientos de un equipo BES.
Además de las condiciones mostradas en la figura 4.1, se tienen las siguientes
variables que son muy importantes en el diseño de un equipo BES:
ü Profundidad de la Bomba MD/TVD, ft: 10.196,00/9.650,27
ü Tope de la Formación MD/TVD, ft: 10.296,00/9.750,26
ü Temp. de Fondo, °F: 236,0
ü Gravedad del Petróleo, °API: 29,7
Este pozo presenta un daño total negativo, St= -2 (tabla 2.6), no se toma en
cuenta la Alternativa No. 2, que consiste en trabajos de remoción de daño, antes
de instalar el equipo electrosumergible.
Figura 4.1 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1)
POZO GTA-23D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-23D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
171
4.1.1.3.2 Alternativa Técnica Pozo Guanta-25D
4.1.1.3.2.1 Alternativa No.1 para el pozo Guanta-25D
En esta propuesta, se plantea el rediseño del equipo BES, sin remover el daño de
formación, a estas condiciones el pozo puede producir una tasa de 258,38 BFPD
con una presión de intake de 1.278,2 psia, se obtiene un incremento de la
producción de 98,38 BFPD con respecto de la producción actual que es de 160
BFPD. La presión de fondo dinámica a la tasa seleccionada está a 100 psi por
encima del punto de burbuja, es recomendable para evitar la entrada de gas libre
a la bomba y la cavitación, con la finalidad de alargar la vida útil del equipo. En la
tabla 4.4, se muestra el equipo escogido para esta propuesta.
Tabla 4.4 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO GTA-25D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-25D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
172
En la tabla 4.5, se presenta los parámetros de operación estimados por el
software SubPUMP, en la tabla 4.6, se indica los cálculos realizados para la
construcción de la curva de sistema del pozo.
Tabla 4.5 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO
BES TD-300
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO TD-300/ALTERNATINA No. "1" GTA-25D
Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 314,06
Velocidad de operación, RPM: 3.063 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 258,38
Corriente de operación, Amps: 21,6 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 19,3
Voltaje de operación, Volts: 662,50 Eficiencia separación natural de gas, %: 80
Eficiencia de la bomba, %: 45,9 Eficiencia del separador de gas, %: 80
Eficiencia del motor, %: 82,24 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 4,6
Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 5.443,93
Potencia de oper. de la bomba, HP: 21,5 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.278,2
Nivel de fluido (MD), ft: 6.965,25 Presión de descarga, psig: 3.233,8
Corte de agua, %: 1 Presión de fondo, psig: 1.308,0
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-25D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
Tabla 4.6 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 25D
ALTERNATIVA No.1
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido ft
1 9.194,55 4.646,71 4.547,84 7,55 9,17 5.739,37
2 9.182,19 4.247,37 4.934,83 100,91 122,66 6.194,72
3 9.103,36 3.847,3 5.256,06 194,28 236,15 6.629,78
4 8.962,34 3.446,98 5.515,36 287,65 349,64 7.054,69
5 8.724,24 3.027 5.697,24 381,02 463,13 7.481,61
6 8.502,15 2.557,74 5.944,41 474,39 576,62 7.956,45
7 8.410,79 2.011,64 6.399,15 567,76 690,11 8.512,7
8 8.430,93 1.330,6 7.100,32 661,13 803,6 9.220,02
PumpOff 8.295,8 207,17 8.088,64 754,5 917,09 10.423,42
Diseño 9.013,78 3.565,63 5.448,15 260 316,03 6.929,49
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-25D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 4.3, se muestra la curva de comportamiento del Inflow y Outflow,
para la Alternativa No.1, mientras que en la gráfica 4.4, se indica la Curva de
comportamiento de la bomba (TDH) a diferentes frecuencias de operación.
173
Gráfica 4.3 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-25D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Gráfica 4.4 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-25D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Producción de diseño 258 Bls std
Presión del sistema ΔP=Pd-Ps ΔP=1.955 psi
DOWNTHRUST RANGO ÓPTIMO
UPTHRUST Caudal a condiciones de sitio = 314 Bls/D TDH=5.444 ft
174
En la figura 4.2, se indica las condiciones finales de operación, en donde se
muestra todos los parámetros de diseño y requerimientos de un equipo BES.
Además de las condiciones mostradas en la figura 4.2, se tienen las siguientes
variables que son muy importantes en el diseño de un equipo BES:
ü Profundidad de la Bomba MD/TVD, ft: 10.428,00/9.544,01
ü Tope de la Formación MD/TVD, ft: 10.522,00/9.637,98
ü Temp. de Fondo, °F: 228,0
ü Gravedad del Petróleo, °API: 29,6
Este pozo presenta un daño total negativo, St=-0,3 (tabla 2.6), no se toma en
cuenta la Alternativa No. 2, que consiste en trabajos de remoción de daño, antes
de instalar el equipo electrosumergible.
Figura 4.2 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1)
POZO GTA-25D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-25D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
175
4.1.1.3.3 Alternativa Técnica Pozo Guanta-41D
4.1.1.3.3.1 Alternativa No.1 para el pozo Guanta-41D
En esta propuesta, se plantea el rediseño del equipo BES, sin remover el daño de
formación. A estas condiciones el pozo puede producir una tasa de 695,72BFPD
con una presión de intake de 1.378,5psia, se obtiene un incremento de la
producción de 411,72 BFPD con respecto de la producción actual de 284 BFPD.
La presión de fondo dinámica a la tasa escogida está 200 psi por encima del
punto de burbuja, que es recomendable para evitar la entrada de gas libre a la
bomba y la cavitación, con la finalidad de alargar la vida útil del equipo.
En la tabla 4.7, se muestra el equipo escogido para esta propuesta.
Tabla 4.7 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 1 POZO GTA-41D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
176
En la tabla 4.8, se muestra los parámetros de operación estimados por el software
SubPUMP, en la tabla 4.9, se indica los cálculos realizados para la construcción
de la curva de sistema del pozo.
Tabla 4.8 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO
BES D-950
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO D-950/ALTERNATIVA No.1 GTA-41D
Frecuencia de diseño, Hz: 50 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 789,71
Velocidad de operación, RPM: 2.879 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 695,72
Corriente de operación, Amps: 26,5 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 7,5
Voltaje de operación, Volts: 1.050,00 Eficiencia separación natural de gas, %: 80
Eficiencia de la bomba, %: 61,3 Eficiencia del separador de gas, %: 80
Eficiencia del motor, %: 77,41 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 0,3
Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 3.942,50
Potencia de oper. de la bomba, HP: 32 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.378,5
Nivel de fluido (MD), ft: 6.554,35 Presión de descarga, psig: 2.883,2
Corte de agua, %: 28 Presión de fondo, psig: 1.412,7
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
Tabla 4.9 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 41D
ALTERNATIVA No.1
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido ft
1 8.457,87 4.688,54 3.769,33 21,62 24,54 5.081,48
2 8.236,52 4.264,72 3.971,80 289,16 328,22 5.641,62
3 7.617,48 3.841,54 3.775,95 556,69 631,90 6.214,56
4 7.547,08 3.417,72 4.129,36 824,23 935,58 6.764,64
5 7.591,84 2.986,48 4.605,35 1.091,77 1.239,25 7.280,19
6 7.753,49 2.519,38 5.234,11 1.359,30 1.542,93 7.781,86
7 7.990,04 2.001,40 5.988,64 1.626,84 1.846,61 8.318,51
8 8.243,52 1.375,16 6.868,36 1.894,38 2.150,29 8.968,78
PumpOff 8.580,46 310,31 8.270,15 2.161,91 2.453,97 10.102,94
Diseño 7.561,83 3.614,51 3.947,32 700,00 794,56 6.513,8
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
En la gráfica 4.5, se muestra la curva de comportamiento del Inflow y Outflow,
para la Alternativa No.1, mientras que en la gráfica 4.6, se indica la Curva de
comportamiento de la bomba (TDH) a diferentes frecuencias de operación.
177
Gráfica 4.5 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Gráfica 4.6 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
DOWNTHRUST RANGO ÓPTIMO
UPTHRUST
Caudal a condiciones de sitio = 789 Bls/D TDH=3.942 ft
Producción de diseño 695 Bls std
Presión del sistema ΔP=Pd-Ps ΔP=1.504 psi
178
En la figura 4.3, se indica las condiciones finales de operación, en donde se
muestra todos los parámetros de diseño y requerimientos de un equipo BES.
Además de las condiciones mostradas en la figura 4.3, se tienen las siguientes
variables que son muy importantes en el diseño de un equipo BES:
ü Profundidad de la Bomba MD/TVD, ft: 10.112,00/8.825,69
ü Tope de la Formación MD/TVD, ft: 10.212,00/8.925,69
ü Temp. de Fondo, °F: 205,0
ü Gravedad del Petróleo, °API: 29,5
El daño total en este pozo es de St= 2,9 (tabla 2.6), por lo que se procede a
realizar la Alternativa No. 2, que consiste en ejecutar trabajos de remoción de
daño, antes de instalar el equipo electrosumergible.
Figura 4.3 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1)
POZO GTA-41D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
179
4.1.1.3.3.2 Alternativa No.2 para el pozo Guanta-41D
El pozo GTA-41D, presenta un daño total, St = 2,9 (tabla 2.6); estimado en el
última prueba de B’up, por lo tanto es recomendable realizar trabajos de remoción
del daño de formación, con la finalidad de mejorar el potencial del pozo y por
consiguiente incrementar la producción.
Este pozo produce de la arena “BT”, se perforó en todo su espesor (ht= hp= 12ft),
por lo tanto, no se tiene daño por penetración parcial, por consiguiente se
considera al daño de formación como daño total, el mismo que puede ser
removido con tratamientos químicos o de otro tipo.
En la tabla 4.10 se muestra los resultados estimados que se obtiene, si se logra
eliminar por completo el daño de formación (Sf), se obtiene como principal
conclusión que manteniendo la misma presión de fondo, se tiene que la variación
de caudal de petróleo recuperado es cerca de 408 BPPD, comparando la
producción actual (a la fecha de cierre de información) con la producción que se
obtiene si se removiera el daño de formación.
La tabla 4.10, se obtiene, a partir de la gráfica 4.7, usando la presión de fondo e
interpolando, con la IPR (Sf = 2,9) y con la IPR (Sf=0), luego se baja hasta el
caudal en superficie y se lee los valores de Qo para cada curva.
Tabla 4.10 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
Dato S=2,9 S=0 Pr, psia 1.835 1.835 Pwf, psia 1.412 1.412 Q, BFPD 284 850 Qo, BPPD 204 612 St 2,9 0 Sf 2,9 0 Sp 0 0 ΔPs, psia 79,26 0 EF 0,81 1
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
180
La gráfica 4.7, muestra las IPR para las condiciones de daño estimado en las
pruebas de restauración de presión (St= 2,9) y una sensibilidad con un valor de
St= 0. La curva de influjo, sirve para mostrar el efecto que se puede lograr al
remover el daño, así la sensibilidad a dicho parámetro indica que de mantenerse
las condiciones de fondo fluyente en 1.398 psia, si se logra reducir el daño, Sf= 0,
la producción puede aumentar de 700 BFPD (Alternativa No. 1) a 850 BFPD
(Alternativa No. 2), lo que en términos porcentuales significa un incremento de
21,4%.
Gráfica 4.7 CURVA DE INFLUJO DEL YACIMIENTO – IPR Y EFECTO DE LA
DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
Para el diseño del equipo BES, se toma en cuenta las condiciones de la
Alternativa No. 2, donde la producción deseada es de 850 BFPD. En la tabla 4.11,
se muestra el equipo seleccionado para este caso, en la tabla 4.12, se muestra
los parámetros de operación estimados por el software SubPUMP y en la tabla
4.13, se indica los cálculos realizados para la construcción de la curva de sistema
del pozo.
181
Tabla 4.11 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 - POZO GTA-41D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Tabla 4.12 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO
BES DN-1100
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO DN-1100/Alternativa No.2 GTA-41D
Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 958,42
Velocidad de operación, RPM: 3.062 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 844,36
Corriente de operación, Amps: 44,4 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 7,5
Voltaje de operación, Volts: 760,55 Eficiencia separación natural de gas, %: 80
Eficiencia de la bomba, %: 62,1 Eficiencia del separador de gas, %: 80
Eficiencia del motor, %: 77,12 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 0,3
Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 3.922,15
Potencia de oper. de la bomba, HP: 40,69 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.381,1
Nivel de fluido (MD), ft: 6.544,75 Presión de descarga, psig: 2.875,5
Corte de agua, %: 28 Presión de fondo, psig: 1.415,5
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
182
Tabla 4.13 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 41D
ALTERNATIVA No.2
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido ft
1 8.455,70 4.688,53 3.767,17 26,42 29,99 5.081,49
2 8.112,14 4.264,77 3.847,37 353,35 401,08 5.641,79
3 7.563,43 3.841,48 3.721,95 680,28 772,18 6.214,73
4 7.533,19 3.417,75 4.115,43 1.007,21 1.143,27 6.764,62
5 7.598,80 2.987,07 4.611,73 1.334,14 1.514,37 7.279,52
6 7.847,96 2.520,30 5.327,65 1.661,07 1.885,46 7.780,82
7 8.060,67 2.002,64 6.058,03 1.988,00 2.256,56 8.317,20
8 8.329,73 1.377,45 6.952,28 2.314,93 2.627,65 8.966,36
PumpOff 8.682,55 310,31 8.372,24 2.641,85 2.998,75 10.102,94
Diseño 7.542,25 3.621,46 3.920,79 850,00 964,83 6.504,67
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 4.8, se indica la curva de comportamiento de la bomba (TDH), a
diferentes frecuencias de operación, el equipo está diseñado dentro de los rangos
óptimos de producción con la finalidad de alargar la vida útil del equipo.
Gráfica 4.8 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
DOWNTHRUST RANGO ÓPTIMO
UPTHRUST
Caudal a condiciones de sitio = 958 Bls/D TDH=3.922 ft
183
En la figura 4.4, se muestra las condiciones finales de operación del equipo
diseñado para este caso, tomando en cuenta que la profundidad de asentamiento
de la bomba es la misma que se selecciona en la Alternativa No. 1.
Figura 4.4 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.2)
POZO GTA-41D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
4.1.1.3.4 Alternativa Técnica Pozo Guanta-42D
4.1.1.3.4.1 Alternativa No.1 para el pozo Guanta-42D
La presente propuesta plantea como objetivo el rediseño del equipo BES, sin
remover el daño de formación, a estas condiciones el pozo puede producir una
tasa de 697,77 BFPD, con una presión de intake de 1.778,9 psia, se tiene un
incremento de la producción de 750 BFPD, la producción actual de 315,77 BFPD.
184
No se elige una tasa mayor de producción para de evitar problemas por ingreso
de gas libre a la bomba y una depletación mayor del reservorio. La presión de
fondo dinámica a la tasa escogida está a 400 psi por encima del punto de burbuja.
En la tabla 4.14, se muestra el equipo diseñado para esta propuesta.
Tabla 4.14 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO GTA-42D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
En la tabla 4.15, se muestran los parámetros de operación estimados por el
software SubPUMP, en la tabla 4.16, se indica los cálculos realizados para la
construcción de la curva de sistema del pozo.
185
Tabla 4.15 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO
BES D-950
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO D-950/ALTERNATIVA No.1 GTA-42D
Frecuencia de diseño, Hz: 55 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 844,11
Velocidad de operación, RPM: 3.188 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 697,77
Corriente de operación, Amps: 25,3 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 28,9
Voltaje de operación, Volts: 1.155,00 Eficiencia separación natural de gas, %: 80
Eficiencia de la bomba, %: 61,6 Eficiencia del separador de gas, %: 80
Eficiencia del motor, %: 76,39 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 7,0
Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 3.776,73
Potencia de oper. de la bomba, HP: 31,9 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.778,9
Nivel de fluido (MD), ft: 6.745,14 Presión de descarga, psig: 3.243,4
Corte de agua, %: 40 Presión de fondo, psig: 1.819,6
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Tabla 4.16 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 42D
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido ft
1 9.584,5 7.274,01 2.310,5 14,92 18,05 3.163,46
2 9.425,49 6.551,2 2.874,29 199,53 241,38 4.131,94
3 8.988,42 5.828,83 3.159,59 384,15 464,71 5.124,86
4 8.420,38 5.106,65 3.313,72 568,76 688,04 6.088,02
5 8.365,68 4.383,46 3.982,22 753,38 911,38 6.951,78
6 8.346,5 3.661,01 4.685,48 937,99 1.134,71 7.745,01
7 8.450,67 2.890,33 5.560,34 1.122,61 1.358,04 8.535,98
8 8.604,45 1.989,07 6.615,37 1.307,23 1.581,37 9.463,07
PumpOff 8.613,34 523,27 8.090,07 1.491,84 1.804,7 1.1026,7
Diseño 8.375,88 4.592,53 3.783,36 700 846,8 6.711,25
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 4.9, se muestra la curva de comportamiento del Inflow y Outflow,
para la Alternativa No.1, mientras que en la gráfica 4.10 se indica la Curva de
comportamiento de la bomba (TDH) a diferentes frecuencias de operación.
186
Gráfica 4.9 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Gráfica 4.10 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
DOWNTHRUST RANGO ÓPTIMO
UPTHRUST
Caudal a condiciones de sitio = 789 Bls/D TDH=3.942 ft
Producción de diseño 698 Bls std
Presión del sistema ΔP=Pd-Ps ΔP=1.424 psi
187
En la figura 4.5, se indica las condiciones finales de operación, donde se muestra
todos los parámetros de diseño y requerimientos de un equipo BES.
Además de las condiciones mostradas en la figura 4.4, se tienen las siguientes
variables que son muy importantes en el diseño de un equipo BES:
ü Profundidad de la Bomba MD/TVD, ft: 11.050,00/9.798,87
ü Tope de la Formación MD/TVD, ft: 11.168,00/9.916,81
ü Temp. de Fondo, °F: 231,0
ü Gravedad del Petróleo, °API: 28,6
El daño total en este pozo es, St=20 (tabla 2.6), se procede a realizar la
Alternativa No.2, que consiste en ejecutar trabajos de remoción de daño, antes de
instalar el equipo electrosumergible.
Figura 4.5 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1)
POZO GTA-42D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
188
4.1.1.3.4.2 Alternativa No.2 para el pozo Guanta-42D
El pozo GTA-42D, produce de la arena “Ti”, presenta un daño total, St = 20 (tabla
2,6); que fue estimado en el última prueba de B’up, se recomienda realizar
trabajos de remoción del daño de formación, con la finalidad de mejorar el
potencial del pozo y por consiguiente incrementar la producción.
La arena “Ti”, ha sido perforada parcialmente, tiene daño por penetración parcial,
para calcular este tipo de daño es necesario utilizar la ecuación 4.16, se calcula el
daño en la formación con la ecuación 4.27, es importante indicar que el daño que
puede ser removido con tratamientos químicos o de otro tipo, es el daño de
formación.
Los datos necesarios para la utilización de las ecuaciones 4.1 y 4.2, se obtienen
de la información del pozo y de la interpretación de las pruebas de restauración
de presión, los datos son los siguientes: ht = 96 ft, hp = 34 ft, rw = 0,59, KH/KV = 1.
La tabla 4.17, se obtiene, a partir de la gráfica 4.11, usando la presión de fondo e
interpolando, con la IPR (Sf = 5,09) y con la IPR (Sf = 0), luego se baja hasta el
caudal en superficie y se lee los valores de Qo para cada curva, se muestra los
resultados estimados que se obtienen si se logra eliminar por completo el daño de
formación (Sf), se tiene como principal conclusión que manteniendo la misma
presión de fondo se tiene que la variación de caudal de petróleo recuperado es
cerca de 281 BPPD, comparando la producción actual (a la fecha de cierre de
información) con la producción que se obtiene si se remueve el daño de
6,8 Ecuación de Saidikowski para el cálculo del daño por penetración parcial, “Advanced Reservoir Enginieer”.
189
formación. Con la información disponible se estima el daño por penetración
parcial en aproximadamente, Sp= 5,64, mientras que el daño de formación es, Sf=
5,09.
Tabla 4.17 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
Dato Sf=5,09 Sf=0 Pr, psia 2.886 2.886 Pwf, psia 1.859 1.859 Q, BFPD 382 850 Qo, BPPD 229 510 St 20 5,64 Sf 5,09 0 Sp 5,64 5,64 ΔPs, psia 281,56 79,38 EF 0,73 0,92
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
La gráfica 4.11, muestra las IPR para las condiciones de daño estimado en las
pruebas de restauración de presión (Sf = 5,09) y una sensibilidad con un valor de
Sf = 0.
Gráfica 4.11 CURVA DE INFLUJO DEL YACIMIENTO – IPR Y EFECTO DE LA
DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
190
La curva de influjo, muestra el efecto que se logra al remover el daño, así la
sensibilidad a dicho parámetro indica que de mantenerse las condiciones de
fondo fluyente en 1.820 psia, si se logra reducir el daño de formación a 0, la
producción puede aumentar de 700 BFPD (Alternativa No. 1) a 850 BFPD
(Alternativa No. 2), significa un incremento de 21,4%, es importante tener en
cuenta que el BSW en este pozo es del 40%.
Para el diseño del equipo BES, se toma en cuenta las condiciones de la
Alternativa No. 2, la producción deseada es de 850 BFPD. En la tabla 4.18, se
muestra el equipo seleccionado para este caso.
Tabla 4.18 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 - POZO GTA-42D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
191
En la tabla 4.19, se muestra los parámetros de operación estimados por el
software SubPUMP y en la tabla 4.20, se indica los cálculos realizados para la
construcción de la curva de sistema del pozo.
Tabla 4.19 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO
BES DN-1100
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO DN-1100/Alternativa No.2 GTA-42D
Frecuencia de diseño, Hz: 55 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 1.029,07
Velocidad de operación, RPM: 3.169 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 846,74
Corriente de operación, Amps: 27,6 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 28,5
Voltaje de operación, Volts: 1.151 Eficiencia separación natural de gas, %: 80
Eficiencia de la bomba, %: 61,8 Eficiencia del separador de gas, %: 80
Eficiencia del motor, %: 78,33 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 6,8
Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 3,685,1
Potencia de oper. de la bomba, HP: 37,6 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.806,3
Nivel de fluido (MD), ft: 6.663,62 Presión de descarga, psig: 3.232,1
Corte de agua, %: 40 Presión de fondo, psig: 1846
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Tabla 4.20 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 42D
ALTERNATIVA No.2
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido ft
1 8.455,70 4.688,53 3.767,17 26,42 29,99 5.081,49
2 8.112,14 4.264,77 3.847,37 353,35 401,08 5.641,79
3 7.563,43 3.841,48 3.721,95 680,28 772,18 6.214,73
4 7.533,19 3.417,75 4.115,43 1.007,21 1.143,27 6.764,62
5 7.598,80 2.987,07 4.611,73 1.334,14 1.514,37 7.279,52
6 7.847,96 2.520,30 5.327,65 1.661,07 1.885,46 7.780,82
7 8.060,67 2.002,64 6.058,03 1.988,00 2.256,56 8.317,20
8 8.329,73 1.377,45 6.952,28 2.314,93 2.627,65 8.966,36
PumpOff 8.682,55 310,31 8.372,24 2.641,85 2.998,75 10.102,94
Diseño 7.542,25 3.621,46 3.920,79 850,00 964,83 6.504,67
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
En gráfica 4.12, se indica la curva de comportamiento de la bomba (TDH) a
diferentes frecuencias de operación, se puede apreciar que el equipo está
diseñado dentro de los rangos óptimos de producción con la finalidad de alargar la
vida útil del equipo.
192
Gráfica 4.12 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
En la figura 4.6, se muestra las condiciones finales de operación del equipo
diseñado para este caso, tomando en cuenta que la profundidad de asentamiento
de la bomba es la misma que se selecciona en la Alternativa No. 1.
Figura 4.6 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.2)
POZO GTA-42D
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-42D (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
DOWNTHRUST RANGO ÓPTIMO
UPTHRUST
Caudal a condiciones de sitio = 1.029 Bls/D TDH=3.685 ft
193
4.1.1.3.5 Alternativa Técnica Pozo Lago Agrio-25
4.1.1.3.5.1 Alternativa No.1 para el pozo Lago Agrio-25
La propuesta plantea como objetivo el rediseño del equipo BES, sin remover el
daño de formación. A estas condiciones el pozo puede producir una tasa de
497,87 BFPD, con una presión de intake de 1.724,4 psia, obteniendo un
incremento de la producción de 243,87 BFPD, la producción actual es de 254
BFPD. No se elige una tasa mayor de producción para evitar problemas por
ingreso de gas libre a la bomba y una depletación mayor del reservorio. En la
tabla 4.21, se muestra el equipo diseñado.
Tabla 4.21 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO LAG-25
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño LAG-25 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
194
En la tabla 4.22, se muestra los parámetros de operación estimados por el
software SubPUMP, en la tabla 4.23, se indica los cálculos realizados para la
construcción de la curva de sistema del pozo.
Tabla 4.22 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO
BES AN-550
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO AN-550 /ALTERNATIVA No.1 LAG-25
Frecuencia de diseño, Hz: 58 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 582,45
Velocidad de operación, RPM: 3.363 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 497,87
Corriente de operación, Amps: 44,2 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 32
Voltaje de operación, Volts: 638,00 Eficiencia separación natural de gas, %: 80
Eficiencia de la bomba, %: 48 Eficiencia del separador de gas, %: 80
Eficiencia del motor, %: 77 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 1,8
Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 4.221,67
Potencia de oper. de la bomba, HP: 30,6 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.724,4
Nivel de fluido (MD), ft: 5.079,89 Presión de descarga, psig: 3.258,7
Corte de agua, %: 1,2 Presión de fondo, psig: 1.754,7
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño LAG-25 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
Tabla 4.23 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO LAG-25
ALTERNATIVA No.1
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido ft
1 9806,2 6747,34 3058,86 14,13 16,53 3040,27
2 9343,12 6025,08 3318,04 189,01 221,12 3761,98
3 9075,05 5305,88 3769,17 363,89 425,7 4482,49
4 8975,27 4582,38 4392,88 538,76 630,29 5209,43
5 8987,06 3859,54 5127,52 713,64 834,88 5940,82
6 9025,09 3137,77 5887,33 888,52 1039,46 6684,05
7 9076,32 2419,37 6656,95 1063,4 1244,05 7428,06
8 9361,45 1644,54 7716,91 1238,28 1448,64 8220,41
PumpOff 9697,45 334,41 9363,04 1413,15 1653,22 9591,65
Diseño 8969,38 4742,72 4226,66 500 584,94 5048,15
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño LAG-25 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
En la gráfica 4.13, se muestra la curva de comportamiento del Inflow y Outflow,
para la Alternativa No.1, mientras que en la gráfica 4.14 se indica la Curva de
comportamiento de la bomba (TDH) a diferentes frecuencias de operación.
195
Gráfica 4.13 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño LAG-25 (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Gráfica 4.14 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño LAG-25 (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
DOWNTHRUST RANGO ÓPTIMO
UPTHRUST Caudal a condiciones de sitio = 582 Bls/D TDH=4.221 ft
Producción de diseño 497 Bls std
Presión del sistema ΔP=Pd-Ps ΔP=1.534 psi
196
En la figura 4.7, se indica las condiciones finales de operación, se muestra todos
los parámetros de diseño y requerimientos de un equipo BES.
Además de las condiciones mostradas en la figura 4.7, se tienen las siguientes
variables que son muy importantes en el diseño de un equipo BES:
ü Profundidad de la Bomba MD/TVD, ft: 9.598,00/9.598,00
ü Tope de la Formación MD/TVD, ft: 9.698,00/9.698,00
ü Temp. de Fondo, °F: 232,00
ü Gravedad del Petróleo, °API: 29,4
Debido a que este pozo presenta un daño total poco considerable, St=0,19 (tabla
2,6), no se toma en cuenta la Alternativa No. 2, que consiste en trabajos de
remoción de daño, antes de instalar el equipo electrosumergible.
Figura 4.7 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1)
POZO LAG-25
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño LAG-25 REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
197
4.1.1.3.6 Alternativa Técnica Pozo Parahuacu-10
4.1.1.3.6.1 Alternativa No.1 para el pozo Parahuacu-10
La propuesta tiene como objetivo el rediseño del equipo BES, sin remover el daño
de formación. A estas condiciones el pozo puede producir a una tasa de 549,61
BFPD, con una presión de intake de 1.063,7 psia, se obtiene un incremento de la
producción de 70,61 BFPD, la producción actual es de 479 BFPD. No se elige una
tasa mayor de producción para evitar problemas por ingreso de gas libre a la
bomba y una depletación mayor del reservorio. En la tabla 4.24, se muestra el
equipo diseñado para esta propuesta.
Tabla 4.24 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO PRH-10
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-10 (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
198
En la tabla 4.25, se muestra los parámetros de operación estimados por el
software SubPUMP, en la tabla 4.26, se indica los cálculos realizados para la
construcción de la curva de sistema del pozo.
Tabla 4.25 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO
BES DN800D
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO DN800D /ALTERNATIVA No.1 PRH-10
Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 655,95
Velocidad de operación, RPM: 3.072 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 549,61
Corriente de operación, Amps: 42,3 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 12,8
Voltaje de operación, Volts: 583,00 Eficiencia separación natural de gas, %: 80
Eficiencia de la bomba, %: 58,8 Eficiencia del separador de gas, %: 80
Eficiencia del motor, %: 75,98 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 0,6
Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 4.107,26
Potencia de oper. de la bomba, HP: 26 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.063,7
Nivel de fluido (MD), ft: 6.547,09 Presión de descarga, psig: 2.485,4
Corte de agua, %: 0,2 Presión de fondo, psig: 1.095,6
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-10 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
Tabla 4.26 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH-10
ALTERNATIVA No.1
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido ft
1 9545.71 6466.22 3079.49 7.95 9.49 2992.65
2 7675.26 5868.79 1806.48 106.33 126.91 3616.49
3 6911.37 5268.08 1643.30 204.72 244.33 4243.56
4 6697.34 4665.16 2032.18 303.10 361.75 4873.81
5 6620.27 4061.83 2558.44 401.49 479.16 5507.16
6 6813.10 3435.78 3377.32 499.87 596.58 6152.28
7 7623.68 2718.72 4904.95 598.26 714.00 6876.40
8 8415.33 1830.15 6585.18 696.64 831.42 7799.46
PumpOff 9464.98 415.00 9049.98 795.03 948.84 9346.83
Diseño 7197.80 3085.24 4112.56 550.00 656.41 6504.63
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-10 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
En la gráfica 4.15, se muestra la curva de comportamiento del Inflow y Outflow,
para la Alternativa No.1, mientras que la gráfica 4.16, indica la Curva de
comportamiento de la bomba (TDH) a diferentes frecuencias de operación.
199
Gráfica 4.15 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-10 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
Gráfica 4.16 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-10 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
DOWNTHRUST RANGO ÓPTIMO
UPTHRUST Caudal a condiciones de sitio = 656 Bls/D TDH=4.107 ft
Producción de diseño 550 Bls std
Presión del sistema ΔP=Pd-Ps ΔP=1.422 psi
200
En la figura 4.8, se indica las condiciones finales de operación, en donde se
muestra todos los parámetros de diseño y requerimientos de un equipo BES.
Además de las condiciones mostradas en la figura 4.8, se tienen las siguientes
variables que son muy importantes en el diseño de un equipo BES:
ü Profundidad de la Bomba MD/TVD, ft: 9.364,00/9.364,00
ü Tope de la Formación MD/TVD, ft: 9.464,00/9.464,00
ü Temp. de Fondo, °F: 232,00
ü Gravedad del Petróleo, °API: 32,7
El daño total en este pozo es de St= 9,64 (tabla 2.6), se procede a realizar la
Alternativa No.2, que consiste en ejecutar trabajos de remoción de daño, antes de
instalar el equipo electrosumergible.
Figura 4.8 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1)
POZO PRH-10
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-10 REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
201
4.1.1.3.6.2 Alternativa No.2 para el pozo Parahuacu-10
En la última prueba de restauración de presión, se determina que el pozo tiene un
daño de total, St= 9,64; además de la siguiente información: rw= 0,29,KH/KV= 2.03,
de la arena “Ui”, se obtiene que: ht= 42 ft y hp= 18 ft, teniendo que la arena “Ui”
ha sido perforada parcialmente, se tiene daño por penetración parcial, el cual es
calculado por medio de la ecuación 4.1, también se calcula el daño en la
formación utilizando la ecuación 4.2.
El daño de formación puede ser removido mediante tratamientos químicos o de
algún otro tipo, lo que no sucede con el daño por penetración parcial, en la tabla
4.27, se muestra los resultados estimados que se obtienen si se logra eliminar por
completo el daño de formación (Sf), se tiene como conclusión que removiendo el
daño de formación, se logra un aumento de la producción de petróleo en
aproximadamente 257 BPPD, en términos porcentuales significa un incremento
del 53%, esta tabla se obtiene, a partir de la gráfica 4.17, usando la presión de
fondo e interpolando, con la IPR (Sf = 2,23) y con la IPR (Sf = 0), luego se baja
hasta el caudal en superficie y se lee los valores de Qo para cada curva.
Tabla 4.27 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
Dato Sf=2,23 Sf=0 Pr, psia 2272 2272 Pwf, psia 940 940 Q, BFPD 479 750 Qo, BPPD 478 735 St 9,64 4,44 Sf 2,23 0 Sp 4,44 4,44 ΔPs, psia 651,74 300,14 EF 0,51 0,77
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
La gráfica 4.17, muestra las IPR para las condiciones de daño estimado en las
pruebas de restauración de presión (Sf = 2,23) y una sensibilidad con un valor de
Sf = 0.
202
Gráfica 4.17 CURVA DE INFLUJO DEL YACIMIENTO – IPR Y EFECTO DE LA
DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu-10 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
La curva de influjo, muestra el efecto que se logra al remover el daño, así la
sensibilidad a dicho parámetro indica que de mantenerse las condiciones de
fondo fluyente en 1.100 psia, si se logra reducir el daño de formación, Sf= 0, la
producción puede aumentar de 550 BFPD (Alternativa No. 1) a 750 BFPD
(Alternativa No. 2), en términos porcentuales significa un incremento de 36,4%,
teniendo en cuenta que el BSW en este pozo es del 0,2 %.
Para el diseño del equipo BES, se toma en cuenta las condiciones de la
Alternativa No. 2, la producción deseada es de 750 BFPD, aunque se produce
bajo el punto de burbuja es importante señalar que se considera la instalación de
un dispositivo avanzado para manejo de gas (AGH). En la tabla 4.27, se muestra
el equipo seleccionado para este caso.
203
Tabla 4.28 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 - POZO PRH-10
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu - 10 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
En la tabla 4.29, se muestra los parámetros de operación estimados por el
software SubPUMP y en la tabla 4.30, se indica los cálculos realizados para la
construcción de la curva de sistema del pozo.
Tabla 4.29 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES
DN-1100
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO DN-1100/Alternativa No.2 PRH-10
Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 896,43
Velocidad de operación, RPM: 3.059 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 750,45
Corriente de operación, Amps: 26,5 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 12,2
Voltaje de operación, Volts: 1.113 Eficiencia separación natural de gas, %: 80
Eficiencia de la bomba, %: 61,8 Eficiencia del separador de gas, %: 80
Eficiencia del motor, %: 77,48 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 0,6
Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 4.116
Potencia de oper. de la bomba, HP: 33,9 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.071,1
Nivel de fluido (MD), ft: 6.518,1 Presión de descarga, psig: 2.495,8
Corte de agua, %: 0,2 Presión de fondo, psig: 1.102,9
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu - 10 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
204
Tabla 4.30 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO
PARAHUACU 10 - ALTERNATIVA No.2
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido ft
1 9.520,33 6.466,31 3.054,02 10,91 13,03 2.978,27
2 7.189,31 5.871,05 1.318,26 145,93 174,32 3.603,23
3 6.732,03 5.269,40 1.462,63 280,95 335,60 4.231,50
4 6.605,50 4.666,29 1.939,21 415,97 496,89 4.862,97
5 6.579,63 4.062,94 2.516,69 550,99 658,17 5.497,55
6 6.875,68 3.436,30 3.439,38 686,01 819,45 6.144,49
7 7.638,87 2.720,45 4.918,42 821,03 980,74 6.869,13
8 8.415,53 1.833,07 6.582,46 956,05 1.142,02 7.792,95
PumpOff 9.475,90 415,10 9.060,79 1.091,07 1.303,31 9.346,76
Diseño 7.223,53 3.110,96 4.112,56 750,00 895,89 6.472,17
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu-10 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
En gráfica 4.18, se indica la Curva de comportamiento de la bomba (TDH) a
diferentes frecuencias de operación, se observa que el equipo está diseñado
dentro de los rangos óptimos de producción, con la finalidad de alargar la vida útil
del equipo.
Gráfica 4.18 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu-10 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
DOWNTHRUST RANGO ÓPTIMO
UPTHRUST Caudal a condiciones de sitio = 896 Bls/D TDH=4.116 ft
205
En la figura 4.9, se muestra las condiciones finales de operación del equipo
diseñado para este caso, tomando en cuenta que la profundidad de asentamiento
de la bomba es la misma que se selecciona en la Alternativa No. 1.
Figura 4.9 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.2)
POZO PRH-10
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu-10 (Alternativa No.2) . REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
4.1.1.3.7 Alternativa Técnica Pozo Parahuacu-11
4.1.1.3.7.1 Alternativa No.1 para el pozo Parahuacu-11
La propuesta plantea como objetivo el rediseño del equipo BES, sin remover el
daño de formación. A estas condiciones el pozo puede producir una tasa de 220
BFPD, con una presión de intake de 741,5 psia, obteniendo un incremento de la
producción de 60 BFPD, la producción actual es de 160 BFPD. No se elige una
tasa mayor de producción con el objetivo de evitar problemas por ingreso de gas
libre a la bomba y la depletación mayor del reservorio.
206
En la tabla 4.31, se muestra el equipo diseñado para esta propuesta.
Tabla 4.31 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 1 POZO PRH-11
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-11 (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 4.32, se muestra los parámetros de operación estimados por el
software SubPUMP, en la tabla 4.33, se indica los cálculos realizados para la
construcción de la curva de sistema del pozo.
Tabla 4.32 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES
FC-300
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES FC-300 /ALTERNATIVA No.1 PRH-11
Frecuencia de diseño, Hz: 50,0 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 270,33
Velocidad de operación, RPM: 2941,0 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 220,16
Corriente de operación, Amps: 36,4 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 64,6
Voltaje de operación, Volts: 970,8 Eficiencia separación natural de gas, %: 80,0
Eficiencia de la bomba, %: 37,7 Eficiencia del separador de gas, %: 80,0
Eficiencia del motor, %: 74,1 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 6,8
207
CONTINUACIÓN TABLA 4.31
Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 6.630,00
Potencia de oper. de la bomba, HP: 27,8 Presión de entrada a la bomba, psig: 741,5
Nivel de fluido (MD), ft: 7572,6 Presión de descarga, psig: 3.127,2
Corte de agua, %: 2,0 Presión de fondo, psig: 754,0
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-11 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
Tabla 4.33 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH-11
ALTERNATIVA No.1
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido ft
1 9651,13 3562,87 6088,26 3,62 4,44 5979,45
2 9404,53 3300,6 6103,93 48,39 59,42 6241,61
3 8863,11 3018,3 5844,8 93,16 114,39 6526,54
4 8655,87 2714,45 5941,43 137,93 169,37 6835,8
5 8640,76 2384,15 6256,62 182,71 224,34 7175,53
6 8734,33 2018,34 6715,99 227,48 279,32 7556,48
7 8979,78 1599,81 7379,98 272,25 334,29 7998,66
8 9235,85 1095,97 8139,87 317,02 389,27 8540,32
PumpOff 9414,79 338,73 9076,06 361,8 444,24 9374
Diseño 8711,93 2082,73 6629,21 220 270,13 7489,06 FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-11 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
En la gráfica 4.19, se muestra la curva de comportamiento del Inflow y Outflow,
para la Alternativa No.1, mientras que la gráfica 4.20, indica la curva de
comportamiento de la bomba (TDH) a diferentes frecuencias de operación.
En la figura 4.10, se indica las condiciones finales de operación, donde se
muestra todos los parámetros de diseño y requerimientos de un equipo BES.
Además de las condiciones mostradas en la figura 4.10, se tiene las siguientes
variables que son muy importantes en el diseño de un equipo BES:
ü Profundidad de la Bomba MD/TVD, ft: 9.388,00/9.388,00
ü Tope de la Formación MD/TVD, ft: 9.488,00/9.488,00
ü Temp. de Fondo, °F: 233,00
ü Gravedad del Petróleo, °API: 32,6
208
Gráfica 4.19 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-11 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
Gráfica 4.20 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-11 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
DOWNTHRUST
RANGO ÓPTIMO
UPTHRUST Caudal a condiciones de sitio = 270 Bls/D TDH=6.630 ft
Producción de diseño 220 Bls std
Presión del sistema ΔP=Pd-Ps ΔP=2.386 psi
209
Figura 4.10 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1)
POZO PRH-11
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-11 REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
El daño total en este pozo es de St= 11,7 (tabla 2.6), se procede a realizar una
propuesta de remoción de daño de formación antes de instalar el equipo
electrosumergible. Los resultados de esta propuesta son mostrados en la
Alternativa No.2, para el pozo Parahuacu-11.
4.1.1.3.7.2 Alternativa No.2 para el pozo Parahuacu-11
En la última prueba de restauración de presión, se determina que el pozo tiene un
daño de total, St= 11,7; además de la siguiente información: rw= 0,29,KH/KV= 1,
mientras que, de información del reservorio “Ui”, del cual produce este pozo se
obtiene que: ht= 41 ft y hp= 22 ft, teniendo que la arena “Ui” ha sido perforada
parcialmente, generando daño por penetración parcial, el cual es calculado por
medio de la ecuación 4.1, también se calcula el daño en la formación utilizando la
ecuación 4.2.
210
Teniendo en cuenta que, el daño de formación puede ser removido mediante
tratamientos químicos o de algún otro tipo, lo que no sucede con el daño por
penetración parcial, se realiza la tabla 4.34,la cual muestra los resultados
estimados que se obtienen, si se logra eliminar por completo el daño de formación
(Sf), se tiene como conclusión que removiendo el daño de formación se logra un
aumento de la producción de petróleo de 293 BPPD.
La tabla 4.34, se obtiene de la gráfica 4.21, usando la presión de fondo e
interpolando, con la IPR (Sf= 4,91) y con la IPR (Sf= 0), luego se baja hasta el
caudal en superficie y se lee los valores de Qo para cada curva.
Tabla 4.34 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
Dato Sf=4,91 Sf=0
Pr, psia 1.467,00 1.467,00 Pwf, psia 1.094,00 1.094,00 Q, BFPD 160,00 460,00 Qo, BPPD 157,00 450,00 St 11,70 2,55 Sf 4,91 0,00 Sp 2,55 2,55 ΔPs, psia 223,68 48,73 EF 0,40 0,87
REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
La gráfica 4.21, muestra las IPR para las condiciones de daño estimado en las
pruebas de restauración de presión (Sf= 4,91) y una sensibilidad con un valor de
Sf = 0.
La curva de influjo, sirve además para mostrar el efecto que se puede lograr al
remover el daño, así la sensibilidad a dicho parámetro indica que de mantenerse
las condiciones de fondo fluyente en 1.094 psia, si se logra reducir el daño de
formación a 0, la producción aumenta de 220 BFPD (Alternativa No. 1) a 460
BFPD (Alternativa No. 2), teniendo una ganancia de 460 BFPD, teniendo en
cuenta que el corte de agua es de 2%.
211
Gráfica 4.21 CURVA DE INFLUJO DEL YACIMIENTO – IPR Y EFECTO DE LA
DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN.
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu-11 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
Para el diseño del equipo BES, se toma en cuenta las condiciones de la
Alternativa No. 2, teniendo que la producción deseada es de 460 BFPD, aunque
se produce bajo el punto de burbuja es importante señalar que se considera la
instalación de un dispositivo avanzado para manejo de gas (AGH). En la tabla
4.35, se muestra el equipo seleccionado para este caso.
En la tabla 4.36, se muestra los parámetros de operación estimados por el
software SubPUMP y en la tabla 4.37, se indica los cálculos realizados para la
construcción de la curva de sistema del pozo.
En gráfica 4.22, se indica la curva de comportamiento de la bomba (TDH) a
diferentes frecuencias de operación, donde se puede apreciar que el equipo está
diseñado dentro de los rangos óptimos de producción con la finalidad de alargar la
vida útil del equipo.
212
Tabla 4.35 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 - POZO PRH-11
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu - 11 (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Tabla 4.36 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES
FC-650
PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO FC-650/Alternativa No.2 PRH-10
Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 554,41
Velocidad de operación, RPM: 3.116 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 460
Corriente de operación, Amps: 31,7 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 48,6
Voltaje de operación, Volts: 971,67 Eficiencia separación natural de gas, %: 80
Eficiencia de la bomba, %: 56,8 Eficiencia del separador de gas, %: 80
Eficiencia del motor, %: 75,63 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 3,6
Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 4.335,36
Potencia de oper. de la bomba, HP: 26,2 Presión de entrada a la bomba, psig: 989,9
Nivel de fluido (MD), ft: 6.773,26 Presión de descarga, psig: 2.518,5
Corte de agua, %: 2 Presión de fondo, psig: 1.002,4
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu - 11 (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
213
Tabla 4.37 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO
PARAHUACU 11-ALTERNATIVA No.2
Punto # Altura
Descarga (ft)
Altura Succión (ft)
TDH (ft)
Caudal O+W (Bbl/D)
Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)
Nivel de Fluido ft
1 9.534,32 4.103,08 5.431,24 9,52 11,46 5.397,65
2 7.064,94 3.812,59 3.252,35 127,30 153,32 5.709,92
3 6.714,52 3.497,00 3.217,52 245,08 295,18 6.033,37
4 6.891,67 3.142,99 3.748,69 362,86 437,03 6.390,24
5 7.255,54 2.759,75 4.495,78 480,63 578,89 6.778,99
6 7.666,11 2.329,72 5.336,39 598,41 720,75 7.219,39
7 8.108,75 1.840,00 6.268,75 716,19 862,60 7.732,25
8 8.658,64 1.257,08 7.401,56 833,97 1.004,46 8.358,76
PumpOff 9.254,20 340,79 8.913,42 951,75 1.146,31 9.373,58
Diseño 7.163,74 2.831,33 4.332,42 460,00 554,04 6.706,14
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu-11 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
Gráfica 4.22 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu-11 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
DOWNTHRUST
RANGO ÓPTIMO
UPTHRUST Caudal a condiciones de sitio = 540 Bls/D TDH=4.335ft
214
Transformador
Amperaje: 31.8 (Amps)Kilovoltio Amperio: 70.9 (KVA)Voltaje en superficie: 1287.2 (Volts )
Bomba
Centrilift/ODI 400 FC650Etapas: 218HP requerido(Potencia): 30.3 (HP)Potencia de Operación de la Bomba: 24.9 (HP)
Cable
Centrilift/ODI Centriline CENTamaño: 4 CuForma: Plano
Motor
Centrilift/ODI 450 FMH-APotencia en la Placa de Identificación: 72.0 (HP)Voltaje de la Placa de Identificación: 1100.00 (Volts )Corriente de la Placa: 45.0 (Amps)Frecuencia de Diseño: 53.000 (Hz)
Nota: Los caudales en "superficie" son calculadosa condiciones estándar
Caudal en Superficie (P+A): 466.01 (Bbl/D)
Presión en el Cabezal del Pozo: 80.0 (psig)Presión en el Casing: 80.0 (psig)
Presión de Descarga: 2519.6 (psia)
Nivel de Fluido [MD]: 6757.18 (ft)
Gas Libre a la Entrada de la Bomba: 4.0 %
No se ha seleccionado un separador de gas
Presión del Yacimiento: 1467.0 (psia)
Presión de Entrada a la Bomba: 937.9 (psig)
Presión de Fondo : 1002.7 (psig)
La figura 4.11, muestra las condiciones finales de operación del equipo diseñado
para este caso, tomando en cuenta que la profundidad de asentamiento de la
bomba es la misma que se selecciona en la Alternativa No. 1.
Figura 4.11 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.2)
POZO PRH-11
FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu-11 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes
4.1.1.4 Resultados Del Rediseño De Equipos Bes
En la tabla 4.38, se muestra un resumen de resultados, luego de realizar el
rediseño de equipos BES, para los pozos seleccionados del Área Lago Agrio, es
importante indicar que en el presente estudio se considera que el BSW se
mantiene estable, con la finalidad de calcular el incremento en la producción de
petróleo, comparando el incremento de producción en la Alternativa No. 1 (1.673
BPPD) y el incremento en la Alternativa No. 2 (2.302), con la producción actual.
215
Tabla 4.38 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN
POZO ACTUAL
OPTIMIZACIÓN INCREMENTO DE PRODUCCIÓN
Alternativa No. 1 Alternativa No. 2 Alternativa No. 1 Alternativa No. 2
BFPD BPPD BSW % BFPD BPPD BFPD BPPD BPPD BPPD
GTA-23D 151 146 3 900 873 900 873 727 727
GTA-25D 160 158 1 260 257,4 260 257,4 99,4 99,4
GTA-41D* 284 204 28 700 504 850 612 300 408
GTA-42D* 382 229 40 700 420 850 510 191 281
LAG-25 254 251 1,2 500 494 500 494 243 243 PRH-10* 479 478 0,2 550 548,9 750 748,5 70,9 270,5
PRH-11* 160 157 2 220 215,6 460 450,8 58,6 293,8
INCREMENTO TOTAL DE PRODUCCION, BPPD 1.690 2.323
* Solo en los pozos señalados se aplica la Alternativa No.2 (Remoción de Daño de Formación).
CAPÍTULO 5
ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO
5.1 ANÁLISIS TÉCNICO
El análisis técnico, se realiza en base al incremento de producción que se logra al
realizar el rediseño de los pozos seleccionados con el sistema de bombeo
electrosumergible que se plantea en nuestro tema, teniendo en cuenta que los
cambios que se proponen son para aumentar la producción de petróleo actual del
Área Lago Agrio.
Los pozos con bombas electrosumergibles instaladas actualmente en el Área
Lago Agrio se encuentran produciendo 3.597BPPD, de acuerdo al reporte
ejecutivo del mes de Septiembre del 2011.
En el Área Lago Agrio se tiene 17 pozos con bombeo electrosumergible: (Campo
Lago Agrio 4 pozos, Campo Guanta 9 pozos y Campo Parahuacu con 4 pozos);
de los cuales, en 7 pozos se tiene instalado equipo BES de la compañía
Schlumberger/REDA, en 6 pozos se tiene instalado equipo BES de la compañía
Wood Group y en 4 pozos se tiene instalado equipo BES de la compañía
Baker/Centrilift.
En la tabla 5.1, se detalla los pozos seleccionados para ser intervenidos con la
proyección propuesta aplicando la Alternativa No. 1 y en la tabla 5.2, los pozos
seleccionados con la proyección propuesta aplicando la Alternativa No. 2, que
beneficia al Área de estudio.
El incremento de la producción de petróleo estimado para los pozos
seleccionados en la Alternativa No. 1, es de 1.690 BPPD, que implica un
incremento en la producción de agua deformación de 270,1 BAPD.
217
Tabla 5.1 PROYECCIÓN PROPUESTA DE LOS POZOS SELECCIONADOS
(ALTERNATIVA No. 1)
Pozo
Última Prueba De Producción (30-Septiembre-2011) Proyección Propuesta
Incremento
Zona Método °API BFPD BPPD BAPD %BSW Alternativa No.1
BFPD BPPD BAPD %BSW BPPD BAPD
GTA-23D Hs PPS 29,7 151 146 5 3 900 873 27 3 727 22
GTA-25D Ui PPS 29,6 160 158 2 1 260 257,4 2,6 1 99,4 0,6
GTA-41D BT PPS 29,5 284 204 80 28 700 504 196 28 300 116
GTA-42D Ti PPS 28,6 382 229 153 40 700 420 280 40 191 127
LAG-25 UT PPS 29,4 254 251 3 1,2 500 494 6 1,2 243 3
PRH-10 Ui PPS 32,7 479 478 1 0,2 550 548,9 1,1 0,2 70,9 0,1
PRH-11 Ui PPS 32,6 160 157 3 2 220 215,6 4,4 2 58,6 1,4
Total 1.870 1.623 247 10,77 3.830 3.313 517,1 10,77 1.690 270,1
FUENTE: Estación Lago Central, Área Lago Agrio, Septiembre 2011 ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Tabla 5.2 PROYECCIÓN PROPUESTA DE LOS POZOS SELECCIONADOS
(ALTERNATIVA No. 2)
Pozo
Última Prueba De Producción (30-Septiembre-2011) Proyección Propuesta
Incremento
Zona Método °API BFPD BPPD BAPD %BSW Alternativa No.2
BFPD BPPD BAPD %BSW BPPD BAPD
GTA-23D Hs PPS 29,7 151 146 5 3 900 873 27 3 727 22
GTA-25D Ui PPS 29,6 160 158 2 1 260 257,4 2,6 1 99,4 0,6
GTA-41D BT PPS 29,5 284 204 80 28 850 612 238 28 408 158
GTA-42D Ti PPS 28,6 382 229 153 40 850 510 340 40 281 187
LAG-25 UT PPS 29,4 254 251 3 1,2 500 494 6 1,2 243 3
PRH-10 Ui PPS 32,7 479 478 1 0,2 750 748,5 1,5 0,2 270,5 0,5
PRH-11 Ui PPS 32,6 160 157 3 2 460 450,8 9,2 2 293,8 6,2
Total 1.870 1.623 247 10,77 4.570 3.946 624,3 10,77 2.323 377,3
FUENTE: Estación Lago Central, Área Lago Agrio, Septiembre 2011 ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
El incremento de la producción de petróleo estimado de los pozos seleccionados
en la Alternativa No. 2, es de 2.323 BPPD, que implica un incremento en la
producción de agua deformación de 377,3 BAPD.
218
5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO
El objetivo de la evaluación económica del presente estudio, es determinar si el
proyecto es viable, y cuantificar cual es el beneficio económico que genera el
mismo en caso de ser implementado. El estudio económico se basa
principalmente, en el Análisis de Inversiones, Ingresos, Egresos, Valor Actual
Neto o Valor Presente Neto (VAN o VPN), Tasa Interna de Retorno (TIR) y
Relación Costo – Beneficio (RCB); siendo estos tres últimos mencionados los más
empleados y flexibles para la evaluación de proyectos. Estos métodos permiten
determinar la viabilidad del proyecto. A continuación se detalla en qué consiste
cada uno de ellos para un mayor entendimiento de la evaluación económica de la
propuesta.
El precio del petróleo ecuatoriano se fija en base al marcador estadounidense
WTI (West Texas Intermediate) cuya diferencia es establecida mensualmente por
EP PETROECUADOR, como se puede apreciar en el Anexo No. 9.
5.2.1 CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA
5.2.1.1 Valor Actual Neto (VAN o VPN)
También conocido como Valor Presente Neto (V.P.N), es la suma algebraica
delos valores actualizados de cada uno de los flujos netos de caja asociados a un
proyecto. Además, descuenta una tasa o tipo de interés igual para todo el tiempo
de vida del proyecto. La fórmula que permite calcular el Valor Actual Neto es:
Donde;
FNCk: Flujo de caja en el periodo k
k: período en evaluación
i: tasa de actualización o descuento
219
En la tabla 5.3, se indica los principales criterios de aceptación que se emplean
para la evaluación económica mediante la implementación del VAN:
Tabla 5.3 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO
Criterio Significado Decisión a implementar
VAN > 0 Al efectuarse la inversión, se producirá ganancias por encima de la rentabilidad exigida
El proyecto es aceptado
VAN = 0 Al efectuarse la inversión, no se producirá ganancias, pero tampoco se producirá pérdidas de capital.
El proyecto podría aceptarse o rechazarse tomando en cuenta otros criterios.
VAN < 0
Al efectuarse la inversión, esta no será capaz de producir ganancias por encima de la rentabilidad exigida, trayendo consigo pérdidas de capital
El proyecto es rechazado
FUENTE: Wikipedia La Enciclopedia Libre – Valor Actual Neto ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
5.2.1.2 Tasa Interna De Retorno (TIR)
También denominada Tasa Interna de Rendimiento, es una característica propia
del proyecto y es la medida más adecuada de la rentabilidad de un proyecto.
La tasa interna de retorno de un proyecto se obtiene cuando el Valor Actual Neto
es igual a cero; es decir, para hallar el TIR de un proyecto hay que llevar los
valores del flujo de caja al punto cero (para distintos intereses) con el propósito de
obtener un TIR favorable.
La fórmula que permite calcular La Tasa Interna de Retorno es:
Donde;
Io: Inversión a realizarse en el periodo "cero" (Inversión inicial)
FNCk: Flujo neto de caja
K: Periodo de análisis
220
En la tabla 5.4, se indica los principales criterios de aceptación que se emplean
para la evaluación económica mediante la implementación del TIR:
Tabla 5.4 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DEL TIR
Criterio Significado Decisión a implementar TIR > i El proyecto es rentable El proyecto es aceptado TIR < i El proyecto no es rentable El proyecto no es rentable
FUENTE: Wikipedia La Enciclopedia Libre – Tasa Interna De Retorno ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
5.2.1.3 Relación Beneficio - Costo (RCB)
Consiste en la comparación de costos y beneficios, que al utilizarlo se puede
estimar el impacto financiero de lo que queremos obtener.
También indica de forma notoria la rentabilidad de un proyecto, ya que considera
los ingresos generados, los gastos y la inversión, todos estos calculados en el
periodo de la inversión. En la tabla 5.5 se muestra los criterios de aceptación.
Tabla 5.5 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN (B/C)
Criterio Significado Decisión A Implementar
RCB > 1 Los ingresos son mayores a los egresos El proyecto es aceptado
RCB = 1 Los ingresos y egresos son iguales Es indiferente
RCB < 1 Los egresos son mayores a los ingresos El proyecto es rechazado. FUENTE: Wikipedia La Enciclopedia Libre – Relación Beneficio - Costo ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Resumiendo, un proyecto es económicamente rentable cuando:
§ El Valor Actual Neto (VAN) es mayor que 0.
221
§ La Tasa Interna de Retorno (TIR) es mayor a la tasa de actualización o
descuento (i).
§ La Relación Beneficio – Costo (RCB) es mayor que 1.
En el análisis económico se utiliza la ecuación de declinación exponencial para
obtener los caudales en los diferentes meses de evaluación del proyecto:
Donde;
: Caudal esperado a cierto período de tiempo t [BFPD]
: Caudal inicial [BFPD]
: Porcentaje de declinación anual del Área
: Tiempo al cual se desea calcular el nuevo caudal [años]
5.2.2 COSTOS DE PRODUCCIÓN
Los costos de producción incluyen los costos de los trabajos a realizarse, costos
de operación, de acuerdo con el análisis técnico, el tiempo de duración de los
trabajos y la producción de petróleo a recuperarse por los trabajos propuestos en
cada pozo.
En las tablas 5.6 y 5.7, se detalla los costos de los trabajos típicos de
reacondicionamientos de acuerdo a las propuestas establecidas, la Opción No.1
para cambios de bombas electrosumergibles y la Opción No.2 para cambios de
bombas electrosumergibles + remoción de daño de formación.
Cabe indicar que estos son costos estimados como también los tiempos de
trabajo son estimados a partir de trabajos similares realizados en otras ocasiones
en otros pozos, que indica que alguno de ellos puede estar sobredimensionado.
222
Tabla 5.6 COSTOS ESTIMADOS PARA CAMBIOS DE BOMBAS
ELECTROSUMERGIBLES DE LOS POZOS SELECCIONADOS – OPCIÓN No.1
Operación - Compañía - Materia Costos $
Movimiento de torre 13.000
Trabajo de torre (+/- 10 Días) 70.000
Supervisión y transporte 10.000
Químicos 4.000
Equipo de subsuelo 300.000
Supervisión e instalación BES 7.000
Spooler 5.000
Unidad de wire line + vaccum 5.000
Camión bomba + evaluación con bomba Jet 20.000
Contingencias (+/-20%) 75.000
TOTAL COSTOS, $ 509.000 FUENTE: Ingeniería de Petróleos Área Lago Agrio – EP PETROECUADOR ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Tabla 5.7 COSTOS ESTIMADOS PARA CAMBIOS DE BOMBAS
ELECTROSUMERGIBLES + REMOCIÓN DE DAÑO EN LA FORMACIÓN DE
LOS POZOS SELECCIONADOS – OPCIÓN No. 2
Operación - Compañía - Materia Costos $
Movimiento de torre 13.000
Trabajo de torre (+/- 15 Días) 105.000
Supervisión y transporte 10.000
Químicos 4.000
Trabajo remoción de daño 50.000
Equipo de subsuelo 300.000
Supervisión e instalación BES 7.000
Spooler 5.000
Unidad de wire line + vaccum 5.000
Camión bomba + evaluación con bomba Jet 20.000
Contingencias (+/-30%) 98.000
TOTAL COSTOS, $ 617.000
FUENTE: Ingeniería de Petróleos Área Lago Agrio – EP PETROECUADOR ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 5.8, se presenta la inversión de producción y se detalla: el costo total
por pozo, la producción a recuperarse y los días estimados para realizar los
reacondicionamientos propuestos.
223
Tabla 5.8 COSTOS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS
Pozo
Objetivo Del Reacondicionamiento
Producción a recuperarse Costo Estimado Tiempo de Reparación
BPPD USD Días
Alternativa No.1
Alternativa No.2
Alternativa No.1
Alternativa No.2
Alternativa No.1
Alternativa No.2
Alternativa No.1
Alternativa No.2
GTA-23D Opción No.1 Opción No.1 873 873 509.000 509.000 10 10
GTA-25D Opción No.1 Opción No.1 257,4 257,4 509.000 509.000 10 10
GTA-41D Opción No.1 Opción No.2 504 612 509.000 617.000 10 15
GTA-42D Opción No.1 Opción No.2 420 510 509.000 617.000 10 15
LAG-25 Opción No.1 Opción No.1 494 494 509.000 509.000 10 10
PRH-10 Opción No.1 Opción No.2 548,9 748,5 509.000 617.000 10 15
PRH-11 Opción No.1 Opción No.2 215,6 450,8 509.000 617.000 10 15
TOTAL 3.313 3.946 3’563.000 3’995.000 70 90
FUENTE: Tablas 5.1, 5.2, 5.6 y 5.7 ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la tabla 5.9, se presenta la inversión de producción y se detalla: el costo por
los pozos productores y el costo total o inversión inicial. A 12 meses de iniciado el
proyecto, se realiza una nueva inversión igual a la inicial, con la finalidad de
mantenimiento y reparación de equipos BES.
Tabla 5.9 COSTOS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS PRODUCTORES
Pozo Objetivo Del Reacondicionamiento
Costo Estimado
USD
Alternativa No.1 Alternativa No.2 Alternativa No.1 Alternativa No.2
GTA-23D Opción No.1 Opción No.1 509.000 509.000
GTA-25D Opción No.1 Opción No.1 509.000 509.000
GTA-41D Opción No.1 Opción No.2 509.000 617.000
GTA-42D Opción No.1 Opción No.2 509.000 617.000
LAG-25 Opción No.1 Opción No.1 509.000 509.000
PRH-10 Opción No.1 Opción No.2 509.000 617.000
PRH-11 Opción No.1 Opción No.2 509.000 617.000
TOTAL 3’563.000 3’995.000
FUENTE: Tabla 5.8 ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
5.2.3 INGRESOS
Los ingresos, se obtienen multiplicando el precio del barril del petróleo por la
producción acumulada de cada mes.
224
En el primer mes empieza la ejecución del proyecto, no se toma en cuenta la
producción de los pozos en el mismo, por tanto la producción de los pozos
productores mediante sistema BES intervenidos en el primer mes empezarán a
principios del segundo mes. Para el cálculo de la producción por mes durante el
tiempo de evaluación económica, se considera las declinaciones de producción
del Área Lago Agrio8 para sus diferentes campos que son a razón del 12% anual
para el campo Lago Agrio (1% mensual). 12% anual para el campo Guanta-
Dureno (1% mensual) y 12% anual para el campo Parahuacu (1% mensual).
5.2.4 EGRESOS
Los egresos mensuales conforman la suma entre los costos de reparación de los
pozos productores más el costo operativo de producción, que para el Área Lago
Agrio está estimado aproximadamente en $5,63 por barril de petróleo producido9.
Se considera la realización de trabajos de reacondicionamientos dentro del
período de evaluación económica, el cual será un período de 24 meses para este
estudio, debido a que el tiempo de vida útil para las bombas electrosumergibles
es alrededor de 13 meses (dato suministrado por el Departamento de Ingeniería
de Petróleos del Área Lago Agrio).Es necesario advertir que los pozos de este
proyecto, pueden necesitar intervenciones dentro del período de evaluación
económica y costos de reacondicionamientos inesperados que no se incluyen en
el proyecto.
5.2.5 FUNDAMENTOS CONSIDERADOS EN EL ANÁLISIS ECONÓMICO
Las hipótesis en las que se basa esta evaluación económica son las siguientes:
· No intervienen los impuestos fiscales razón por la cual no se considera la
depreciación contable de los equipos.
8Ingeniería de Petróleos Área Lago Agrio – EP PETROECUADOR 9“Prestación de Servicios de Certificación de Reservas de los campos de PETROPRODUCCIÓN del Distrito Amazónico – Área Lago Agrio”. NCT Energy Group. Diciembre 2010.
225
· No se incluye el costo de reparación de los pozos dentro del costo
operativo, en evento de que alguno de ellos deje de operar. La estimación
del costo operativo es de 5,63USD/BBL.
· De acuerdo a los historiales de producción se estima una declinación de
producción promedio anual de 12%. Entonces se establece que el proyecto
tiene una declinación mensual de 1%, siendo el período mensual
considerado equivalente a 30 días.
· Para el análisis económico se emplea tres valores para el precio del
petróleo:
- $73,3 valor establecido como precio del barril de crudo en el
presupuesto del Estado del año 2011.
- $91,3 proyección realizada por el Banco Central del Ecuador.
- $100 valor estipulado para el crudo Oriente de acuerdo a la OPEP
en referencia a las condiciones económicas del mercado actual.
· El precio puede subir o bajar. dependiendo de las condiciones de oferta y
demanda del mercado internacional. sin embargo no se considera
devaluación monetaria durante 2 años de duración del proyecto.
· Se determina un incremento de producción de 1.690 BPPD, que se
obtendrán al implementar la Alternativa No.1y de 2.323 BPPD al
implementar la Alternativa No.2.
· Promedio de vida útil de las bombas electrosumergibles de 13 meses.
· Se determinan los costos de los reacondicionamientos: para la
implementación de la Opción No.1 de 509.000USD y de la Opción No.2 de
617.000 USD. Estos costos son estimados de acuerdo a trabajos similares
realizados en el Área Lago Agrio.
· Se estiman contingencias del +/-30 %.
226
5.2.6 CRONOGRAMA DE REACONDICIONAMIENTOS
Para la elaboración de trabajos propuestos se elabora un cronograma que se
fundamenta básicamente en la realización de un determinado número de trabajos
por mes y se detalla en la tabla 5.10. El tiempo necesario para la ejecución del
proyecto es dos meses, trabajando con dos torres de reacondicionamiento
durante el trabajo.
Tabla 5.10 CRONOGRAMA DE TRABAJOS PROPUESTOS
Pozo Método Meses
1 2
GTA-23D PPS
GTA-25D PPS
GTA-41D PPS
GTA-42D PPS
LAG-25 PPS
PRH-10 PPS
PRH-11 PPS
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Una de las principales ventajas que se presenta en este proyecto, se debe a que
mayoría de pozos cuentan con las facilidades de producción completas.
La estimación de la necesidad de futuros reacondicionamientos después que
haya sido instalado el nuevo equipo del sistema de levantamiento en los pozos
seleccionados, se basa en la experiencia obtenida en el Área y en el historial de
reacondicionamiento y se prevé que necesitarán un reacondicionamiento cada 13
meses, con relación a la vida útil que presentan las bombas electrosumergibles.
En la tabla 5.11, se detalla la estimación de la necesidad de futuros
reacondicionamientos de los pozos seleccionados.
227
Tabla 5.11 ESTIMACIÓN DE FUTUROS REACONDICIONAMIENTOS
Pozo Tiempo de Producción
[Años]
Total de WO realizados a Septiembre
del 2011
Promedio de WO por
año
Tiempo aproximado del próximo WO por año
Tiempo aproximado del próximo
WO por mes
GTA-23D 2,2 0 0 0 13
GTA-25D 2,5 0 0 0 13
GTA-41D 1,8 0 0 0 13
GTA-42D 1,3 0 0 0 13
LAG-25 34,6 15 0,43 0,5 12
PRH-10 2,70 0 0 0 13
PRH-11 3,1 1 0,32 0 13
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
5.2.7 ESCENARIOS PROPUESTOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO
Para la elaboración del análisis económico se establece escenarios hipotéticos de
la aplicación de las alternativas realizadas en el Capítulo 4. A continuación se
detalla los mismos:
ü Escenarios # 1: Este escenario establece la aplicación de la Opción No.1
en los pozos GTA-23D, GTA-25D, GTA-41D, GTA-42D, LAG-25, PRH-10 y
PRH-11.
ü Escenarios # 2: Este escenario establece la aplicación de la Opción No.2
en los pozos GTA-41D, GTA-42D, PRH-10 y PRH-11; más la Opción No.1
de los pozos GTA-23D, GTA-25D y LAG-25.
5.2.7.1 Análisis Económico – Escenario # 1
Este escenario implica la aplicación de la Opción No.1 en los pozos GTA-23D,
GTA-25D, GTA-41D, GTA-42D, LAG-25, PRH-10 y PRH-11.
En la tabla 5.12, se tienen los siguientes resultados en el incremento de la
producción de los pozos:
228
Tabla 5.12 DATOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 1
Pozo
Producción Actual
Producción Propuesta
Incremento de producción estimada [BPPD] 1.690
BPPD BPPD Costo operativo [USD/BLS] 5,63
GTA-23D 146 873 Declinación de producción [%/año] 12
GTA-25D 158 257,4 Período mensual considerado [días] 30
GTA-41D 204 504 Costo promedio por pozos productores [USD] 509.000
GTA-42D 229 420 Inversión [USD] 7’126.000
LAG-25 251 494 Precio estimado de crudo [USD/BLS] 75
PRH-10 478 548,9 Tasa de actualización estimada mensual [%] 1
PRH-11 157 215,6 Tiempo de evaluación del proyecto [meses] 24
Total 1.623 3.313 Promedio de la vida útil de las BES [meses] 13
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
A partir de estos datos y tomando en cuenta la declinación de la producción
(empleo ecuación 5.4), se procede a analizar la rentabilidad del proyecto. En la
tabla 5.16, se detalla el cálculo del VAN, TIR y RCB (Análisis Económico
Detallado) y en la tabla 5.13, los resultados obtenidos del análisis económico del
escenario # 1.
Tabla 5.13 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 1
Análisis Económico – Escenario # 1
Parámetros Del Análisis
Precio Del Barril De Petróleo USD
73,3 91,3 100
VAN [USD] 52’482.947 68’281.448 75’917.391
TIR mensual [%] 80% 100% 109%
RCB 5,43 6,76 7,41
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 5.1, se muestra el valor actual neto vs. tiempo, y en la gráfica 5.2, se
muestran los ingresos y los egresos actualizados acumulados del proyecto a lo
largo del tiempo de evaluación, se evidencia que en el caso más pesimista se
recuperará la inversión en alrededor de 1 mes y 15 días.
229
Gráfica 5.1 VALOR ACTUAL NETO VS. TIEMPO-ESCENARIO # 1
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Gráfica 5.2 INGRESOS Y EGRESOS ACUMULADOS VS. TIEMPO
ESCENARIO # 1
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
Tiempo de Recuperación de la Inversión: * 73,3 USD= 1 mes y 15 días
* 91,3 USD= 1 mes y 9 días
* 100 USD= 1 mes y 6 días
230
El resultado final del análisis económico para la escenario # 1 es rentable y
representa una ganancia económica para la empresa, ya que el tiempo de
recuperación de la inversión para el valor de 73,3 dólares es de 1 mes y 15 días,
para el valor de 91,3 dólares es de 1 mes y 9 días; y para el valor de 100 dólares
es de 1 mes y 6 días, como se puede observar en la gráfica 5.2.
5.2.7.2 Análisis Económico – Escenario 2
Este escenario implica la aplicación de la Opción No.2 en los pozos: GTA-41D,
GTA-42D, PRH-10 y PRH-11; y de la Opción No.2 en los pozos: GTA-23D, GTA-
25D y LAG-25.
En la tabla 5.14, se tienen los siguientes resultados en el incremento de la
producción de los pozos:
Tabla 5.14 DATOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 2
Pozo Producción
Actual Producción Propuesta
Incremento de producción estimada [BPPD] 2.323
BPPD BPPD Costo operativo [USD/BLS] 5,63
GTA-23D 146 873 Declinación de producción [%/año] 12
GTA-25D 158 257,4 Período mensual considerado [días] 30
GTA-41D 204 612 Costo promedio por pozos productores [USD] 617.000
GTA-42D 229 510 Inversión [USD] 7’990.000
LAG-25 251 494 Precio estimado de crudo [USD/BLS] 75
PRH-10 478 748,5 Tasa de actualización estimada mensual [%] 1
PRH-11 157 450,8 Tiempo de evaluación del proyecto [meses] 24
TOTAL 1.623 3.946 Promedio de la vida útil de las BES [meses] 13
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
A partir de estos datos y tomando en cuenta la declinación de la producción
(empleo ecuación 5.4), se procede a analizar la rentabilidad del proyecto.
En la tabla 5.17, se detalla el cálculo del VAN, TIR y RCB (Análisis Económico
Detallado) y en la tabla 5.15, los resultados obtenidos del análisis económico de la
escenario # 2.
231
Tabla 5.15 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 2
Análisis Económico – Escenario # 2
Parámetros Del Análisis
Precio Del Barril De Petróleo USD
73,3 91,3 100
VAN [USD] 74’293.475 96’128.796 106’682.535
TIR mensual [%] 113% 143% 157%
RCB 6,08 7,57 8,29
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
En la gráfica 5.3, se muestra el valor actual neto vs. tiempo, y en la gráfica 5.4 se
muestran los ingresos y los egresos actualizados acumulados del proyecto a lo
largo del tiempo de evaluación, se evidencia que en el caso más pesimista se
recuperará la inversión en alrededor de un mes y 6 días.
Gráfica 5.3 VALOR ACTUAL NETO VS. TIEMPO-ESCENARIO # 2
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
232
Gráfica 5.4 INGRESOS Y EGRESOS ACUMULADOS VS. TIEMPO
ESCENARIO # 2
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
El resultado final del análisis económico para el escenario # 2 es rentable y
representa una ganancia económica para la empresa, ya que el tiempo de
recuperación de la inversión para el valor de 73,3 dólares es de un mes y 6 días,
mientras que para el valor de 91,3 dólares es de 1 mes y 3 días, y para el valor
de 100 dólares es de 1 mes, como se puede apreciar en la gráfica 5.4.
Tiempo de Recuperación de la Inversión: * 73,3 USD= 1 mes y 6 días
* 91,3 USD= 1 mes y 3 días
* 100 USD= 1 mes
233
TIR
80%
100%
109%
VA
N52
.482
.947
68.2
81.4
4875
.917
.391
RC
B5,
436,
767,
41
Tab
la 5
.16
AN
ÁLI
SIS
EC
ON
ÓM
ICO
DE
TA
LLA
DO
-ES
CE
NA
RIO
# 1
EL
AB
OR
AD
O P
OR
: Je
nnife
r H
ino
josa
, H
um
ber
to G
oye
s.
234
TIR
113%
143%
157%
VA
N74
.293
.475
96.12
8.79
610
6.68
2.53
5
RC
B6,
087,
578,
29
Tab
la 5
.17
AN
ÁLI
SIS
EC
ON
ÓM
ICO
DE
TA
LLA
DO
-ES
CE
NA
RIO
# 2
EL
AB
OR
AD
O P
OR
: Je
nnife
r H
ino
josa
, H
um
ber
to G
oye
s.
CAPÍTULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
· El Área Lago Agrio se compone de los campos: Lago Agrio, con 54 pozos
perforados, de los cuales 17 pozos están produciendo, 31 pozos están
cerrados, 5 pozos abandonados y un pozo reinyector, la producción del
campo es operada por dos estaciones de producción: Lago Central y Lago
Norte; campo Guanta, con 29 pozos perforados, de los cuales 19 pozos
están produciendo, 9 pozos están cerrados y un pozo reinyector, la
producción del campo es operada por la estación de producción Guanta;
campo Parahuacu, con 18 pozos perforados, de los cuales 12 pozos están
produciendo, 6 pozos están cerrados, la producción del campo es operada
por la estación de producción Parahuacu.
· Los mecanismos de producción de los reservorios del Área Lago Agrio son:
campo Lago Agrio, la arena “Hollín”, de mayor importancia, presenta
empuje hidráulico, debido principalmente al empuje natural del acuífero;
campo Guanta, según el estado de los fluidos subsaturados (gas disuelto),
para las arena “U” y “T”, presenta una combinación de expansión del
sistema roca – fluido, con entrada parcial de agua; campo Parahuacu,
presenta un mecanismo de producción de gas en solución, los yacimientos
“U” y “T”, de mayor importancia, se encuentran subsaturados, con
significativas caídas de presión.
· La producción actual del Área Lago Agrio (ver tabla 1.11), es de 9.552
BPPD, para el campo Lago Agrio= 3.313 BPPD, para el campo Guanta=
3.318 BPPD y para el campo Parahuacu= 2.931 BPPD, tomando en cuenta
que la declinación de producción promedia de los tres campos es de 10%
al 12%, el sistema de levantamiento artificial que predomina es el bombeo
hidráulico con 25 pozos, bombeo electrosumergible con 17 pozos y 6
pozos con bombeo mecánico.
· El Área Lago Agrio, tiene actualmente 17 pozos produciendo con el
sistema de bombeo electrosumergible, debido a recientes trabajos de
236
reacondicionamiento en algunos de ellos, no se los toma en cuenta para el
presente estudio, además no se toma en cuenta pozos con bajo potencial,
se realiza el análisis nodal de los pozos: GTA-01, GTA-23D, GTA-25, GTA-
41D, GTA-42D, LAG-25, LAG-48D, PRH-10 y PRH-11.
· Para poder detectar los diferentes problemas existentes, tanto en el
yacimiento, equipo electrosumergible y tubería, se realiza el análisis nodal,
obteniendo los siguientes resultados:
· El pozo GTA-01, está trabajando dentro del rango óptimo de operación,
aunque está produciendo bajo el punto de burbuja, lo cual puede causar
problemas por cavitación. Los pozos GTA-23D, GTA-41D y GTA-42D están
operando actualmente en severo Downthrust, debido a que los equipos se
los diseña para caudales mucho mayores a los actuales, porque se usan
B’up no actualizados, teniendo como consecuencia que los equipo BES
están sobredimensionados. El pozo GTA-25 está produciendo en
Downthrust, debido principalmente al desgaste generado por el tiempo
acumulado de operación (894 días). El pozo LAG-25 está operando en el
rango óptimo aunque cerca del Downthrust, teniendo posibles problemas
por obstrucción de sólidos en el intake. El pozo LAG-48D está operando
dentro de los límites de operación. Los pozos PRH-10 y PRH-11 trabajan
en severo Downthrust, además que el pozo PRH-11 tiene problemas por
comunicación tubing-casing.
· Los pozos GTA-01 y LAG-48D, se encuentran produciendo dentro del
rango óptimo, pero tienen bajo potencial, es recomendable que sigan
operando con las condiciones actuales, evitando una mayor depletación y
se logra tener mayor tiempo de vida útil de los equipos BES.
· La producción de los pozos seleccionados es de 1.623 BPPD, mediante la
implementación de la Alternativa No.1, se espera un incremento de
producción de 1.690 BPPD, representa el 17,7% de la producción actual
del Área Lago Agrio, mientras que aplicando la Alternativa No.2, se espera
un incremento de 2.323 BPPD, que representa un 24,31% de la producción
actual del Área Lago Agrio, por tanto es más rentable aplicar la Alternativa
No.2. (ver tabla 4.38).
237
· El rediseño del bombeo electrosumergible de los pozos seleccionados,
implica un incremento en la producción de agua de formación de 270
BAPD para la Alternativa No.1, de los cuales 265 BAPD incrementa en el
campo Guanta y 4,5 BAPD se incrementa en los campos Parahuacu y
Lago Agrio. Para la alternativa No.2, el incremento de agua es de 377
BAPD, distribuida de la siguiente manera: Guanta= 367 BAPD, Lago
Agrio= 3 BAPD y Parahuacu= 7 BAPD. (Ver tabla 5.2).
· En el campo Lago Agrio, el avance de agua (ver figuras: 1.19, 1.20, 1.21 y
1.22), se tiene desde la parte central, hacia la parte Noreste, con
incremento gradual de BSW, por ejemplo el pozo Lag-41, en enero de 2011
tiene 77,55 % de BSW y en septiembre del 2011 incrementa a 81,1 % de
BSW, esta tendencia se mantiene para la mayoría de los pozos de la parte
norte del campo. El avance de agua para la arena “U” y “T”, es progresivo,
teniendo avance lateral, dirigiéndose hacia la parte central del campo; por
ejemplo el pozo Gta-02, es cerrado por incremento de BSW= 88%, el pozo
Gta-41D, tiene un incremento de BSW de 16% en enero del 2011, a 28%
de BSW en septiembre de 2011. El avance de agua para la arena “T”, del
campo Parahuacu, es lateral, dirigiéndose de la parte centro del campo
hacia el oeste, aunque no se tiene un incremento considerable de agua.
· El incremento de producción de agua, sí puede ser tratada adecuadamente
y reinyectada para no contaminar el medio ambiente con el sistema actual
(capacidad instalada: Guanta= 6.000 BAPD, Lago Agrio= 9.662 BAPD),
además se tiene que en el mes de noviembre del 2011, se completa el
pozo LAG-20 para reinyectar agua de formación con una capacidad de
5.000 BAPD, mejora la capacidad de manejo de agua.
· El análisis económico, se realiza para 24 meses, para el Escenario No.1
(Rediseño de Equipo BES), indica que una vez aplicada su propuesta para
los 7 pozos seleccionados, al mes y 6 días se recupera su inversión para el
valor de $100, mientras que para el valor de $91,30 en un mes y 9 días, y
para el valor de $ 73,30 en 1 mes y 15 días. De la misma manera para el
Escenario No.2 (Rediseño de Equipo BES + Remoción de Daño), se
recupera su inversión para el valor de $100 en un mes, mientras que para
el valor de $91,30 en un mes y 3 días, y para el valor de $ 73,30 en un mes
238
y 6 días. En el escenario menos favorable, la recuperación se dará en un
mes y 15 días después del rediseño para el Escenario No.1, para el valor
de $73,30 por barril de petróleo; y en el mejor escenario, la recuperación se
tiene en un mes, que corresponde a el Escenario No.2 para el valor de
comercialización de $100 por barril de petróleo. (Ver tabla 6.1).
· De acuerdo al resultado del análisis económico, de los escenarios
efectuados en el estudio (ver tabla 6.1), se concluye que el proyecto es
rentable, para los dos escenarios, tomando en cuenta los tres valores que
se emplean para el precio del petróleo, alcanzando un VAN de $75’917.391
para el escenario No.1, con un valor de $100, siendo este el mejor de los
casos para recuperar la inversión en un tiempo de 1 mes, 6 días y un VAN
de $106’682.796 en el escenario No.2 para $100, siendo la mejor opción
para recuperar la inversión en un mes.
Tabla 6.1 RESUMEN DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
239
5.2 RECOMENDACIONES
· Es necesario realizar un monitoreo constante sobre el comportamiento de
los pozos, de acuerdo a su arena productora y obtener todos los
parámetros que nos puedan brindar información sobre el funcionamiento
del equipo de bombeo electrosumergible, para posteriores optimizaciones
se tendría datos más reales y precisos de presiones, niveles de fluido,
temperatura, corriente, voltaje y HP de operación.
· Se recomienda realizar pruebas de restauración de presión en posteriores
trabajos de reacondicionamiento, para actualizar la información del campo.
· En el campo Parahuacu no existen facilidades de superficie para manejo
de agua de formación, debido a que el agua producida es transportada por
vacuum hacia la estación Lago Norte, por tanto es recomendable analizar
pozos candidatos para un posible pozo reinyector, o construir una línea de
transporte de agua desde la estación Parahuacu, hacia Lago Norte, con el
objetivo de tener seguridad en cuanto a manejo de agua de formación.
· En los pozos con daño de formación es recomendable aplicar la Alternativa
No.2 (GTA-41D, GTA-42D, PRH-10, PRH-11), para estimular la formación
y así generar mayor producción.
· A pesar que los pozos, se tratan químicamente con antiescala, es posible
que no sea suficiente, por lo que se recomienda realizar análisis físico –
químico del agua de formación, para hacer también tratamientos con
anticorrosivos, debido al incremento de problemas en los pozos,
principalmente con huecos en tuberías.
· En el Área Lago Agrio, es necesario implementar un estudio de factibilidad
de recuperación mejorada, debido a la declinación de presión y producción.
Las arenas candidatas para realizar este estudio son: La arena “U”, tanto
para el campo Guanta y Parahuacu, producen actualmente bajo el punto
de burbuja. Con esto se lograría recuperar mayor cantidad de
hidrocarburos y sobre todo dar mantenimiento a la presión de reservorio,
con la finalidad de maximizar el factor de recobro.
· En todos los pozos en los cuales se realiza el rediseño es muy importante
desgasificar periódicamente, se está produciendo muy cerca del punto de
240
burbuja, se recomienda instalar dispositivos avanzados para manejo de
gas (AGH), también es necesario instalar camisas de refrigeración para
evitar problemas de calentamiento en el motor, cuando la velocidad del
fluido es menor a 1 ft/s, esto alargaría la vida útil del equipo BES.
· Es importante evaluar las arenas que no están produciendo actualmente,
pueden tener cantidades prospectivas de reservas remanentes, que son de
gran aporte para incrementar la producción de hidrocarburos del Área Lago
Agrio.
· Es recomendable producir simultáneamente de las arenas “U + T”, en el
campo Guanta, no existe cruce de presiones, la Pr para la arena “U” es
1.700 psi, mientras que la Pr para la arena “T” es 1.800 psi. En el campo
Lago Agrio, no es recomendable hacer producir simultáneamente de las
arenas “U + T”, existe cruce de presiones, la Pr de la arena “U” (4.500 psi),
es mayor que la Pr que la arena “T” (2.700 psi), en el campo Lago Agrio, no
es recomendable producir simultáneamente de las arenas “Hs+ Hi”, existe
cruce de presiones, la Pr de la arena “Hs” (3.300 psi), es menor que la Pr
que la arena “Hi” (3.300 psi). En el campo Parahuacu, no se tiene pozos
que produzcan simultáneamente de varias arenas, aunque no es adecuado
porque la arena “U” (Pr= 1.700 psi), tiene mayor Pr que la arena “T” (1.300
psi). (Ver figuras 1.13 - 1.18)
· De acuerdo al análisis técnico y económico, es recomendable aplicar el
presente proyecto, la más importante es la Alternativa No. 2, obteniendo un
incremento de producción de 2.323 BPPD, con una inversión de 3’995 000
USD, recuperable en un mes, considerando el precio del barril de petróleo
en 100 USD. (Ver tabla 5.8).
241
GLOSARIO
ACUÍFERO: Zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo
presión. Para aplicaciones de almacenamiento de gas un acuífero necesitará
estar formado por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa
impermeable en la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas.
ANTICLINAL: Configuración estructural de un paquete de rocas que se pliegan, y
en la que las rocas se inclinan en dos direcciones diferentes a partir de una
cresta.
BARRIL (bls): Una medida estándar para el aceite y para los productos del
aceite. Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, ó 159 litros.
BASAMENTO: Zócalo o base de una secuencia sedimentaria compuesta por
ocas ígneas o metamórficas.
CAMPO: Área geográfica bien delimitada donde se lleva a cabo la perforación de
pozos profundos para la explotación de yacimientos petrolíferos.
CAVITACIÓN: Es el fenómeno provocado cuando el líquido bombeado se
vaporiza dentro del tubo de succión o de la bomba misma, debido a que la presión
de ella se reduce hasta ser menor que la presión absoluta de saturación del vapor
de líquido a la temperatura de bombeo.
COLUMNA DINÁMICA TOTAL (TDH): es la altura total requerida para bombear
la capacidad de fluido deseada. Esta altura hace referencia a los pies de líquido
bombeado.
CONIFICACIÓN: Es la incursión invasiva de los fluidos hacia las zonas superiores
o inferiores de la formación productiva, ocasionado por un diferencial de presión
no controlado. Al momento de la producción de un pozo se busca que no suceda
este efecto debido a que dificulta el manejo de tales fluidos, la aplicación de
métodos de levantamiento artificial y aumenta los costos de producción
relacionados con su separación.
CROMATOGRAFÍA: Método físico de separación de mezclas en una columna
absorbente en un sistema fluyente.
CUENCA: Recipiente donde se deposita una columna sedimentaria, y que
comparte en varios niveles estratigráficos una historia tectónica común.
242
FALLA INVERSA: Es el resultado de las fuerzas de compresión, en donde uno
de los bloques es desplazado hacia arriba de la horizontal. Su ángulo es de cero a
90 grados y se reconoce por la repetición de la columna estratigráfica.
FALLA NORMAL: Es el resultado del desplazamiento de uno de los bloques
hacia abajo con respecto a la horizontal Su ángulo es generalmente entre 25 y 60
grados y se reconoce por la ausencia de una parte de columna estratigráfica.
GAS EN SOLUCIÓN: Gas natural disuelto en el crudo dentro del yacimiento.
GAS NATURAL: Una mezcla de hidrocarburos, generalmente gaseosos
presentes en forma natural en estructuras subterráneas. El gas natural consiste
principalmente de metano (80%) y proporciones significativas de etano, propano y
butano. Habrá siempre alguna cantidad de condensado y/o aceite asociado con el
gas.
GRAVEDAD API: La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para
expresar la gravedad específica de los aceites.
GRAVEDAD ESPECÍFICA: La relación de la densidad de una sustancia a
determinada temperatura con la densidad de agua a 4°C.
HIDROCARBURO: Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido, líquido
o gas que contiene carbono e hidrógeno (como carbón, aceite crudo y gas
natural).
NIVEL DINÁMICO: Es la altura a la que llega el fluido dentro del pozo cuando
este está fluyendo, esto quiere decir que el pozo está abierto y fluyendo a una
Pwf.
NIVEL ESTÁTICO: Es la altura a la que llega el fluido dentro del pozo cuando
este se encuentra cerrado. La medición de estos niveles se lo hace con una
herramienta llamada Echometer que es acoplada al cabezal del pozo.
PETRÓLEO: Mezcla de carburos de hidrógeno líquidos, resultantes de la
descomposición de materia orgánica (fermentación bioquímica), bajo condiciones
específicas de presión y temperatura. El petróleo comúnmente se encuentra
asociado con gases.
PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (POES): Aquella cantidad de petróleo estimada
a una fecha determinada, contenida en acumulaciones conocidas, antes de la
puesta en producción.
243
POZOS DE DESARROLLO: Pozos que se instrumentan para ser productivos,
una vez explorado y localizado el campo petrolífero.
PRESIÓN ABSOLUTA: Esta es la presión manométrica más la presión
atmosférica.
PRESIÓN ATMOSFÉRICA: El peso de la atmósfera sobre la superficie de la
tierra. A nivel del mar, ésta es aproximadamente 1,013 bares; 101.300
Néwtones/m2; 14,7 lbs. /pulg2 ó 30 pulgadas de mercurio.
PRESIÓN DE BURBUJA O SATURACIÓN: Presión a la cual se produce la
primera liberación de una burbuja de gas del petróleo.
PRESIÓN MANOMÉTRICA: La presión que registra un dispositivo de medición
normal. Dicho dispositivo mide la presión en exceso de la atmósfera
REACONDICIONAMIENTO DE POZOS: Trabajos de mantenimiento a la
infraestructura física de los pozos en producción, con el objeto de compensar la
declinación de sus niveles productivos y/o incrementales.
RECUPERACIÓN PRIMARIA: La recuperación de aceite y gas empleando sólo la
presión natural del yacimiento para forzar la salida del aceite o gas.
RECUPERACIÓN SECUNDARIA: La recuperación secundaria de hidrocarburos
incrementando la presión del reservorio mediante la inyección de gas o agua en la
roca reservorio.
RECUPERACIÓN TERCIARIA: Recuperación de hidrocarburos por encima de lo
que se puede recuperar por medio de recuperación primaria o secundaria.
Normalmente implica un método sofisticado tal como calentamiento del
yacimiento o el ensanchamiento de los poros empleando productos químicos.
REGISTRO DE ADHERENCIA DE CEMENTO (CBL): Informa de la buena o mala
adherencia del cemento al casing. Una onda sónica es emitida por un transmisor,
esta viaja a través del fluido y de la tubería donde sufre atenuación que es medida
por la amplitud que presenta la curva de dicha onda. Cuando existe buena
adherencia del cemento al casing la amplitud de onda decrece, caso contrario se
apreciará mala adherencia.
REGISTRO DE DENSIDAD VARIABLE (VDL): Registra la buena o mala
adherencia del cemento al casing y/o del cemento a la formación. De manera
general, cuando existe mala adherencia el registro presenta líneas paralelas, con
una buena adherencia el registro presenta líneas onduladas bien marcadas.
244
RESERVAS POSIBLES: Reservas que, con base en datos ingeniero-geológicos,
tienen una baja probabilidad (10%) de ser comercialmente recuperables.
Reservas que están basadas en interpretaciones geológicas y que pueden existir
en áreas adyacentes a las áreas clasificadas como probables.
RESERVAS PROBADAS: Volúmenes de hidrocarburos y sustancias asociadas,
evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos ingeniero -
geológicos se estima, con razonable certidumbre, que serán comercialmente
recuperables, con base en datos de yacimientos conocidos y bajo condiciones
actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales.
RESERVAS PROBABLES: Reservas no probadas que, con base en los análisis
de datos ingeniero-geológicos, tienen una alta probabilidad (por lo menos 50%) de
que sea recuperable. Reservas en formaciones geológicas que parecen ser
productoras con base en registros geofísicos, pero carecen de datos de núcleos o
pruebas definitivas, y no son análogas a formaciones geológicas probadas en el
campo. Estas reservas pueden ser clasificadas como probadas mediante la
perforación de pozos.
TRAMPA ESTRATIGRÁFICA: Trampa de hidrocarburos formada durante la
sedimentación y en la cual los hidrocarburos fueron encapsulados como resultado
del cambio de roca de porosa a no porosa, en lugar del plegamiento o falla de los
estratos de roca.
TRAMPA ESTRUCTURAL: Trampa de hidrocarburos formada por la de estratos
de roca por movimientos de la corteza terrestre.
UNIDAD DE COILED TUBING (UCT): A esta unidad se han designado
principalmente trabajos de limpieza dentro del pozo. El sistema consiste de una
tubería enrollable de pequeño diámetro que es introducida en el pozo para
realizar un servicio específico en el mismo, ofreciendo la ventaja de que ningún
equipo de fondo sea afectado por su presencia.
VISCOSIDAD: Resistencia de un líquido al movimiento o flujo; normalmente
disminuye al elevar la temperatura.
YACIMIENTO: Acumulación de aceite y/o gas en roca porosa tal como arenisca.
245
BIBLIOGRAFÍA
§ Banco Central Del Ecuador,
(2011).http://www.bce.fin.ec/resumen_ticker.php?ticker_value=petroleo.
§ Douglas M. Considine, (1977).Definición y descripción de reservas en la
industria petrolera.
§ EP-Petroecuador, (1978-2011). Archivos de pruebas de BUP, Historiales
de Reacondicionamiento,Historiales de Producción Ingeniería de Petróleos,
Área Lago Agrio.
§ ESP Wood Group, (2005). Catálogo de equipos de Bombeo
Electrosumergibles.
§ ESP Wood Group, (2007).Curso de diseño de equipos BES.
§ IHS SubPUMP, (2009).Análisis y Diseño de Bombas Sumergibles –
Manual Técnico de Referencia.
§ Lucio Carrillo Barandiaran, (2007). Apuntes pertenecientes al Ingeniero-
Facultad de Ingeniería en Petróleos, ESPOL.
§ Maggiolo Ricardo, (2008).Optimización de la producción mediante análisis
Nodal, Lima – Perú.
§ Marcelo A. Crotti, (2004). Movimiento de fluidos en reservorios de
hidrocarburos.
§ Mauricio Unapanta, (2006). Estudio Técnico-Económico para incrementar
la producción de petróleo en los campos Guanta y Dureno.
§ NCT Energy Group, (2009). Certificación de Reservas de los campos de
Petroproducción ubicados en el Distrito Amazónico – ÁREA LAGO AGRIO.
Quito – Ecuador.
§ Peñafiel Janina, (2008). Optimización del Bombeo Electrosumergible en la
producción de petróleo en el área Shushufindi. Quito – Ecuador.
§ Schlumberger REDA, (2007). Catálogo de equipos de Bombeo
Electrosumergible.
§ Schlumberger REDA, (2007). Curso Avanzado de BES.
§ Vinicio Melo, (2007).Folleto de Levantamiento Artificial.
246
ANEXOS
247
ANEXO No. 1
RESERVAS REMANENTES DE LOS POZOS CON SISTEMA BES
CALCULADAS MEDIANTE SOFTWARE OFM Y PROCEDIMIENTO
PARA INGRESO DE DATOS (OIL FIEL MANAGER)
248
A.1.1 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS
MEDIANTE EL SOFTWARE OFM
Los principales pasos son:
1. Realizar en Excel, las siguientes tablas:
· Maestra, contiene la descripción completa de los pozos del área de
estudio, como coordenadas, profundidad e identificación del
completamiento de cada pozo.
TABLA A.1.1 TABLA MAESTRA
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
· Mensual, contiene la producción acumulada de petróleo, agua y gas,
durante cada mes, de cada arena productora, de cada pozo, desde el inicio
de su producción.
TABLA A.1.2 TABLA MENSUAL
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
· SortCategory (SC), contiene la descripción general de los pozos, como
campo, tipo de pozo, ubicación, etc.
249
TABLA A.1.3 TABLA SC
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
2. Crear una base de datos en Access, importando desde Excel las tablas
descritas en el paso 1.
FIGURA A.1.4 BASE DE DATOS EN ACCESS
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
3. En el software OFM, se abre la ventana New OFM Workspace, dando clic en
file y se crea un nuevo proyecto, se escribe el nombre del Área en estudio y se
carga, la base de datos de Access, en la opción Database file.
FIGURA A.1.5 INTERFAZ DE OFM PARA CARGAR BASE DATOS
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
4. A continuación, se da clic en Database, en la opción Calculated Variables, se
determinan las variables, con sus respectivas ecuaciones, luego se
250
seleccionan las tablas cargadas desde Access en la opción Edit Schema
Tables, para realizar el cálculo de reservas, mediante las curvas de
declinación de la producción.
FIGURA A.1.6 CÁLCULO DE VARIABLES-SELECCIÓN DE DATOS
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
5. Luego, se da clic en la opción Analysis, en la opción Forecast, se selecciona el
tipo de declinación, la rata de declinación, se selecciona el pozo, la arena y se
escoge la tendencia que tiene la producción, para calcular las reservas.
FIGURA A.1.7 EJEMPLO DE CÁLCULO DE RESERVAS
ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
251
A.1.2 RESERVAS REMANENTES
El cálculo de las reservas remanentes, se realiza mediante el paquete Oil Field
Manager (OFM), un software en el que se puede almacenar y realizar análisis de
datos de un campo de petróleo tales como:
ü Producción.
ü Parámetros petrofísicos.
ü Presiones.
ü Historial de reacondicionamiento.
ü Diagramas de completación.
ü Registros eléctricos, entre otros.
Cabe recalcar que el OFM, es una herramienta versátil que permite graficar y
correlacionar curvas de algunas variables, dando la opción de escoger la mejor
escala para presentar los datos y seleccionar el tipo de escalas a graficar (lineal o
logarítmica).
Las gráficas de cálculos de reservas remanentes, se realizan para cada arena, de
todos los pozos del área Lago Agrio que producen con Bombeo
Electrosumergible, hasta la última fecha que produjo.
Las curva de declinación de la producción, se utilizan para analizar y predecir la
producción de los pozos seleccionados y calcular las reservas remanentes de los
mismos.
En el anexo No. 1, se muestra las curvas de declinación exponencial de la
producción de los pozos que trabajan con BES del Área Lago Agrio, teniendo que
los campos Lago Agrio, Guanta y Parahuacu, son campos maduros en lo que
existe historiales de producción, por tanto es eficaz, el cálculo de reservas,
mediante el método de declinación exponencial, tomando en cuenta que el rango
de declinación promedio para toda el Área Lago Agrio es de 0,10 a 0,12 (A. e).
252
GRÁFICA A.1.2.1 RESERVAS POZO GTA-01 “Ui” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
. GRÁFICA A.1.2.2 RESERVAS POZO GTA-05 “Ui”
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
253
GRÁFICA A.1.2.3 RESERVAS POZO GTA-05 “BT” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
GRÁFICA A.1.2.4 RESERVAS POZO GTA-12 “Us” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
254
GRÁFICA A.1.2.5 RESERVAS POZO GTA-12 “Ui” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
GRÁFICA A.1.2.6 RESERVAS POZO GTA-12 “Ti” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
255
GRÁFICA A.1.2.7 RESERVAS POZO GTA-20D “Ti” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
GRÁFICA A.1.2.8 RESERVAS POZO GTA-23D “Hs” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
256
GRÁFICA A.1.2.9 RESERVAS POZO GTA-24D “Ui” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
GRÁFICA A.1.2.10 RESERVAS POZO GTA-25D “Ui” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
257
GRÁFICA A.1.2.11 RESERVAS POZO GTA-26D “Ui” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
GRÁFICA A.1.2.12 RESERVAS POZO GTA-41D “BT” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
258
GRÁFICA A.1.2.13 RESERVAS POZO GTA-42D “Ti” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
GRÁFICA A.1.2.14 RESERVAS POZO LAG-25 “Ts” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
259
GRÁFICA A.1.2.15 RESERVAS POZO LAG-25 “Ui” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
GRÁFICA A.1.2.16 RESERVAS POZO LAG-47D “Hi” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
260
GRÁFICA A.1.2.17 RESERVAS POZO LAG-47D “Hs” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
GRÁFICA A.1.2.18 RESERVAS POZO LAG-48D “Hs” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
261
GRÁFICA A.1.2.19 RESERVAS POZO LAG-50D “Hi”
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
GRÁFICA A.1.2.20 RESERVAS POZO LAG-50D “Hs” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
262
GRÁFICA A.1.2.21 RESERVAS POZO PRH-10 “Ui” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
GRÁFICA A.1.2.22 RESERVAS POZO PRH-11 “Ui” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
263
GRÁFICA A.1.2.23 RESERVAS POZO PRH-12 “Ti” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
GRÁFICA A.1.2.24 RESERVAS POZO PRH-13 “Ui” (actualmente produciendo)
FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.
264
ANEXO No. 2
HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS
SELECCIONADOS CON BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DEL
ÁREA LAGO AGRIO
265
GUANTA – 01 FECHA DE COMPLETACION: 11-Feb-86 INTERVALOS PUNZONADOS:
Arena “Hi” Arena “Hs”
9.961’-9.965’ (4’) 4 DPP 9.932’-9.954’ (22’) 9.970’-9.978’ (8’) 9.984’-9.988’ (4’) Arena “T” Arena “U” 9.772’-9.778’ (6’) 9.622’ – 9.580’ (36’) 9.790’-9.796’ (6’) 9.798’-9.804’ (6’) 9.807’-9.812’ (5´) 9.817’-9.836’ (19’) PRUEBAS INICIALES: FECHA BPPD BSW% ° API METODO Pc ZONA 30-Ene-86 1.968 0.0 31,7 PPH 60 T 02-Feb-86 3.676 0.0 29,7 PPH 36 U W.O. No. 01 28-Nov-87 OBJETIVO: BAJAR INSTALACIÓN ELECTROSUMERGIBLE
§ Bajan BES DN-750 (152 + 152) Etapas. Chequean rotación, realizan prueba Ok. PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 18-Nov-87 Pozo muerto Después 03-Dic-87 801 4,0 30 28,4 U PPS
W.O. No.02 10-Ene-88 OBJETIVO: ESTIMULAR ARENA “U” CON MUD ACID Y EVALUAR
§ Sacan BES: Bombas y separador de gas lleno de arena, protector malo, motor y psi buenos, presencia de escala.
§ Realizan prueba de admisión con 8 bls de agua @ 3.200 psi y 0,98 BP. § Realizan tratamiento con HCL al 15% @ 4.5 BPM y 450 psi. Recuperan ácido. § Evalúan arena “U”: BFPD=172, BSW=40%, Salinidad=3.636 ppmcl-, T=11hrs.
Toman B’UP recuperan bomba jet y elementos de presión. Bajan sp.toll y pistonean. Pozo fluye: BFPD=1.200, BSW= 1%.
§ Bajan completación de producción con cavidad Kobe. Pistonean “U” pozo fluye: BFPD=1.032, BSW=20%
PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 21-Dic-87 BES atascada con escala y arcilla Después 03-Dic-87 835 6,0 60 28,3 U PPH
266
W.O. No. 03 24-Oct-88 OBJETIVO: CAMBIO DE COMPLETACIÓN (PESCADO), EVALUAR ARENA “U” Y BAJAR BES
§ Realizan prueba de inyectividad a la arena “U” con 15 BLS con 3.200 PSI a una rata de 2,5 BPM.
§ Evalúan “U”: BFPD=1.128, BSW=14%. § Bajan completación de fondo y BES DN-750 (190 +171) Etapas.
PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 16-Oct-88 Pozo deja de fluir Después 28-Dic-88 931 3 19 27,1 U PPS W.O. No. 04 17-Sep-92 OBJETIVO: RECUPERAR BES Y EVALUAR ARENA “T” Y BAJAR BES PARA “U”
§ Realizan tubing punch @ 8.900’. § Sacan BES motor con aceite negro. Bomba no tiene rotación, sep. Taponado con
sólidos grandes (hidrocarburos y fosfatos). § Evalúan “T”: BFPD=432, BSW=30%. Hrs. Eval=41. § Realizan tratamiento con solventes a “T” y evalúan: BFPD=528, BSW=20%, Hrs.
Eval=16. § Realizan prueba de admisión “U” @ 0,3 BPM y 1.100 psi. § Realizan estimulación a la arena “U” con OSA al 15% y evalúan: 600, BSW=54%,
T. Eval=7 h. § Bajan completación de fondo y BES DN-750 (190 +171) Etapas.
PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 28-Ago-92 563 0,2 50 24,7 U PPS Después 18-Oct-92 659 0,2 75 29,6 U PPS W.O. No. 05 27-Mar-97 OBJETIVO: REPARAR BES.
§ Sacan BES sale con escala, motor eléctricamente bueno. § Arman y bajan BES DN-750 (190 + 171) Etapas. § Realizan prueba de producción: BFPD=888, BSW=100%, PC=50 psi.
PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 18-Mar-97 BES OFF fuera de servicio Después 10-Abr-97 739 0,3 45 29,2 U PPS W.O. No. 06 27-Abr-99 OBJETIVO: REPARAR B.E.S.
§ Controlan pozo. § Sacan conjunto BES, bombas giran normal, motor con aceite contaminado y baja
resistencia a tierra, cable con una fase a tierra, unidad PSI contaminado. § Bajan BHA de limpieza @ 9.750’, circulan, limpian, sacan. § Arman y bajan completación BES DN-800 (191 + 171) Etapas. § Realizan prueba de rotación, OK. § Realizan prueba de producción a la estación: BFPD=984, BSW=100%, Pc=90 psi,
AMP=23.
267
PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 12-Mar-99 BES OFF fuera de servicio Después 28-Abr-97 625 3.5 30 29,2 U PPS COMENTARIOS: W.O. exitoso se logró recuperar 625 BPPD W.O. No. 07 08-Jul-01 OBJETIVO: REPARAR B.E.S.
§ Controlan pozo. § Sacan conjunto BES, bombas giran normal, protector con aceite contaminado,
aceite de motor degradado, unidad PSI circuitada. § Bajan broca y raspa tubos probando con 3.000 PSI c/16 paradas hasta 9.749’,
circulan, limpian, sacan. § Arman y bajan completación BES DN-800 (191+172 ) Etapas § Realizan prueba de rotación, OK. § Realizan prueba de producción a la estación: BPPD=616, BSW=1%, Pc=60 psi,
AMP=24. PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 16-Jun-01 BES OFF fuera de servicio Después 16-Jul-01 616 1,0 60 28,1 U PPS COMENTARIOS: W.O. exitoso se logró recuperar 616 BPPD W.O. No. 08 27-Ene-04 OBJETIVO: CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR COMUNICACIÓN TBG-CSG
§ Controlan pozo § Sacan equipo BES en tbg de 3-1/2, dos bombas Reda DN-800 con giro de eje, ok,
separador de gas con giro, ok, sello con giro y extensión de eje, ok, motor y cable eléctricamente bien.
§ Bajan BHA de limpieza en tbg de 3-1/2 hasta 9748’, se encuentra un tubo de 3-1/2 con fisura. Circulan, limpian y sacan.
§ Arman y bajan completación BES DN-675 (197) Etapas. § Realizan prueba de rotación y producción, OK.
PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 20-Ene-04 BES OFF por comunicación tbg - csg Después 08-Feb-04 610 1,0 40 28,2 U PPS COMENTARIOS: W.O. exitoso se logró recuperar 610 BPPD W.O. No. 09 04-Oct-06 OBJETIVO: REPARAR BES
§ Sacan BES: se observa presencia de escala en el equipo: Bomba: (85% silicatos, 10% CaCO3, 5% de limallas de hierro). St. valve: (85% de silicatos, 20% carbonatos); bomba con giro suave. Cable eléctricamente bueno.
§ Bajan BHA de prueba, realizan prueba de inyectividad con 10 BLS con 1500 PSI a 1,1 BPM.
268
§ Desplazan bomba Jet 9 I y evalúan la arena “U” al tanque en locación (durante la evaluación se reversa la bomba por dos ocasiones y sale taponada con 70% de arena y láminas de hierro):BFPD=360, BPPD=112, BSW=69%, TR=1.030, Hrs. Eva=72.
§ Bajan BHA de evaluación con cañones TCP y repunzonan el siguiente intervalo: Arena “Ui”: 9.556’ – 9.622’ (22’) a 5 DPP.
§ Pozo no fluye, desplazan bomba Jet 11 J y evalúan arena “U” al tanque en locación: BFPD=480, BPPD=384, BSW=20%, TR=1.562, HE=67.
§ Bajan elementos de presión, toman B ‘Up a la arena “ U “: Pwf = 709 PSI, Pr = 1.452 PSI.
§ Continúan evaluando arena “ U “ con Jet 10 I al tanque en locación: BFPD=600, BPPD=528, BSW=12%.
§ Bajan BHA de fondo con dos tubos ranurados. Asientan Packer FHL a 9.464’. Sacan campana ON-OFF
§ Arman y bajan completación BES D475N (141 +141 + 141) Etapas y un AGH (manejador de gas).
§ Realizan prueba de rotación y producción, OK. PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 08-Sep-06 E.W.O. por posible eje roto Después 23-Ene-07 527 1.0 90 29,2 U PPS COMENTARIOS: Exitoso, se evalúa con bomba Jet la arena “U”, se repunzonan los mismos intervalos de la arena a 5 DPP, se evalúa y se toma B ‘Up, se rediseña BES, se baja completación de fondo con 2 tubos rasurados por presencia de sólidos. W.O. No. 10 17-Dic-10 OBJETIVO: REPARAR BES
§ Sacan BES: descarga limpia, las 3 bombas con giro suave, protector inferior las 3 cámaras con aceite contaminado, protector superior las 2 cámaras con aceite contaminado, sensor eléctricamente OK.
§ Bajan BHA de limpieza con broca de 6 ½ en tbg de 3 ½, midiendo y probando hasta 9.400’. Circulan sacan.
§ Arman y bajan completación BES D475N (178 +142 + 142) Etapas y un AGH (manejador de gas).
§ Realizan prueba de producción de la arena “Ui” con equipo BES al tanque bota e locación: BFPD= 432, BSW=100%, Hz=58, P intake=733,8 psi, P descarga=3.890,8 psi.
§ Finaliza operaciones el 17 de diciembre de 2010. GUANTA - 23D Inicia perforación: 14 de Agosto del 2008 Terminan perforación: 17 de Septiembre del 2008 Fecha de Completación: 15 de Noviembre del 2008 INTERVALOS PERFORADOS:
269
Arena "U" @ 5 DPP Arena "T" @ 5 DPP 9.940’ – 9.966’ (26’) 10.137’ – 10.152’ (15’) 9.968’ – 9.972’ (4’) @ 4 DPP SQZ 10.160’ – 10.168’ (8’)
10.164’ – 10.168’ (4’) SQZ Arena "Hollín" 10.336’ – 10.342’ (6') @ 4 DPP SQZ
OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES PRUEBAS INICIALES:
FECHA ARENA METODO BFPD BPPD BSW API PC OBSERVACIONES
30-Oct-08 “Ui” PPH 288 199 31% 27,3 CTK Sal= 17.500 ppmcl-
07-Nov-08 “Ti” PPH 552 120 71% 26,9 CTK Sal= 8.700 ppmcI-
GUANTA - 25D Inicia perforación: 21 de enero del 2009 Terminan perforación: 10 de febrero del 2009 Fecha de Completación: 03 de abril del 2009 INTERVALOS PERFORADOS:
Arena "U" @ 5 DPP 10.522’ – 10.531’ (9’) @ 5 DPP 10.536’ – 10.576’ (40’) @ 5 DPP
OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES PRUEBAS INICIALES:
FECHA ARENA METODO BFPD BPPD BSW API PC OBSERVACIONES
27-mar-09 “U” PPH 480 216 55% 28,4 CTK Sal= 38.250 ppmcl-
GUANTA- 41D FECHA DE COMPLETACION: 13 de enero del 2010 INTERVALOS PERFORADOS:
Arena “BT” Arena “Us” 10.212’ – 10.224’ (12’) @ 5DPP 10.964’ – 10.974’ (10’) @ 5DPP 10.224’– 10.226’ (2’) SQZ
Arena “Hs” 11.338’ – 11.359’(21’) @ 5DPP
OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES Los siguientes resultados de pruebas de producción iniciales se muestran a continuación:
270
PRUEBA OFICIAL:
Fecha Zona Método BFPD BPPD BSW SAL. API Pc Observaciones
23-Dic-09 “Hs” PPH 264 156 41,0 4.450 28,8 CTK Sal=4.450 ppmcl-
30-Dic-09 “Us” PPH 24 0 100 NR NR CTK NR
04-Ene-10 “BT” PPH 720 713 1,0 NR 24,3 CTK NR
PRUEBA FECHA ZONA MÉTODO BPPD BSW ° API Pc Observaciones
Final 16-Ene-10 “BT” PPS 684 4,0 24.3 90 Reda DN-1100
OBSERVACIONES:Trabajo Exitoso GUANTA - 42D FECHA DE COMPLETACION: 12 de mayo del 2010 INTERVALOS PERFORADOS:
Arena “Ti” 11.168’ – 11.202’ (34’) @ 5DPP
OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES Los siguientes resultados de pruebas de producción iniciales se muestran a continuación:
FECHA DE PRUEBA
ARENA METODO BFPD BPPD BSW SAL ppmcl-
°API PC
30-Abril-2010 “Ti” PPH 672 437 35% 7.800 27,8 CTK
Realizan prueba de producción final con BES TD-850, a la arena "Ti" con los siguientes resultados: BFPD=840; BSW=100%, P intake=2.073 psi, Hz=51,6; Amp=18; REC.= 230 bls; TE= 6hrs. LAG-25 INICIA PERFORACION: 3 de febrero de 1971 FECHA DE COMPLETACION: 2 de marzo de 1971 INTERVALOS PERFORADOS:
Arena “Us” Arena “T” 9.698’-9.710’ (12’) 9.907’-9.933’ (26’) 9.716’-9.726’ (10’) 9.730’-9.736’ (6’)
Arena “HOLLIN” 10.060’ - 10.096’ (36’) 10.104’-10.108’ (4’) 10.121’-10.127’ (6’)
271
W.O # 01 INICIA: 24-06-73 TERMINA: 06-07-73 OBJETIVO:AISLAR ENTRADA DE AGUA DE “T”
§ Perforan intervalo 9.946’-9.948’ @ 2 DPP para Sqz. Realizan Sqz con 190 SxS de cemento tipo “G”, Pmax=200 psi, reversan 98 SxS de cemento.
§ Repunzonan intervalo 9.946’-9.948’ (2’) @ 2 DPP. Realizan segundo Sqz con 100 SxS de cemento, Pmax = 2.700 psi.
§ Punzonan intervalo 9.933’-9.907’ (26’) arena “U”. § Bajan completación para producir por flujo natural, dejan abierta camisa de “U”.
W.O # 02 INICIA: N/R TERMINA: 24-10-78 OBJETIVO:AISLAR LA FORMACION HOLIN Y FRACTURAR LAS ARENAS “U” Y “T”.
§ No pueden controlar el pozo, por lo que es necesario realizar un tubing punch a 9.578’-9.580’ y se puede controlar el pozo con agua salada de 8,8 lbs/gal.
§ Corren registros de cementación desde 10.134’-9.300’. § Bajan y asientan CIBP @ 10.000’ para aislar Hollín. § Bajan y asientan RTTS @ 9.813’, rompen la formación con 2.400 psi con una
rata establecida de inyectividad de 6 BPM @ 3.250 psi, desasientan y sacan RTTS.
§ Perforan intervalo 9.766’-9.770’ @ 4 DPP, para cementación forzada, colocan un tapón de arena encima del CIBP hasta 9838’ se probó hasta con 5.000 psi.
§ Bajan y asientan retenedor de cemento a 9.743’, realizan cementación forzada con 45 SxS de cemento clase “G” con 3.400 psi @ 3 BPM.
§ Bajan broca y canasta, limpian hasta 9.990’ § Bajan y asientas tapón CIBP a 9.870’, RTTS a 9.840’, prueban CIBP con 500psi y
se sube RTTS hasta 9.552’ sacan RTTS y bajan retenedor de cemento a 9.680’ se realiza cementación forzada con 200 SxS de cemento clase “G”. Bajan broca y canasta hasta 9990’.
§ Punzonan con cañones de 4” los intervalos: arena “T” 9907’-9933’ @ 3 DPP y arena “U” 9.698’-9.710’; 9.716’-9.726’; 9.730’-9.736’ @ 4 DPP.
§ Realizan prueba de inyectividad arena “T” a 5.800psi y 13 BPM, fracturan la arena con 11 BPM y una presión de 4.500psi, Pmax = 5.600 psi y Pmín = 3.800 psi.
§ Realizan prueba de inyectividad arena “U” a 4.500 psi y 8 BPM. § Bajan sarta de completación.
RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 05-11-78 U+T F 842 5,0 339 27,1 70 30
COMENTARIO: El trabajo fue exitoso.
272
W.O # 03 INICIA: 23-09-79 TERMINA: 28-09-79 OBJETIVO:BAJAR INSTALACION DE BOMBA REDA.
§ Controlan el pozo circulando en reversa agua tratada con Y-22 de 8,8 lbs/gal. § Desasientan empacadura @ 9.628’ y se saca la tubería de producción. § Bajan completación electrosumergible REDA.
RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes 08-01-79 U+T F 359 1,8 200 33,8 NR 26 NR Después 30-09-79 U+T S 1.275 0,5 200 32,0 90 40 NR COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, se incrementa 916 BPPD. W.O # 04 - 05 INICIA: 15-01-80 TERMINA: 23-01-80 OBJETIVO:CAMBIO DE BOMBA REDA Y TRATAMIENTO ANTI-INCRUSTANTE A ARENA “U Y T” POR SEPARADO.
§ Controlan el pozo con agua sal de 9,2 lbs/gal. § Sacan instalación de bomba REDA. § Bajan y asientan, RBP @ 9.939’ y RTTS @ 9.889’ para realizar tratamiento anti-
incrustante a la arena “T”; Realizan prueba de inyectividad Pmáx= 2.600 psi @ 2 BPM, 40 bls bombeados. Desplazan la mezcla a la formación con Pmín=2.200psi y Pmáx=2.925 psi @ 2BPM.
§ Intentan asentar, RBP @ 9.840’ sin éxito, sacan y detectan escala y corrosión, cambian RBP. Bajan y Asientan RBP @ 9.840’ y RTTS @ 9.672’ para realizar tratamiento anti-incrustante a la arena “U”; Realizan prueba de inyectividad Pmáx= 3.500 psi @ 1,2 BPM, 40 bls bombeados. Desplazan la mezcla a la formación con Pmín=3.425psi y Pmáx=3.500psi @ 1BPM.
§ Circulan con agua sal de 8,6 Lbs/gal. § Bajan completación electrosumergible REDA.
RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes 15-11-79 U+T S CERRADO Después 28-01-80 U+T S 1.134 2,5 335 32,5 170 80
COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, se recuperó la producción: 1.134 BPPD. W.O # 06 - 07 INICIA: 20-10-80
273
TERMINA: 31-10-80 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.
§ Controlan el pozo con agua sal de 8,7 lbs/gal. § Sacan instalación de bomba REDA, sale con escala y arena. § Bajan y asientan, RTTS @ 9.607’. Pistonean NI = 4.100’, 105 corridas, Bls
Recup = 353 BSW= 3% § Bajan Instalación REDA @ 9.099’. Finalizan operaciones el 26-10-80, se quema la
bomba 5 Hrs. después de salir el taladro. § Inician operaciones el 29-10-80, Controlan pozo con 8,7 lbs/gal. § Sacan instalación REDA chequean y bajan nueva instalación REDA, después de
2 días de salir el taladro se quema la bomba. RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después MUERTO COMENTARIO: Trabajo no satisfactorio. W.O # 08 INICIA: 09-11-80 TERMINA: 04-01-81 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.
§ Controlan el pozo con agua salada. § Sacan instalación de bomba REDA. § Bajan instalación con tubería abierta @ 9.096’ y dan por finalizada la operación
el 10-11-80, trabajo incompleto. § Reinician Operaciones el 01-01-81, controlan con agua fresa tratada § Sacan Tubería de 3 ½ y arman Equipo REDA. § Bajan completación electrosumergible REDA, prueban por 5 Hrs OK.
RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 08-01-81 U+T S 651 4,0 299 31,7 80 28
COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, se recuperó la producción: 651 BPPD. W.O # 09 INICIA: 24-04-81 TERMINA: 02-05-81 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.
§ Controlan el pozo con agua salada. § Sacan instalación de bomba REDA.
274
§ Bajan y asientan, RBP @ 9.968’ y RTTS @ 9859’.Con el by pass del RTTS abierto se bombea: 15 Bls de JP-1 a 4 BPM, 9 Bls de tolueno a 0,9 BPM y 40 psi, 62 Bls de JP-1 + 1% de J-10 a 4,5 BPM y 600 psi; Cierran by pass y bombean 56 Bls de JP-1 + 1% de J-10 a 1,5 BPM y 3.150 psi, 85 Bls de crudo a 1,9 BPM y 3.200 psi. (Para desplazar). Pistonean 250 Bls.
§ Corren elementos de presión para estática de “T”. § Desasientan RBP y RTTS, asientan RBP @ 9.768’ y RTTS @ 9.647’. Con el by
pass del RTTS abierto se bombea: 15 Bls de JP-1 a 4 BPM y 300 psi, 10Bls de tolueno a 2,8 BPM y 300 psi, 59 Bls de JP-1 + 1% de J-10 a 4 BPM y 850 psi. Cierran by pass y bombean 41Bls de JP-1 + 1% de J-10 a 0,6 BPM y 3.500 psi, 84 Bls de crudo a 1,2 BPM y 3.500 psi. (Para desplazar). Pistonean 250 Bls.
§ Corren elementos de presión para estática de “U”. § Arman y Bajan Equipo REDA, Prueban OK.
RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 18-05-81 U+T S 677 0,3 135 30,0 80 33 Se recuperó 677 BPPD COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, sé recuperó la producción: 677 BPPD. W.O # 10 INICIA: 11-12-81 TERMINA: 20-12-81 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.
§ Controlan el pozo con agua del wash tank. § Sacan instalación de bomba REDA y encuentran pedacitos de caucho aproxim.
1/3 del separador, el eje de la parte inferior de la bomba quebrado. § Bajan y asientan RBP @ 9.951’ y RTTS @ 9.669’, prueban CSG con 1.000 psi.
Desasientan RTTS y lo asientan a 9.857’. § Realizan estimulación con solventes a arena “T” con 20 Bls de tolueno, 65 Bls de
JP-1 @ 3 BPM y Pmax=2.800 psi. Pistonean y recuperan 246 Bls, NF= 5.300’, BSW= 30%, API=33,5. Toman un aprueba de presión estática, cartas son buenas.
§ Realizan estimulación con solventes a arena “U” con 17,5 Bls de tolueno , 65,5 Bls de JP-1 @ 6 BPM y 900 psi. Pistonean y recuperan 313 Bls, NF= 7.100’, BSW= 10%. Toman una prueba de presión estática, cartas son buenas.
§ Bajan completación de fondo. § Bajan completación electrosumergible REDA probando tubería cada 1.000’ con
2.000psi. Prueban la bomba por 18 ½ Hrs. arena “U+T”: BFPD=469, BWS=65%, Salinidad de “U+T”=16.980 ppm Cl-, Pc= 65 psi, AMP= 32.
RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 27-12-81 U+T S 497 6,0 ----- 32,5 65 28
COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, se recuperó la producción: 497 BPPD.
275
W.O # 11 INICIA: 16-02-84 TERMINA: 20-02-84 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.
§ Controlan el pozo con agua fresca. § Sacan instalación de bomba REDA y se observa que la bomba se encuentra
atascada, no gira el motor. § Bajan y asientan, RBP @ 9.980’ y RTTS @ 9.863’. Estimulan arena “T” con 85
Bls de JP-1+36 Gls visco 914, se desplaza con 88 Bls de agua con una rata inicial de 1 BPM y 200 psi, rata final de 1,3 BPM y 1.700 psi, rata máxima = 1,5 BPM y Pmax= 2.700 psi.
§ Desasientan RBP y RTTS, asientan RBP @ 9.863’ y RTTS @ 9.611’. Estimulan arena “U” con 78Bls de JP-1 + 35 Gls visco 914, se desplaza con 81 Bls de agua con una rata inicial de 0,1 BPM y 1.000 psi, rata final de 0,7 BPM y 3.200 psi, rata máxima = 0,7 BPM y Pmax= 3.500 psi.
§ Arman y Bajan Equipo REDA, Prueban bomba contra tanque, asentamiento de la bomba a 9.478’, motor 70 HP, BFPD=440, BSW=100%, PSI = 728, T=231°F, AMP=36, Pc=8 psi, T.EVAL= 4 Hrs, Volt=1.080.
RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Bomba quemada
Después 18-05-81 U+T S 677 0,3 135 30,0 80 33 Bomba fuera de servicio 21-02-84.
COMENTARIO: El trabajo no fue exitoso. Después de prueba de bomba REDA el 20–02-84 con BFPD=440, PSI=720, el 21-02-84 bomba fuera de servicio – lower y upper pigtail destruidos. W.O # 12 INICIA: 09-03-84 TERMINA: 13-03-84 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.
§ Controlan el pozo con agua fresca + J-22 de 8,3 Lbs/gal. § Sacan instalación de bomba REDA en mal estado. § Bajan completación electrosumergible REDA nueva. Prueban tubería y existe
liqueo (se cambia), vuelven a probar y existe fuga por St. Valve. § Bajan tres Bombas Redas D-13 (152+152+171 etapas) prueban tubería cada
1.000’ con 2.000psi, prueban bomba al tanque BFPD=410, BWS=100%, Pc= 10 psi, PSI= 742, T°=231.2°F T. Evaluación = 6 Hrs, arena “U+T”
RESULTADOS:
276
Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes Bomba fuera de
servicio el 21-02-84 Después 20-03-84 U+T S 233 2,0 ----- 32,0 40 ---- Tk. Estrangulado COMENTARIO: El trabajo no fue exitoso, la bomba se quema el 20-03-84. Pozo produce desde 14-03-84 al 20-03-84 W.O # 13 INICIA: 05-06-84 TERMINA: 17-06-84 OBJETIVO: ACIDIFICACIÓN ARENAS “U” Y “T”, BAJAR INSTALACIÓN REDA.
§ Controlan el pozo con agua del Wash Tank. § Sacan instalación de bomba REDA y se encuentra pedazos de copas de swabb
en intake, fallas en pigtail inferior. § Bajan y asientan, RBP @ 9.960’ y RTTS @ 9.832. Realizan prueba de
inyectividad con 2.000psi y 1,4 BPM. Acidifican arena “T”, con by -pass abierto del RTTS se bombea: 66 Bls de mezcla (HCL al 15%, 12%, 5%+HF 3%+NH4F 2,8%), Cierran by-pass del RTTS y se bombea 500 Gls de JP-1+ 3 Gls Clay stab y 90Bls de crudo. Presión inyección=1.400 psi @ 1,3 BPM. Pistonean por 36 Hrs hasta obtener un Ph = 7, Recup = 419 Bls, BSW=85%, NI=5.000’, NF=5.800’. Pistonean a tanque de 500Bls por 29 Hrs., Recup=127 Bls, BSW=85%, NF=5.800’, Salinidad=4.200 ppm Cl-.
§ Bajan y asientan, RBP @ 9.838’ y RTTS @ 9.644. Realizan prueba de inyectividad a arena “U” con 2.600psi 1-3 BPM. Acidifican arena “U”, con la misma mezcla de la arena “T” PI=100 psi @ 1-3 BPM.
§ Bajan shifting tool para abrir camisa a 9.624’ y se queda pescado, desasientan RTTS y sacan.
§ Bajan RTTS a 9.650’y Bajan camisa con bomba Jet Kobe para evaluar arena “U”, Producido=14 BPH, T. Prueba=14 Hrs.
§ Evalúan arena “U+T”, bombean 3.101 Bls a 3.700 psi y Recup= 196 Bls de formación en 22Hrs.
§ Arman y Bajan Equipo REDA, asientan empacaduras, realizan prueba a la bomba BFPD=352, AMP=24-26-27, Pc=100 psi.
RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 01-07-84 U+T S 217 14 ---- 32 110 24 Se recuperó 217 BPPD COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, se recupera la producción = 217 BPPD. W.O # 14 INICIA: 16-07-85 TERMINA: 20-07-85 OBJETIVO: CAMBIO DE ARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.
277
§ Controlan el pozo con agua de wash tank. § Tratan de desasentar empacadura con 125.000 lbs sin éxito. § Bajan gauge ring de 2 ¾” tocan obstrucción @ 8.319’, circulan en reversa, salen
pedazos de cauchos de swab, con gauge ring de 1 11/16 tocan obstrucción @ 8.319’.
§ Bajan W/L 0,092 e impresion Blook marca línea de alambre. Bajan pescante trabajan con 65.000-150.000 lbs sin éxito. Después de varios intentos recobran 35’ de alambre.
§ Bajan con cortador químico @ 9.420’y cortan @ 9.411’ sacan con 5.000 lbs, bajan un nuevo cortador @ 9.344’ y tocan @ 9.340’, se queda atascado el cortador, sacan solo 15’ de herramienta y se queda 12’ dentro del hueco.
§ Bajan impresion blook @9360 indica tool de Go. RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Sin éxito Después MUERTO Sin éxito COMENTARIO: Se presentará programa para pescar completación de fondo. W.O # 15 INICIA: 14-12-07 TERMINA: 11-01-08 OBJETIVO:RECUPERAR PESCADO, EVALUAR “U+T”, DISPARAR “BT”, EVALUAR Y COMPLETAR.
§ Schlumberger realiza corte químico a 9.330' § Sacan tubería de 3-1/2", tubería sale en buenas condiciones (sin escala ni
corrosión) § Bajan over shot de 5-3/4" en tubería de 3-1/2" hasta 9.330', enganchan pescado.
Trabajan hasta con 120.000 lbs pescado se libera. Sacan y recuperan pescado 100 % (Se recupera herramientas de GO, cortador químico)
§ Toman registro USIT-CVL-VDL-GR-CCL desde 9.980' hasta 7.980'. Registro bueno en zona de interés.
§ Bajan conjunto TCP con cañones de 4-1/2" de alta penetración. Asientan Positrieve packer a 9.576', repunzonan los siguientes intervalos. Pozo no fluye.
Bajan elementos de presión y toman prueba de B'UP (BFPD = 768 BSW = 17% BPPD = 6.370 TR = 1.412 HE = 44) Pozo cerrado para B 'Up por 14:00 horas (Pwf = 1.250 psi, Ps = 2.350) Bajan BHA definitivo con bomba eléctrica sumergible (D725N) y empacadura TS, se baja separador de gas. Finalizan operaciones el 11 de Enero del 2008. RESULTADOS:
9698' - 9710' ( 12' ) @ 5 DPP
Arena " U ": 9716' - 9726' ( 10' ) @ 5 DPP
9730' - 9736' ( 6' ) @ 5 DPP
Arena " T ": 9907' - 9933' ( 26' ) @ 5 DPP
278
Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 03-feb-08 U+T PPS 548 6,0 29,2 DN 725 COMENTARIO: Trabajo satisfactorio, se completa con bomba electrosumergible, se baja empacadura “Ts”, pero no se lo asienta. W.O # 16 INICIA: 20-07-09 TERMINA: 27-07-09 OBJETIVO:REPARAR EQUIPO BES.
§ Controlan pozo con agua filtrada y tratada con químicos a la estación (se usa 16 Gls de Claytreat + 16gls de NE-18 + 1/2gl.
§ Desarman equipo B.E.S: bomba N # 1 atascada, bomba N # 2 con giro duro, separador de gas con giro semiduro; con material extraño, protector primera cámara con aceite contaminado, los dos restantes con aceite trabajado, sensor y motor eléctricamente buenos, los carretos de cable eléctricamente ok.
§ Bajan equipo B.E.S (2 bombas D-725-N + motor de 120 HP, 1.140 Vol, 66,4 Amp.) en TBG. Clase "B" midiendo calibrando y probando hasta 9.556', desarman B.O.P + casing-spool reda, instalan tubing hanger, prueban con 3.000 psi. OK.
§ Realizan prueba de producción por 14 hrs: BFPD=480, BPPD=0, BAPD=480, BSW=100%, AMP=45, HZ=57, Temp Motor=251,8, PSI intake=850, Pc=65 psi. RESULTADOS DE EVALUACIÓN:
FECHA ZONA Pcab Pman Psep
BFPD BPPD BSW Sal API GAS
psi psi psi ppm cl 60 ° F MM3
29-jul-09 U+T 100 26 24 262 105 60,0 2.600 29,2 NR 01-ago-09 U+T 100 26 24 261 131 50,0 2.800 29,2 NR 04-ago-09 U+T 100 26 24 263 239 9,0 12.500 29,2 124
COMENTARIO: Trabajo satisfactorio. LAGO – 48D Inicia perforación: 16 de Septiembre del 2008 Terminan perforación: 14 de Octubre del 2008 Fecha de Completación: 20 de Noviembre del 2008 INTERVALOS PERFORADOS: Arena "Hs" @ 5 DPP 10.303’ – 10.326’ (23') Arena "Hi" @ 5 DPP 10.352’ – 10.362’ (10') OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES. PRODUCCION INICIAL:
279
FECHA ARENAS MÉTODO BFPD BPPD BSW API PC OBSERVACIONES
06-Nov-08 “Hi ” PPH 144 117 19 28,5 CTK C. Y P. Iniciales 15-Nov-08 “Hs” PPH 360 223 38 27,3 CTK C. Y P. Iniciales PARAHUACU – 10 Fecha de completación: 01 de agosto de 2008 INTERVALOS PERFORADOS: Arena “U.inf” Arena “T.inf” 9.464’- 9.474’ (10’) @ 5DPP 9.648’ – 9.660’ (12’) @ 5DPP 9.482’ - 9.490’ (8’) @ 5DPP 9.666’ – 9.680’ (14’) @ 5DPP 9.490’ - 9.494’ (4’) SQz 9.726’ – 9.730’ (4’) @ SQz OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES. PRUEBA OFICIAL: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PC PFM Observaciones 1 19-Jul-08 “Ti” PPS 5 97,0 N/R 19,6 NR NR BES DN-1100 2 25-Jul-08 “Ui” PPS 641 11,0 NR 32,2 NR NR BES DN-1100 COMENTARIOS: Resultado satisfactorio. PARAHUACU – 11 Fecha de completación: 20 de septiembre de 2008 OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES. PRUEBAS INICIALES:
PRUEBA ZONA INTERVALO TIEMPO PRUEBA HORAS
BPPD BSW %
ºAPI 60 ºF
PC psi.
OBSERVACIÓN
29-AGO-09 “Ti” 9.709’-9.730’ 9.744’-9.754’
37 322 21 33,3 CTK Evalúan por PPH
16-DIC-97 “Ui” 9.520’-9.558’ 6 374 22 32,6 CTK Evalúan por PPH
ARENA FECHA P.C psi
BFPD BPPD Salinidadppm-CINa
BSW %
API 60° F
OBSERVACIONES
"Ui " 23-Sep-08 80 420 403 43.350 4,0 32,6 "Ui" 29-ago-07 45 398 382 49.250 4,0 32,6
COMENTARIOS: Resultado satisfactorio. W.O # 1 INICIA: 30-04-09 TERMINA: 11-05-09 OBJETIVO:CAMBIO DE BHA POR COMUNICACION TBG-CSG.
280
§ Sacan completación electrosumergible. El equipo sale en buen estado y
eléctricamente bueno. Descarga de la bomba y no-go sale taponados con material
sólido (arena fina). Giro del conjunto bes normal.
§ Bajan BHA de limpieza en tubería de 3 1/2 hasta 9.610', circulan casing - tubing
por 3 hrs para limpieza de sólidos, sacan BHA de limpieza.
§ Bajan bomba jet 10j y evalúan arena "Ui": total REC=34 bls, BFPD=120,
BSW=100%, sal=2.550 ppmcl-, te=8 hrs.
§ Reversan bomba jet. Bajan elementos de presión. Desplazan bomba jet-10j.
Evalúan arena "Ui": Total REC=136 bls, BFPD=144, BPPD=32, BSW=78%,
sal=2.550 ppmcl-, te=21 hrs.
§ Bajan equipo BES D475N (141+141+89 etapas), motor 120HP, 2.270 volt,
amp=32, en tubería de 3 1/2" hasta 9.333'.
RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes 30-04-09 Ui. PP S COMUNICACIÓN TUBING CASIG BOMBA –DN-475 Después 16-05-09 Ui PP S 366 8.0 170 31.8 42 30 BOMBA – DN 475 COMENTARIOS: Resultado satisfactorio.
281
ANEXO No. 3
DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN ACTUALES DE LOS POZOS EN
ESTUDIO DEL ÁREA LAGO AGRIO
282
FIGURA A.3.1 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GUANTA 01
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
R.T.E. = 912' COMPLETACION : 11/FEB/1986G.L.E. = 896' W.O N° 08:
W.O N° 09:W.O N° 10:
10 3/4" CASING
51 JTS, K-55, 40.5 L/P
2029' ZAPATO GUIA CEMENTADA CON 1000 sxs "A"
7" CASING
1 JTS, N-80, 26 L/P, R-2, LT&C, @ 42,6'
257 JTS, N-80, 26 L/P, R-3, LT&C, @ 10170'
3 ½" EUE N-80, 293 TUBOS
9216'
3½" CAMISA DESLIZABLE.
9251' 3 ½" EUE N-80, UN TUBO
3 ½" EUE NO-GO + STD. VALVE
9284' 3 ½" EUE N-80, UN TUBO
9286' 3½" DESCARGA
BOMBA, DN-475, SERIE 400, 142 STG
DN-475, SERIE 400, 142 STG
9325' DN-475, SERIE 400, 178 STG
9331' AGH (MANEJADOR DE GAS) SERIE 400
9333' SEPARADOR DE GAS, SERIE 400
ADAPTER
PROTECTOR, SERIE 540
9351' PROTECTOR, SERIE 540
9365' MOTOR, 150 HP, 33.5A, 2300 V, SERIE 562
9367' ADAPTER
SENSOR PHOENIX SERIE 450
9371' 7" CENTRALIZADOR
9429' 2⅞" x 5½" ON-OFF CONNECTOR
2⅞" EUE N-80, UN TUBO
9465' 2 ⅞" x 3 ½" X - O
7" x 3 ½" PACKER FHL
9500' 3 ½" x 2 ⅞" X - O
2⅞" EUE N-80, UN TUBO
2⅞" EUE N-80, NO-GO2 ⅞" EUE N-80, 2 TUBOS RANURADOS2 ⅞" EUE N-80, 2 TUBOS
9623' 2 ⅞" EUE N-80, TAPÓN CIEGO
ARENA "U" @ 9 DPP
9586' - 9622' (36')
9750' RETENEDOR DE CEMENTO
ARENA "T" @ 4 DPP
9772' -9778' (6')
9790' -9796' (6')
9798' - 9804' (6')9807' - 9812' (5')
9817' - 9836' (19')
ARENA "Hs" @ 4 DPP 9904' BRIDGE PLUG
9932' - 9954' (22')
ARENA "Hi" @ 4 DPP 9957' RETENEDOR DE CEMENTO
9961' - 9965' (4') SQZ
9970' - 9978' (8') SQZ
9984' - 9988' (4') SQZ
10088' COLLAR FLOTADOR
10170' ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 800 SXS "G"
PT(D)=10225'
PT(L)=10240'
GTA-01W.O - 10
27 de enero de 20044 de octubre de 200617 de diciembre de 2010
CABLE PLANO AWG # 4/1 CON
CAPILAR 3/8"
c
c
S
S
S
S
283
RTE:
GLE:
COMPLETACION: 08 - JUNIO - 2009
20" CASING CONDUCTOR: 1 TUBO, H-40, 94 L/P, BTC
45' ZAPATO CEMENTADO CON 100 SXS "A"
KOP
168 TR 9 5/8", N-80, 47 L/P, BTC
6054' ZAPATO 9 5/8" CEMENTADO CON 1200 SXS "A"
3½" EUE, N-80, 9,3 LB/PIE, (312 TUBOS) CLASE "A"
3½", CAMISA WEATHERFORD NUEVO # 50000435
3½" EUE, N-80, 1 TUBO "CLASE A"
3½" EUE, NO-GO BAKER N UEVO NAP-0047 W/ST VALVE
3½" EUE, N-80, 1 TUBO "CLASE A"
CABLE PLANO # 02 C/CAPILAR 3/8" 3½" x 2⅜ " EUE X-OVER REPARADO
9534' 2⅜" RD EUE, DESCARGA NUEVO
9550' BOM BA TD-1200; 176 ETAPAS, SERIE 400 / 4.0" N UEVO
9566' BOM BA TD-1200; 176 ETAPAS, SERIE 400 / 4.0" N UEVO
9569' SEPARADOR GAS TR5 SERIE 400 /4.0" NUEVO
9570' INTAKE SERIE 400 / 4.0" NUEVO
9579' SELLO TR5 SERIE 500 / 5.13" NUEVO
9587' SELLO TR5 SERIE 500 / 5.13" NUEVO
9612'M OTOR 160 HP; 1115 V; 88.5AM P, SERIE 540 / 5,4" R EP A R A D O
9615' SENSOR TR5 SERIE 400 /5.40" NUEVO
9616' 6" CENTRALIZADOR NUEVO
9620' 2⅜" PATA DE MULA NUEVO
9825'
5½ X 2⅞" ON OFF, CONECTOR REPARADO
2⅞" EUE, 1 TUBO "CLASE A"
9858' 7" x 2 ⅞" FHL PACKER REPARADO VR P 3122
ARENA "U" @ 5 DPP9928' - 9934' ( 6' ) 2⅞" EUE, 11 TUBOS "CLASE A"
9952' - 9980' ( 28' )
10214' 7" x 2 ⅞" FHL PACKER REPARADO VR P 3122
2⅞" EUE, 1 TUBO "CLASE A"
10250' 2⅞" NO-GO "CLASE A"
10252' 2⅞" NEPLO CAMPANA REPARADO
ARENA "H SUP" 5 DPP.
10296' - 10308' ( 12' )
10370' C.O.T.D.
10374' 7" COLLAR FLOTADOR PERFORADO
10450' ZAPATO 7" ( CEMENTADO CON 540 SXS "G")
PTdrill =10450' (MD)
PT log = 10365' ( MD)
10450 1,68°
INCLIN. GRADOS
2062' 30,3°
6054 0,80°
MAXIMO ANGULO 30.3° @ 2062 MD Y 1981 TVD
SE UTILIZARON:10 GUARDACABLES, 311 PROTECTORES CANNON + 310 M ID JOINTS + 70' DE M LC FLAT CABLE
939' GUANTA - 23D902' C & PI
9533'
9500'
9468'
MD PIES
S
S
Cc V
FIGURA A.3.2 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GUANTA 23D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
284
RTE: COMPLETACIÓN : 3-ABRIL-2009
GLE: 902'
EMR: 20" CSG SUPERFICIAL
45' ZAPATO 20" CEMENTADO
CSG 9-5/8", C-95, 47 L/P, BTC TOTAL 172 JUNTAS
3 1/2", EUE, N-80, 337 TUBOS (CLASE A)
KOP
172 TR 9 5/8". C-95, 47 L/P. BTC
ZAPATO 9 5/8" CEMENTADO 2160 SXS "A"
KOP
CABLE SOLIDO 2 CON CAPILAR 3/8"
CAPILAR DE 1/4" DESDE CENTRALIZADOR
AL INTAKE 288+1 TUBO CORTO (19,27') TR 7", C-95. 26 L/P. BTC
3 1/2" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=2,81")
3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO
3 1/2" EUE, NO-GO CON STD. VALVE
10428' 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO
3 1/2" x 2 7/8" EUE, REDUCCION
10429' 2 7/8" EUE, DESCARGA
BOMBA ESP TD-450 ; 176 ETAPAS, SERIE 400
10461' BOMBA ESP TD-450 ; 176 ETAPAS, SERIE 400
10464' SEPARADOR DE GAS TR-4, SERIE 400
10467' SEPARADOR DE GAS TR-4, SERIE 400
INTAKE SERIE 400
10468' SELLO TR-4 AR PFDB SST DBG, SERIE 400
10479' SELLO TR-4 AR PFDB SST DBG, SERIE 400
10498' SENSOR TR-4 SMART GUARD, SERIE 456
10501' 5-1/2" CENTRALIZADOR
5-1/2" CAMISA DE REFRIGERACION
7" CENTRALIZADOR
10531'
10925' COTD
10928' 7" COLLAR FLOTADOR
7" ZAPATO CEMENTADO CON 580 SXS "G".11008'
PTdrill =11008'
PT log =11004'
27'
EMPATES CABLE
10326'
5
MOTOR TR-4 100 HP; 1345 V; 46 AMP; SERIE 456
10502'
ARENA "U" @ 5 DPP
2 7/8" TUBO CORTO PATA DE MULA
10522' - 10531' (9')
11008 2,19
PROTECTORESCANNON 336
6793 13,12
7833 3,3
2241 39,84
6032 23,87
MD PIES
INCLINACION GRADOS
470 3,19
GUANTA - 25DC & P
939'
400'
MID JOINT 336
10395'
6655'
DE CABLE
CAMISA DE REFRIGERACION DESDE
CENTRALIZADOR DE 5 1/2" HASTA
INTAKE
10536' - 10576' (40')
10523'
7928'
1° 4555'
2° 9055'
DE EQUIPO -
S
S
FIGURA A.3.3 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GUANTA 25D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
285
RTE: 924'
COMPLETACIÓN : 13-ENE-2010
EMR: 26'
20" CSG, 10 TUBOS, C-95, 72 L/P, BTC, PILOTEADO
300' 20" ZAPATO, CEMENTADO CON 616 SXS TIPO "A"
13 3/8" CSG, 187 TUBOS, C-95, 72 L/P, BTC
3 1/2" (314) TUBOS SEC CLASE "A"
6938' 13 3/8" Z. CEMENTADO CON 2350 SXS CLASE "A"
9 5/8" CSG, 230 TUBOS, C-95, 47 L/P, BTC
9865' 9 5/8" X 7" TOPE COLGADOR
10048' 9 5/8" ZAPATO CEMENTADO C/ 1075 SXS CLASE "A"
7" LINER: 39 TUBOS, C-95, 26 L/P, BTC
9987'
3- 1/2" EUE CAMISA (ID= 2.81")
10021' 3 1/2" EUE, SEC, (1) TUBO
3 1/2" EUE NO-GO C/STD. VALVE (ID= 2.75")
10053' 3 1/2" EUE, SEC, (1) TUBO
3 1/2" x 2 7/8" X-O + DESCARGA
10054'10066' BOMBA DN-1100; 145 ETAPAS, SERIE 400
BOMBA DN-1100; 182 ETAPAS, SERIE 400
10080' AGH D-5, SERIE 400
10087' SEPARADOR DE GAS, SERIE 400
10090' PROTECTOR LSBPB, SERIE 540
10108' PROTECTOR BPBSL, SERIE 540
10127'
10131' SENSOR PHOENIX TIPO XT-O
7" CENTRALIZADOR
10212' - 10224' (12')
10224' - 10226' (2'); SQ CPI
10300'
7" EZ DRILL
10964' - 10974' (10')
11100'
7" EZ DRILL
11338' - 11359' (21')
11582' 7" LANDING COLLAR PERFORADO
11632' 7" COLLAR FLOTADOR
11683' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO C/ 484 SXS CLASE "G"
Y 242 SXS CEMENTO ELASTI CEM
32,79°
ARENA "Us" (5 DPP)
GUANTA - GTA 41DC&Pi
TD (MD)=11686'
7898 11,67
11682 0,76°
MOTOR 165 HP; 2074 V; 52 AMP; SERIE 540
ARENA "BASAL TENA" (5 DPP)
6863
TD (LG)=11685'
GLE: 898'
ARENA "Hs" (5 DPP)
SE INSTALAN 314 PROTECTORES CANNON Y 314
MID JOINT
MD PIES
INCLINAC GRADOS
545' 4,42°3087 41°
Cc V
S
S
FIGURA A.3.4 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GUANTA 41D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
286
RTE: 935'
COMPLETACIÓN : 12-MAY-2010
EMR: 37'
20" CSG, 7 TUBOS, H-40, 94 L/P, BTC, PILOTEADO
302' 20" ZAPATO CEMENTADO CON 429 SXS TIPO "A"
13 3/8" CSG, 175 TUBOS, C-95, 72 L/P, BTC, R-3
ANGULO EN ZAPATO: 22.41°
7162' 13 3/8" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 2344 SXS
TIPO "A"
Profundidad Desviación (°)
9 5/8" CSG, 233 TUBOS, C-95, 47 L/P, BTC, R-3
3 1/2", 312 TUBOS EUE CLASE "B", 9.5 L/P
3- 1/2" EUE CAMISA (ID= 2.81")
3 1/2" EUE, SEC, (1) TUBO
3 1/2" EUE NO-GO C/STD. VALVE (ID= 2.75")3 1/2" EUE, SEC, (1) TUBO
3 1/2" x 2 7/8" X-O + DESCARGA
BOMBA TD-850; 81 ETAPAS, SERIE 400
BOMBA TD-850; 162 ETAPAS, SERIE 400
SEPARADOR DE GAS, SERIE 513
INTAKE ACOPLADO CON CAMISA DE CIRCULACION DE 7"
PROTECTOR TR5, SERIE 513
SENSOR TR5, SMARTGUARD
7" CENTRALIZADOR
9906' 9 5/8" X 7" COLGADOR
9 5/8" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 859 SXS TIPO "G"10128'
7" LINER: 40 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, 26 L/P,
BTC, R-3
INTERVALO: 11168'-11202' (34')
11594'
7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 320 SXS TIPO "G"
PTper (MD)=11690'
PTlog (MD)=11690'
6452'
8346'
11690' 0,8
42,03
40,48
30,16
3,56
438' 3,67
1148'
2190'
20,21
4085'
9749'
9777'
9750'
7" COLLAR FLOTADOR
9808'
11685'
9789'
9820'
9773'
GUANTA - GTA 42DC&Pi
GLE: 898'
UTILIZAN 311 PROTECTORES CANNON, 314 MID JOINT, 50
SUNCHOS Y 8 GUARDA CABLES
9683'
9686'
9717'
PROTECTOR TR5, SERIE 513MOTOR 120 HP; 2165 V; 33 AMP; SERIE 540
ARENA "Ti" (5 DPP)
Cc V
S
S
FIGURA A.3.5 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GUANTA 42D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
287
COMPLETACIÓN: 02-Mar-71
GLE: 994'
RTE: 978' W.O. No. 14: 20-Jul-85W.O. No. 15: 11-Ene-08
CSG SUPERFICIAL
9 5/8", H-40, 32.3 L/P, ST&C, 23 JTS
ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 350 SXS
NIVEL = 3614
API = 29,4
PROFUNDIDAD DE SENSOR = 9564 7" CASING 105 JTS, S-95, 23L/FT, ST&C @ 10185'
GRAD = 0,3808 55 JTS, K-55, 26L/FT, ST&C @ 6869'
PSI = 2266 166 JTS, K-55, 23L/FT, LT&C @ 5169'
PWF = 2324
3 1/2" EUE, N-80, 9,3 L/P, 297 TUBOS
9353' 3 1/2" CAMISA DE CIRCULACION
3 1/2" EUE, N-80 UN TUBO
9387' 3 1/2" EUE, NO - GO
3 1/2" x 2 7/8" X-OVER
9428' 7" x 2 7/8" PACKER TS (No esta asentado)
2 7/8" EUE, N-80 UN TUBO
9466' 2 7/8" EUE, CAMISA
2 7/8" EUE, N-80 UN TUBO
9501' 2 7/8" EUE, NO - GO
2 7/8" x 3 1/2" X-OVER
9503' 3 1/2" EUE, ADAPTER Y DESCARGA
9504'
BOMBA DN-725, SERIE 400, 157 STG
9516'
BOMBA DN-725, SERIE 400, 157 STG
9528' SEPARADOR DE GAS, SERIE 400
9530'
SELLO PROTECTOR, SERIE 540
SELLO PROTECTOR, SERIE 540
9551'
MOTOR 150 HP, 1404 VLT, 64,5 AMP, SERIE 562
9564' SENSOR
9569' 7" CENTRALIZADOR
9907'-9933' (26') 9946'-9948' (2') SQ
9970' RETENEDOR
10000' CIBP
10060'-10096' (36') 10104'-10108' (4') 10121'-10127' (6')
COLLAR FLOTADOR
PT= 10189'ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 300 SXS
9698'-9710' (12') 9716'-9726' (10') 9730'-9736' (6')
ARENA "T" @ 9 DPP
ARENA "H" @ 2 DPP
LAG - 25
760'
W.O. Nº 15
9766'-9770' (4') SQ
ARENA "U" @ 9 DPP
10185'
10151'
S
S
FIGURA A.3.6 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO LAGO 25
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
288
COMPLETACIÓN : 20-NOV-2008
RTE: 1016'
GLE: 979' 41' 20" CASING CONDUCTOR: K-55, 94 L/P, 1 TUBO.
EMR: 37'
13⅜" CSG SUP.: C-95, 72 L/P, BTC, 152 TUBOS
400' KOP
3½", EUE, N-80, 325 TUBOS (CLASE A)
5561' KOP
6026' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL 13⅜"
(CEMENTADA CON 1700 SXS TIPO "A" )
9⅝", CSG: C-95, 47 L/P, BTC, 287 TUBOS + 1 TUBO
10083' CORTO (4').
3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=2,81")
10117' 3½" EUE, N-80, 1 TUBO
3½" EUE, NO - GO CON STD VALVE
10149' 3½" EUE, N-80, 1 TUBO
3½" x 2⅜" X-OVER
10151' 2⅜" DESCARGA
10162' BOMBA FC-450; 231 ETAPAS, SERIE 400
10181' BOMBA FC-450; 173 ETAPAS, SERIE 400
10184' SEPARADOR DE GAS SERIE 400
10195' PROTECTOR SERIE 400
10223' 5 1/2" CAMISA DE REFRIGERACION
10224' 5 1/2" CENTRALIZADOR
10225' 7" CENTRALIZADOR
10303' - 10326' ( 23' )
10340' 9⅝" CIBP
10352' - 10362' ( 10' )
10407' 9⅞" COLLAR FLOTADOR
9⅝" ZAPATA GUIA CEMENTADA CON 1000 SXS DE
CEMENTO TIPO "G"
LAGO AGRIO - 48D
MOTOR 102 HP; 1293 V; 54 AMP; SERIE 450
SENSOR CENTINEL10218'
INCLINACION GRADOS
19,22
31,68'
C & Pi
20,09
PROTECTORES
CANNON
MID JINT
MD PIES
1496
2251
4142
PT log =10489'
PTdrill =10488'10482'
300
299
ARENA "H.inf" @ 5 DPP
ARENA "H.sup" @ 5 DPP
S
S
FIGURA A.3.7 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO LAGO 48D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
289
COMPLETACIÓN: 1-Agosto-08
GLE: 959'
RTE: 991'
CSG SUPERFICIAL
73 TUBOS, K-55, 40,5 LBS/PIE, BTC / STC
ZAPATO GUIA SUPERF.CEMENTADO CON 709 SXS TIPO "A"
7" CASING: C-95, 26 LB/PIE, BTC, 271 TUBOS
3 1/2" EUE, N-80, 9,3 L/P, 290 TUBOS
9146'3 1/2" EUE, CAMISA DE CIRCULACION (ID=2,81")
9149'3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO
9181'3 1/2" EUE, NO - GO (CON ST. VALVE)
9182'
3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO
9213' DESCARGA ESP. SERIE 400
9214' DESCARGA PHOENIX
9214'BOMBA REDA DN-1100, 145 ETAPAS, SERIE 400
9226'BOMBA REDA DN-1100, 145 ETAPAS, SERIE 400
9238'AGH 400S / N8DN8F01623
ADAPTER SERIE 400/5409245'
SEPARADOR DE GAS, SERIE 540
9247'
PROTECTOR TIPO LSLSL, SERIE 540
9256'
PROTECTOR TIPOBPBSL, SERIE 540
9265'MOTOR 120/150 HP, 2437/2575 VLT, 31/36 AMP, SERIE 540
9284'
ADAPTER SERIE 540/450
9285' SENSOR PHOENIX SERIE 4509287'
7" CENTRALIZADOR
9464' -9474' (10' )
9580' 7" CIBP
9648' - 9660' ( 12' )
9666' - 9680' ( 14' )
9726' - 9730' (4' ) SQZ
9780' C.OT.D
10000' 9787' COLLAR FLOTADOR
PT= 9887'
PARAHUACU - 10C & Pi
760'
9482' -9490' ( 8' )
ARENA "U. inf." @ 5 DPP
9883'' ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 670 SXS TIPO "G"
ARENA "T.inf." @ (5 DPP)
S
S
FIGURA A.3.8 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO PARAHUACU 10
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
290
FECHA DE COMPLETACIÓN: GLE: 983' W.O. Nº 01: 11-MAY-09 RTE: 1015'
10 3/4" CASING, K-55, 40,5 LP/PIE BTC/STC
3035' ZAPATO GUIA SUPERFICIALCEMENTADO CON 1060 SXS TIPO "A"
7" CASING 213 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, BTC, 26 LB/PIE
3 1/2" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 301 TUBOS (CLASE A)9192'
3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE ( ID = 2,81 )
9225' 3½" EUE, N-80, 1 TUBO
3½" EUE, N-80, NO-GO (ID 2,75) CON ST. VALVE
3½" EUE, N-80, 1 TUBO
9256'9257'
9265' BOMBA REDA: D-475N - 86 ETAPAS SERIE 400
BOMBA REDA: D-475N - 141 ETAPAS SERIE 400
BOMBA REDA: D-475N - 141 ETAPAS SERIE 400
AGH D5 - 21 CR - CT SERIE 400
SEPARADOR DE GAS TIPO "DRS-RA" SERIE 400
ADAPTER SERIE 400/540
PROTECTOR, TIPO LSLSL - INC, SERIE 540
PROTECTOR, TIPO BPBSL-INC, SERIE 540
MOTOR: 120 HP 2270 V, 32 A, 60 Hz SERIE 562
ADAPTER DE SENSOR
SENSOR PHOENIX, TIPO 0
7" CENTRALIZADOR
ARENA "U. inf" ( 5 DPP )
9488' - 9510' ( 22' )
9610' COTD (WO-O1)9620' 7" EZ-DRILL (CPI)
ARENA "T inf" ( 5 DPP )
9709' - 9730' ( 21' )
9744' - 9754' ( 10' )
9825' COTD (CPI)9831' 7" COLLAR FLOTADOR
9926' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1380 SXS CLASE "G"
PT drill = 9930'PT log = 9936'
4/1 ELB G5F9218 FT
MLE 4 65 FT
DV-TOOL
9288'
9329'
7991'
9295'
9277'
20-sep-08
PARAHUACU - 11W. O. Nº 01
Cable Plano N° 02. Con capilar 3/8"
9333'
9315'
9297'
3 1/2" DESCARGA
S
S
S
FIGURA A.3.9 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO PARAHUACU 11
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
291
ANEXO No. 4
CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN
292
FIGURA A.4.1 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GUANTA-01
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
FIGURA A.4.2 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GUANTA-23D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
FIGURA A.4.3 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GUANTA-25D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
293
FIGURA A.4.4 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GUANTA-41D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
FIGURA A.4.5 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GUANTA-42D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
FIGURA A.4.6 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN LAGO-25
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
294
FIGURA A.4.7 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN LAGO-48D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
FIGURA A.4.8 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN PARAHUACU-10
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
FIGURA A.4.9 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN PARAHUACU-11
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
295
ANEXO No. 5
HISTORIALES DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS
SELECCIONADOS CON BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DEL
ÁREA LAGO AGRIO
296
TABLA A.5.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO GTA-01
FECHA ARENA MÉTODO BFPD BPPD %BSW °API P.cab [psi] P.int [psi]
sep-08 "U" PPS 395 393 0,5 29,6 50 N/R
oct-08 "U" PPS 404 403 0,2 28,2 50 N/R
nov-08 "U" PPS 415 414 0,2 29,2 65 N/R
dic-08 "U" PPS 430 429 0,2 29,5 100 N/R
ene-09 "U" PPS 378 377 0,3 29,3 62 N/R
feb-09 "U" PPS 415 414 0,2 29,5 62 N/R
mar-09 "U" PPS 471 469 0,5 29,5 50 N/R
abr-09 "U" PPS 441 439 0,5 29,3 50 N/R
jun-09 "U" PPS 449 448 0,2 29,5 60 N/R
jul-09 "U" PPS 561 558 0,5 29,4 50 N/R
ago-09 "U" PPS 466 465 0,3 29,6 50 N/R
sep-09 "U" PPS 466 465 0,3 29,6 60 N/R
oct-09 "U" PPS 477 476 0,3 29,7 46 N/R
nov-09 "U" PPS 474 473 0,2 29,0 55 N/R
dic-09 "U" PPS 438 437 0,3 29,4 60 N/R
ene-10 "U" PPS 458 457 0,2 29,2 40 N/R
feb-10 "U" PPS 460 459 0,3 29,3 60 N/R
mar-10 "U" PPS 400 399 0,2 29,3 60 N/R
abr-10 "U" PPS 437 436 0,2 29,2 60 N/R
may-10 "U" PPS 426 425 0,2 29,3 60 N/R
jun-10 "U" PPS 377 376 0,2 29,3 70 N/R
jul-10 "U" PPS 404 403 0,2 29,7 70 N/R
ago-10 "U" PPS 389 388 0,2 29,6 50 N/R
sep-10 "U" PPS 415 414 0,2 29,3 50 N/R
oct-10 "U" PPS 437 436 0,3 29,3 50 N/R
nov-10 "U" PPS 299 298 0,2 29,6 50 N/R
dic-10
TECNICO EPP CHEQUEA POZO: DETECTA BAJO AISLAMIENTO Y FASES DESBALANCEADAS INICIA W.O # 10 RIG SINOPEC 905
FINALIZA W.O # 10. BAJAN BES DN 475 CON VSD
ene-11 "U"
(24HRS realizando estimulación a la arena "U" con CTU con 60Bls de ONESTEP (probar pozo)
feb-11 "U" PPS 330 326 1,2 29,8 58 586
mar-11 "U" PPS 336 335 0,4 29,5 86 564
abr-11 "U" PPS 499 497,5 0,3 29,5 60 572
may-11 "U" PPS 200 199,4 0,3 29,5 60 N/R
jun-11 "U" PPS 135 135 0 28,7 62 N/R
jul-11 "U" PPS 247 244,78 0,9 28,7 62 N/R
ago-11 "U" PPS 350 348,95 0,3 28,6 65 N/R
sep-11 "U" PPS 344 341 0,8 28,6 65 N/R
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
297
TABLA A.5.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO GTA-23D
FECHA MÉTODO ARENA BFPD BPPD %BSW °API
may-09 INICIA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES
jun-09 FINALIZA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES BAJAN 2 BOMBAS TD-1200
jul-09 PPS Hs 547 536 2 28,3
ago-09 PPS Hs 559 553 1 28,3
sep-09 PPS Hs 530 525 1 28,3
oct-09 PPS Hs 413 410 0,8 28,3
nov-09 PPS Hs 475 470 1 28,3
dic-09 PPS Hs 439 435 1 28,3
ene-10 PPS Hs 441 437 1 28,3
feb-10 PPS Hs 365 361 1 28,3
mar-10 PPS Hs 524 519 1 28,3
abr-10 PPS Hs 338 335 1 28,3
may-10 PPS Hs 291 288 1 28,3
jun-10 PPS Hs 410 406 1 28,3
jul-10 PPS Hs 308 305 1 28,3
ago-10 PPS Hs 182 178 2 28,3
sep-10 Técnico de Wood Group intenta arrancar equipo BES por varias ocasiones, sin éxito, Equipo BES atascado.
oct-10 PPS Hs 350 346 1,14 28,3
nov-10 PPS Hs 228 221 3,07 28,3
dic-10 PPS Hs 370 348 5,95 28,3
ene-11 PPS Hs 308 292,6 5 28,3
feb-11 PPS Hs 211 200,45 5 28,3
mar-11 PPS Hs 365 343,1 6 28,3
abr-11 PPS Hs 182 171,08 6 28,3
may-11 PPS Hs 213 202,35 5 29,5
jun-11 PPS Hs 68 65,28 4 29,5
jul-11 PPS Hs 163 158,11 3 29,7
ago-11 PPS Hs 144 139,68 3 29,7
sep-11 PPS Hs 151 146 3 29,7
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
298
TABLA A.5.3 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO GTA-25D
FECHA ARE BFPD BPPD %BSW °API MÈTODO OBSERVACIONES
ene-09 Ui INICIA PERFORACIÓN RIG HP-138
feb-09 Ui FINALIZA PERFORACIÓN RIG HP-138
mar-09 Ui INICIA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES RIG-GEOPETSA 01
03-abr-09 Ui FINALIZA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES RIG-GEOPETSA 01
04-abr-09 Ui 378 45 88
PPS LIMIANDOSE LUEGO DE C. & P. INICIALES
07-abr-09 12HRS; INSTALA LÍNEAS Y MECHERO, PARA DRENAR GAS, FUERA DE LOCACIÓN. PRODUCCIÓN INESTABLE
08-abr-09 Ui 314 267 15 29,4 PPS PRESIÓN INTAKE, INESTABLE.
10-abr-09 TOMA NF= 2.354', Y CHEQUEA PARAMETROS : HZ=54, AMP=26 , VOLT=431, SALINIDAD=20.750
11-abr-09 Ui 307 295 4 29,6 PPS PRESIÓN INTAKE, INESTABLE.
13-abr-09 ESTABILIZANDO PRODUCCIÓN Y BSW LUEGO DE C&PI, BSW eval.= 19 %, BSW actual = 4 %.
16-abr-09 Ui 348 334 4 29,7 PPS
25-abr-09 Ui 307 304 1 29,7 PPS ESTABILZANDO BSW, PRODUCCIÓN Y P. INTAKE
01-may-09 Ui 252 249 1 29,7 PPS
06-may-09 Ui 303 299 1,4 29,7 PPS
14-may-09 08HRS; DRENAJE Y EMPATE DE LÍNEA DE 6-5/8" A MANIFOLD de LOCACIÓN POZO GTA-13
15-may-09 Ui 344 341 0,8 29,7 PPS
14-may-09 04HRS; REUBICANDO LÍNEA DE FLUJO PARA MOVILIZA RIG
21-may-09 Ui 348 345 1 29,7 PPS
27-may-09 Ui 231 231 0,2 29,7 PPS
jun-09 Ui 292 291 0,3 29,7 PPS
jul-09 Ui 292 291 0,3 29,7 PPS
ago-09 Ui 291 290 0,3 29,7 PPS
sep-09 Ui 291 290 0,2 29,7 PPS
oct-09 Ui 285 284 0,3 29,7 PPS
nov-09 Ui 279 278 0,3 29,7 PPS
dic-09 Ui 273 271,91 0,4 29,3 PPS
ene-10 Ui 273 271,91 0,4 29,6 PPS
CONTINUACIÓN TABLA A.5.3
299
feb-10 Ui 240 238 0,83 29,6 PPS DECLINA FLUIDOS.
mar-10 Ui 228 225,72 1 29,8 PPS
abr-10 Ui 202 200 0,99 29,9 PPS PRUEBA BAJA.
may-10 Ui 224 221,76 1 28,5 PPS
jun-10 Ui 323 320 0,93 28,8 PPS PRUEBAN POZO, OK.
jul-10 Ui 218 215,82 1 28,6 PPS
ago-10 Ui 286 282,57 1,2 29,7 PPS POZO NORMAL.
sep-10 Ui 241 239 0,83 29,7 PPS
oct-10 Ui 213 210,87 1 29,6 PPS
nov-10 Ui 163 161 1,23 29,6 PPS
dic-10 Ui 232 229,68 1 29,6 PPS
ene-11 Ui 188 186 1,06 29,7 PPS SEPARADOR DE PRUEBA FUERA DE SERVICIO.
feb-11 Ui 48 48 0 29,7 PPS PRUEBA BAJA, REPETIR.
mar-11 Ui 176 174,24 1 29,7 PPS PRUEBAN POZO, OK.
abr-11 Ui 176 174,24 1 29,6 PPS DESGASIFICAN POZO.
may-11 Ui 150 148,5 1 29,6 PPS PRUEBAN POZO, OK.
jun-11 Ui 224 221,76 1 29,6 PPS PRUEBA ALTA.
jul-11 Ui 146 144,54 1 29,6 PPS
ago-11 Ui 144 142,56 1 29,6 PPS
sep-11 Ui 160 158 1 29,6 PPS
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
300
TABLA A.5.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO GTA-41D
FECHA MÉTODO ZONA BFPD BPPD %BSW °API
sep-09 Rig-CPV-23 Inicia perforación a las 20h00
nov-09 Rig-CPV-23 Finaliza perforación a las 19h00
dic-09 Rig - Triboilgas-101 inicia operaciones de Completación y Pruebas Iniciales a las 17h00
ene-10 Rig - Triboilgas-101 Finaliza operaciones de Completación y Pruebas Iniciales, bajan BES DN-1100.
feb-10 PPS BT 739 735 0,6 29,1
mar-10 PPS BT 718 714 0,6 29,2
abr-10 PPS BT 684 678 0,9 29,4
may-10 PPS BT 684 679 0,8 29,4
jun-10 PPS BT 620 617 0,5 29,5
jul-10 PPS BT 456 453 0,6 29,3
ago-10 PPS BT 593 588 0,84 29,2
sep-10 PPS BT 418 376 10 29,3
oct-10 PPS BT 446 397 11 29,5
nov-10 PPS BT 317 279 12 29,5
dic-10 PPS BT 399 347 13 29,4
ene-11 PPS BT 373 313 16 29,2
feb-11 PPS BT 339 281 17 29,2
mar-11 PPS BT 362 290 20 29,1
abr-11 PPS BT 407 407 20 29,5
may-11 PPS BT 277 22 20 29,4
jun-11 PPS BT 239 172 28,03 29,4
jul-11 PPS BT 270 194,4 28 29,5
ago-11 PPS BT 236 169,92 28 29,5
sep-11 PPS BT 284 204 28 29,5
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
301
TABLA A.5.5 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO GTA-42D
FECHA BFPD BPPD %BSW °API ARENA MÉTODO
22-feb-10 RIG SINOPEC INICIA PERFORACIÓN A LAS 18H00 (NOMBRE DEL POZO INICIA COMO GTA-RW03D)
22-mar-10 RIG SINOPEC FINALIZA PERFORACIÓN A LAS 06H00
16-abr-10 RIG TRIBOIL GAS - 09 INICIA OPERACIONES DE COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES A LAS 22H00
12-may-10 RIG TRIBOIL GAS - 09 FINALIZA OPERACIONES DE COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES A LAS 06H00. BAJAN EQUIPO BES TD-850
16-may-10 653 522 20 29,4 Ti PPS
jun-10 810 705 13 29,6 Ti PPS
05-jul-10 846 736 13 29,1 Ti PPS
13-jul-10 A ESTE POZO SE LE CAMBIA EL NOMBRE DE GTA-RW03D A GTA-42D
13-jul-10 435 422 13 29,6 Ti PPS
ago-10 555 483 13 29,6 Ti PPS
sep-10 757 666 12 29,2 Ti PPS
oct-10 572 469 18 29,3 Ti PPS
nov-10 456 310 32 29,9 Ti PPS
dic-10 494 306 38 29,7 Ti PPS
ene-11 546 328 40 29,7 Ti PPS
feb-11 505 303 40 29,7 Ti PPS
08-mar-11 404 250 38 29,6 Ti PPS
28-mar-11 REUBICACIÓN DE LÍNEA DE ALTA TENSIÓN Y EQUIPOS DE SUPERFICIE (BES OFF 12H00)
30-mar-11 REUBICACIÓN DE LÍNEA DE ALTA TENSIÓN Y EQUIPOS DE SUPERFICIE (BES OFF 12H00)
abr-11 426 256 40 28,4 Ti PPS
may-11 367 220 40 28,7 Ti PPS
jun-11 337 202 40 28,7 Ti PPS
jul-11 307 184,2 40 28,7 Ti PPS
ago-11 333 199,8 40 28,6 Ti PPS
sep-11 382 229 40 28,6 Ti PPS
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
302
TABLA A.5.6 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO LAG-25
FECHA BFP
D BPPD API BSW ARENA MÉTODO OBSERVACIONES
jun-09 260 255 29,8 2,0 UT PPS
08-Jul-09 262 257 29,8 2,0 UT PPS
17-Jul-09 12Hrs. Realizan mantenimiento eléctrico. Intentan arrancar BES sin éxito Bomba atascada Espera W. O.
20-Jul-09 Inicia W.O. # 16 a las 18H00 (Reparar Bes, por atascamiento, fases desbalanceadas)
27-Jul-09 Finliza W.O. # 16 a las 12H00 (Bajan Bes Reda DN-725)
29-Jul-09 262 105 29 60,0 UT PPS
ago-09 278 264 29,6 5,0 UT PPS Sal= 16.800 ppmcl-
sep-09 264 251 29,6 5,0 UT PPS
18-Oct-09 254 241 29,5 5,0 UT PPS
20-Oct-09 12Hrs. Off por daño y robo de cable en VSD.
30-Oct-09 239 227 29,6 5,0 UT PPS Nivel= 5.740'
nov-09 280 265 29,4 5,2 UT PPS Nivel= 5.860'. P.intake tomada con echomether
dic-09 260 257 29,2 1,0 UT PPS
ene-10 269 266 29,5 1,0 UT PPS Nivel= 6.991'. P.intake tomada con echomether
feb-10 292 289 29,3 1,0 UT PPS Nivel= 6.388'. P.intake tomada con echomether
mar-10 281 278 29,2 1,0 UT PPS
abr-10 264 261 29,9 1,0 UT PPS Nivel= 4.544'.
may-10 269 266 29,3 1,0 UT PPS Nivel= 4.515'. P.intake tomada con echomether
jun-10 224 222 29,5 1,0 UT PPS
jul-10 244 242 29,3 1,0 UT PPS
ago-10 244 242 29,6 1,0 UT PPS
sep-10 233 231 29,4 1,0 UT PPS Nivel= 6.487'. P.intake no marca
oct-10 213 211 29,4 1,0 UT PPS Nivel= 4.500'. P.intake tomada con echomether
nov-10 219 217 29,8 1,0 UT PPS Nivel= 4.542'. P.intake tomada con echomether
dic-10 205 203 29,6 1,2 UT PPS
ene-11 POZO SE APAGA POR PROBLEMAS EN LA LÍNEA DE ALTA TENSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO EPP, INTENTAN ARRANCAR BES SIN ÉXITO. EQUIPO BES ATASCADO.
feb-11 221 219 29,5 1,0 UT PPS Pozo normal.
mar-11 221 219 29,5 1,0 UT PPS Prueban pozo, Ok.
abr-11 281 278 29,6 1,2 UT PPS
may-11 250 246 29,6 1,6 UT PPS Desgasifican pozo.
jun-11 333 329 29,5 1,2 UT PPS
jul-11 251 247,9 29,5 3,01 UT PPS Prueban pozo, ok.
ago-11 232 230 29,4 0,86 UT PPS Prueba baja.
sep-11 254 251 29,4 1,2 UT PPS Pozo normal.
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
303
TABLA A.5.7 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO LAG-48D
FECHA MÉTODO ZONA BFPD BPPD %BSW OBSERVACIONES
26-Oct-08 Rig Geopetsa - 02 Inicia Completación y pruebas Iniciales
20-Nov-08 Rig Geopetsa - 02 Finaliza Completación y pruebas Iniciales
24-Nov-08 PPS Hs 227 225 0,8
dic-08 PPS Hs 221 219 0,7
ene-09 PPS Hs 208 207 0,7
feb-09 PPS Hs 247 245 9,0
mar-09 PPS Hs 263 261 9,0
abr-09 PPS Hs 259 257 9,0
may-09 PPS Hs 280 277 9,0
jun-09 PPS Hs 332 319 40,0
jul-09 PPS Hs 331 318 40,0
ago-09 PPS Hs 307 304 10,0
sep-09 PPS Hs 323 320 10,0
oct-09 PPS Hs 342 339 10,0
dic-09 PPS Hs 311 310 2,0
ene-10 PPS Hs 299 298 2,0
feb-10 PPS Hs 372 371 2,0
mar-10 PPS Hs 366 365 2,0
abr-10 PPS Hs 402 402 1,0
may-10 PPS Hs 370 369 2,0
jun-10 PPS Hs 331 330 2,0
jul-10 PPS Hs 390 389 2,0
ago-10 PPS Hs 370 369 2,0
sep-10 PPS Hs 256 255 2,0
oct-10 PPS Hs 343 342 2,0
nov-10 PPS Hs 394 393 2,0
dic-10 PPS Hs 398 398 1,0
ene-11 PPS Hs 366 364 0,6
feb-11 PPS Hs 390 378,3 3 Pozo normal.
mar-11 PPS Hs 284 282,3 0,6 Prueba baja.
abr-11 PPS Hs 295 293,23 0,6 Prueba baja, realizar curva de tendencia.
may-11 PPS Hs 287 284,13 1 Prueban pozo, Ok.
jun-11 PPS Hs 288 282,24 2 Prueban pozo, Ok.
jul-11 PPS Hs 268 262,64 2 Prueban pozo, Ok.
ago-11 PPS Hs 355 341 3,94 Producción normal.
sep-11 PPS Hs 316 303 4 Producción normal.
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
304
TABLA A.5.8 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO PRH-10 FECHA ARENA BFPD BPPD %BSW °API MÉTODO OBSERVACIONES
02-Jul-08 INICIA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES
01-Ago-08 TERMINA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES
22-Ago-08 Ui 718 713 0,7 33,5 PPS BOMBA DN-1100
sep-08 Ui 741 739 0,3 31,3 PPS
oct-08 Ui 752 750 0,2 33,0 PPS
nov-08 Ui 785 783 0,3 32,4 PPS
03-Dic-08 Ui 726 724 0,3 33,0 PPS
16-Dic-08 Toman Build Up
14-Ene-09 Ui 725 724 0,2 32,6 PPS
15-Ene-09 Pozo cerrado desde 22h00 para prueba de Build Up, reinicia producción el 17 de Enero
feb-09 Ui 725 724 0,2 32,4 PPS
mar-09 Ui 733 732 0,2 32,5 PPS
abr-09 Ui 711 710 0,2 32,4 PPS
may-09 Ui 630 629 0,2 32,5 PPS
jun-09 Ui 611 610 0,2 33,4 PPS
jul-09 Ui 609 608 0,2 33,2 PPS
ago-09 Ui 623 622 0,2 33,1 PPS
sep-09 Ui 611 610 0,2 33,4 PPS
oct-09 Ui 615 614 0,2 33,7 PPS
nov-09 Ui 579 578 0,2 33,2 PPS
dic-09 Ui 532 531 0,2 33,2 PPS Sensor inutilizado.
ene-10 Ui 516 515 0,2 33,4 PPS
feb-10 Ui 504 503 0,2 33,0 PPS
mar-10 Ui 504 503 0,2 33,0 PPS
abr-10 Ui 556 555 0,2 33,4 PPS
may-10 Ui 571 570 0,2 33,2 PPS
jun-10 Ui 567 566 0,2 33,4 PPS
jul-10 Ui 583 582 0,2 33,1 PPS
ago-10 Ui 544 543 0,2 33,3 PPS
sep-10 Ui 512 511 0,2 33.4 PPS
oct-10 Ui 524 523 0,2 33,7 PPS
20-Nov-10 Ui 532 531 0,2 32,5 PPS
29-Nov-10 Ui Técnico SLB chequea equipo por apagones frecuentes, se da mantenimiento a
VSD, se cambia tarjetas
dic-10 Ui 532 531 0,2 32.8 PPS
ene-11 Ui 469 468 0,2 32,8 PPS Pozo normal.
feb-11 Ui 449 448 0,2 32,8 PPS
mar-11 Ui 505 504 0,2 32,4 PPS Prueba alta.
abr-11 Ui 532 531 0,2 32,3 PPS
may-11 Ui 481 480 0,2 32,8 PPS Prueban pozo, Ok.
jun-11 Ui 445 444,1 0,2 32,8 PPS
jul-11 Ui 339 338,3 0,2 32,8 PPS Prueba baja.
ago-11 Ui 399 398,2 0,2 32,8 PPS Prueba alta.
sep-11 Ui 479 478 0,2 32,7 PPS Pozo normal.
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
305
TABLA A.5.9 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO PRH-11
FECHA BFPD BPPD %BSW °API ARENA MÉTODO OBSERVACIONES
06-Ago-08 INICIA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES
20-Sep-08 FINALIZA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES
29-Sep-08 398 382 4,0 32,1 Ui PPS Salinidad 43.350 ppm
oct-08 461 447 3,0 32,6 Ui PPS Salinidad 49.250 ppm
nov-08 433 411 5,0 31,4 Ui PPS
dic-08 426 409 4,0 31,2 Ui PPS
ene-09 410 394 4,0 31,9 Ui PPS
feb-09 366 351 4,0 31,2 Ui PPS
mar-09 378 363 4,0 31,4 Ui PPS Salinidad 73.100 ppm
03-Abr-09 366 351 4,0 31,7 Ui PPS
25-Abr-09 Cinco horas off por alta temperatura del motor, posible atascamiento de la bomba, se
cheque tubing con C/B con 1000 psi y 72 bls (cae presión en 10 s), se detecta comunicación tubing - casing
30-Abr-09 INICIA W. O. # 01 POR COMUNICACIÓN TBG-CSG
11-May-09 FINALIZA W. O. # 01 BAJAN BOMBA DN-475
16-May-09 366 337 8,0 31,8 Ui PPS
jun-09 329 322 2,0 31,5 Ui PPS
jul-09 329 322 2,0 31,3 Ui PPS
ago-09 299 293 2,0 31,6 Ui PPS
sep-09 269 264 2,0 31,4 Ui PPS
oct-09 263 258 2,0 31,2 Ui PPS
nov-09 258 253 2,0 31,2 Ui PPS
dic-09 243 238 2,0 31,1 Ui PPS
ene-10 194 190 2,0 31,5 Ui PPS
feb-10 246 241 2,0 31,5 Ui PPS
mar-10 187 183 2,0 31,4 Ui PPS
abr-10 232 227 2,0 33,4 Ui PPS
may-10 213 209 2,0 31,4 Ui PPS NF = 2.585 ft
jun-10 295 289 2,0 31,6 Ui PPS NF = 2.462 ft
jul-10 232 227 2,0 31,0 Ui PPS NF = 2.521 ft
ago-10 217 213 2,0 31,0 Ui PPS Salinidad = 7.805 ppm Cl
sep-10 217 213 2,0 31,6 Ui PPS NF = 2.400 ft
oct-10 201 197 2,0 31,4 Ui PPS
nov-10 191 187 2,0 31,4 Ui PPS
dic-10 191 187 2,0 31,4 Ui PPS
ene-11 183 179 2,0 32,6 Ui PPS
feb-11 172 169 2,0 32,4 Ui PPS Pozo normal.
mar-11 180 176 2,0 32,4 Ui PPS
abr-11 180 176 2,0 32,4 Ui PPS Pozo normal.
may-11 185 183 1,0 32,4 Ui PPS
jun-11 120 117,6 2,0 32,4 Ui PPS NF = 3.135 ft
jul-11 135 134,05 0,7 32,4 Ui PPS Prueban pozo, Ok.
ago-11 97 95,06 2,0 32,4 Ui PPS Prueba baja (sensor no registra).
sep-11 160 157 2,0 32,6 Ui PPS Pozo normal.
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
306
ANEXO No. 6
PROCEDIMIENTO DE INGRESO DE DATOS AL
SOFTWARE SUBPUMP
307
A.6.1 INGRESO DE DATOS MODO ANÁLISIS
1. Ingresar la información del pozo.
FIGURA A.6.1.1 INGRESO DE DATOS POZO Y ELECCIÓN DE MODO DE
TRABAJO
FUENTE: Software SubPUMP
2. Ingresar datos de la completación del pozo y el survey direccional,
temperatura de reservorio y de cabeza.
FIGURA A.6.1.2 INGRESO DE DATOS DE COMPLETACIÓN DE POZO Y
DE FLUIDO
FUENTE: Software SubPUMP
308
3. Ingresar datos para el cálculo de la curva IPR, se emplea el método de
índice de productividad, Vogel, Vogel corregido por agua. Posteriormente
se ingresa datos de la presión de cabeza, casing, el valor de caudal
esperado y la frecuencia de operación del equipo BES.
FIGURA A.6.1.3 CÁLCULO IPR E INGRESO DE DATOS DE PRESIONES Y
CAUDALES
FUENTE: Software SubPUMP
4. Ingresar datos del equipo BES, tal como: equipo de superficie, motor,
bomba, # de etapas, cable, sello y separador de gas.
FIGURA A.6.1.4 INGRESO DATOS DE EQUIPO BES
FUENTE: Software SubPUMP
309
A.6.2 INGRESO DE DATOS MODO DISEÑO RIGUROSO
1. Se elige modo diseño riguroso para rediseñar equipos BES. Los pasos 1, 2
y 3 del modo análisis son los mismos para el modo diseño riguroso, a
excepción de la sección presión y caudales, en donde se ingresa el caudal
deseado y se ingresa los datos de separador de gas, con lo que se calcula
la posible presión de intake y nivel de fluido.
FIGURA A.6.2.1 INGRESO DE DATOS DE PRESIONES Y CAUDALES MODO
DISEÑO RIGUROSO
FUENTE: Software SubPUMP
2. Posteriormente se elige la bomba adecuada para el manejo del caudal
deseado, teniendo en cuenta el criterio de diseño enunciado en este
estudio. En el modo diseño riguroso, las etapas de la bomba son
calculadas de acuerdo a la frecuencia de operación elegida, a la bomba
escogida y al caudal deseado.
310
FIGURA A.6.2.2 SELECCIÓN DE EQUIPO MODO DISEÑO RIGUROSO
FUENTE: Software SubPUMP
3. Saldrá un mensaje de advertencia si el número de etapas necesarias para
obtener un caudal es mayor a la cantidad de etapas permitida por el
fabricante de la bomba para una carcasa. Luego se selecciona el motor en
una lista de motores que operaran la bomba. Se da la opción de ajustar el
deslizamiento del motor. Una ventana de cable permite seleccionar el cable
y calcular el voltaje de fondo o verificar el voltaje en superficie para operar
el motor.
311
ANEXO No. 7
CARTAS AMPERIMÉTRICAS DE LOS
POZOS SELECCIONADOS
312
FIGURA A.7.1 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO GUANTA-01
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.
FIGURA A.7.2 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO GUANTA-23D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio
FIGURA A.7.3 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO GUANTA-25D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio
313
FIGURA A.7.4 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO GUANTA-41D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio
FIGURA A.7.5 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO GUANTA-42D
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio
FIGURA A.7.6 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO LAG-25
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio
314
FIGURA A.7.7 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO PARAHUACU-10
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio
FIGURA A.7.8 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO PARAHUACU-11
FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio
315
ANEXO No. 8
CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS
316
TABLA A.8.1 CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS
FUENTE: The technology of Artificial Lift Methods, Volume 1.
317
ANEXO No. 9
COMPORTAMIENTO DEL PRECIO DEL PETRÓLEO
ECUATORIANODE ACUERDO AL BANCO CENTRAL
DEL ECUADOR
318
FIGURA A.9.1 COMPORTAMIENTO DEL PRECIO DEL PETRÓLEO
ECUATORIANO
FUENTE: Banco Central del Ecuador