evaluaciÓn del bombeo hidrÁulico como alternativa...

UNIVERSIDAD UTE

FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E

INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

EVALUACIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO COMO

ALTERNATIVA PARA REEMPLAZAR OTROS

SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN

POZOS PETROLEROS DEL ORIENTE ECUATORIANO

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA DE

PETRÓLEOS

DUTÁN YUNGA KATHERINE NATHALY

DIRECTOR: ING. VÍCTOR FERNANDO PINTO TOSCANO

Quito, febrero 2019

© Universidad UTE. 2019

Reservados todos los derechos de reproducción

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 0704396100

APELLIDO Y NOMBRES: Dután Yunga Katherine Nathaly

DIRECCIÓN: Barrio Solanda, casa Oe4-78 entre la

calle José María Alemán y Pasaje

S21C

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO: (02) 2733777 (07) 2913002

TELÉFONO MOVIL: 0986264281

DATOS DE LA OBRA

TITULO: Evaluación del bombeo hidráulico

como alternativa para reemplazar

otros sistemas de levantamiento

artificial en pozos petroleros del

oriente ecuatoriano

AUTOR O AUTORES: Dután Yunga Katherine Nathaly

FECHA DE ENTREGA DEL

PROYECTO DE TITULACIÓN:

Febrero de 2019

DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN:

Ing. Víctor Fernando Pinto Toscano

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos

RESUMEN: Mínimo 250 palabras El objetivo de este trabajo de

titulación fue evaluar el bombeo

hidráulico como una alternativa para

reemplazar otros sistemas de

levantamiento artificial en pozos

petroleros del oriente ecuatoriano. La

información fue proporcionada por la

X

empresa Sertecpet®, el desarrollo del

proyecto comenzó con el análisis de

los historiales de producción,

seleccionando los pozos con

producciones menores o iguales a

500 BFPD, luego se identificó el tipo

de sistema de levantamiento actual,

así como también, el tipo de

yacimiento al que pertenece cada

pozo, lo que permitió determinar los

valores de los parámetros

petrofísicos como la gravedad

específica del agua, gravedad

específica del petróleo, gravedad

específica de la mezcla, relación de

solubilidad y presión hidrostática. A

continuación se estableció criterios

de selección que permitan una

eficiente instalación y funcionamiento

del bombeo hidráulico.

Posteriormente para el diseño y

selección de la bomba, se determinó

el caudal de cavitación y parámetros

de aplicación que permitan

seleccionar una adecuada geometría

de la bomba; el diseño se realizó en

el software Claw de la empresa

Sertecpet®. Por último, se analizó las

curvas de comportamiento (IP-IPR)

del nuevo sistema de bombeo

hidráulico de los pozos

seleccionados, mediante la

determinación del índice de

productividad del fluido, del petróleo y

del agua. Con lo cual se demostró

que el bombeo hidráulico es una

alternativa adecuada y eficiente para

realizar el cambio de sistema de

levantamiento artificial en pozos del

oriente ecuatoriano.

PALABRAS CLAVES: Bombeo hidráulico, levantamiento

artificial, curvas de comportamiento,

índice de productividad, IPR.

ABSTRACT:

The aim of this titulation work was to

evaluate hydraulic pumping as an

alternative to replace other artificial lift

systems at oil wells in Ecuador

Amazonian Region. The information

for this investigation was provided by

Sertecpet® company, the

development of this project began

with the analysis of the production

records of the wells, of which we

choose the ones with productions less

than or equal to 500 BFPD, then whe

identify the current artificial lift system

that oil wells were working with, as

well as the type of reservoir which

each well belongs, then the values of

the petrophysical parameters such as

the specific gravity of the water,

specific gravity of the oil, specific

gravity of the mixture, solubility

relation and hydrostatic pressure

were determined. Next, selection

criteria that allow an efficient

installation and operation of the

hydraulic pumping were established.

Subsequently, for the design and

selection of the pump, the value of

cavitation flow rate and application

parameters were determined to select

an appropriate pump geometry; the

design was made in Claw software of

the company Sertecpet®. Finally, the

inflow performance curves (IP-IPR) of

the new hydraulic pumping system of

the selected wells were analyzed, by

determining the fluid, oil and water

productivity index (IP). Which

demonstrated that the hydraulic

pumping is a suitable and efficient

alternative to make the change of

artificial lift system in wells of the

Ecuadorian Amazonian region.

KEYWORDS

Hydraulic pump, artificial lift, inflow

performance curves, productivity

index, inflow performance

relationship.

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio

Digital de la Institución.

f:__________________________________________


C.l. 0704396100

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo, DUTÁN YUNGA KATHERINE NATHALY, CI 0704396100 autor del

proyecto titulado: “Evaluación del bombeo hidráulico como alternativa

para reemplazar otros sistemas de levantamiento artificial en pozos

petroleros del oriente ecuatoriano” previo a la obtención del título de

INGENIERA DE PETRÓLEOS en la Universidad UTE.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las

Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo

144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la

SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de

graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de información

de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública

respetando los derechos de autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad UTE a tener una copia del

referido trabajo de graduación con el propósito de generar un

Repositorio que democratice la información, respetando las políticas de

propiedad intelectual vigentes.

Quito, febrero de 2019

f:__________________________________________


C.l. 0704396100

DECLARACIÓN

Yo, DUTÁN YUNGA KATHERINE NATHALY, portador(a) de la cédula de

identidad N° 0704396100, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi

autoría, que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación personal; y, que he consultado las referencias bibliográficas que

se incluyen en este documento.

La Universidad UTE puede hacer uso de los derechos correspondientes a este

trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su

Reglamento y por la normativa institucional vigente.

f:__________________________________________


C.l. 0704396100

CERTIFICACIÓN DEL TUTOR

En mi calidad de tutor, certifico que el presente trabajo de titulación que lleva

por título “Evaluación del bombeo hidráulico como alternativa para

reemplazar otros sistemas de levantamiento artificial en pozos

petroleros del oriente ecuatoriano” para aspirar al título de INGENIERA DE

PETRÓLEOS fue desarrollado por DUTÁN YUNGA KATHERINE NATHALY,

bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería e

Industrias; y que dicho trabajo cumple con las condiciones requeridas para ser

sometido a las evaluación respectiva de acuerdo a la normativa interna de la

Universidad UTE.

__________________________________________

ING. VÍCTOR FERNANDO PINTO TOSCANO

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.l. 1713106936

DEDICATORIA

A Dios, por estar presente día a día en mis oraciones, por haberme dado la

fe, fuerza y perseverancia para seguir adelante y cumplir con mis objetivos.

A María Josefina Yunga, mi madre por ser mi fortaleza y por todo su amor

incondicional, que me ha ayudado a ser una persona de bien. A ella por ser la

luz de mis ojos, por guiarme y ser mi más anhelo a seguir adelante.

A Manuel Jesús Dután, mi padre por brindarme su apoyo incondicional, por

los consejos, por creer en mí y por todo su cariño. A él por ser mi pilar

fundamental de vida.

A mis abuelitos, Salvador Yunga y Rosario Domínguez, quienes me brindaron

su amor, su paciencia y cariño. A ellos por ser mis héroes y ser un ejemplo a

seguir.

A mis hermanos, por compartirme los mejores recuerdos, las alegrías y el

amor incondicional de una familia.

AGRADECIMIENTOS

Le agradezco a Dios, por haberme dado la vida, por bendecirme con una

grandiosa familia y por su infinita misericordia.

A mis padres por todo el esfuerzo y paciencia que me dedicaron día a día, por

ser un modelo a seguir y por cada una de sus enseñanzas.

A Israel Murillo por estar presente en cada momento, por su paciencia infinita,

su amor y sus consejos que me ayudaron a no rendirme y hacer de mí una

mejor persona. Mil gracias.

A mis maestros, al Ing. Fausto Ramos y en especial a mi director de tesis, Ing.

Víctor Pinto, por sus enseñanzas, consejos y apoyo. A ellos mis sinceros

agradecimientos.

A Sertecpet, por brindarme su apoyo y apertura para poder realizar mi tesis,

a los ingenieros de la empresa y en especial al Ing. Iván Martínez por su

tiempo. A él que siempre estuvo pendiente y presto a ayudarme.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1 INTRODUCCIÓN 3

1.1 OBJETIVOS 7

1.1.1 OBJETIVO GENERAL 7

1.1.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS 7

2 METODOLOGÍA 8

2.1 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN, IDENTIFICACIÓN DEL TIPO

DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE LOS

POZOS Y ESTADO ACTUAL DE FUNCIONAMIENTO 8

2.1.1 DETERMINACIÓN DE GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL

AGUA, PETRÓLEO Y MEZCLA 9

2.1.2 DETERMINACIÓN DE LA RELACIÓN DE SOLUBILIDAD

(Rs) Y PRESIÓN HIDROSTÁTICA 10

2.2 DISEÑO DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO 10

2.2.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN 11

2.2.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA BOMBA 11

2.2.3 ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL NUEVO SISTEMA DE

BOMBEO HIDRÁULICO MEDIANTE LAS CURVAS DE

COMPORTAMIENTO (IP-IPR) 12

3 RESULTADOS Y DISCUSIÓN 15



POZOS Y ESTADO ACTUAL DE FUNCIONAMIENTO 15

3.1.1 DETERMINACIÓN DE GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL

AGUA, PETRÓLEO Y MEZCLA 17

3.1.2 DETERMINACIÓN DE LA RELACIÓN DE SOLUBILIDAD

(Rs) Y PRESIÓN HIDROSTÁTICA (PH) 19

ii

PÁGINA

3.2 DISEÑO DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO 20

3.2.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN 20

3.2.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA BOMBA 22

3.2.3 ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL NUEVO SISTEMA DE

BOMBEO HIDRÁULICO MEDIANTE LAS CURVAS DE

COMPORTAMIENTO (IP-IPR) 29

4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 44

4.1 CONCLUSIONES 44

4.2 RECOMENDACIONES 45

BIBLIOGRAFÍA 46

ANEXOS 49

iii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Criterios de selección de pozos 11

Tabla 2. Parámetros de aplicación 12

Tabla 3. Producción de los pozos del campo Auca Sur 15

Tabla 4. Tipo de yacimiento y sistema de producción 16

Tabla 5. Sistemas de producción 17

Tabla 6. Determinación de gravedades específicas 18

Tabla 7. Determinación de Relación de solubilidad y Presión

hidrostática 19

Tabla 8. Criterio de selección: Mecanismo de producción 20

Tabla 9. Criterio de selección: Presión de fondo fluyente 21

Tabla 10. Criterio de selección: Tasa de producción 21

Tabla 11. Criterio de selección: Tipo de yacimiento 21

Tabla 12. Parámetros de los pozos seleccionados 22

Tabla 13. Resultados de diseño Pozo ACSA-007 23

Tabla 14. Resultados de diseño Pozo ACSC-013M1 23

Tabla 15. Resultados de diseño Pozo ACSC-029 24

Tabla 16. Resultados de diseño Pozo ACSD-016HR1 24

Tabla 17. Resultados de diseño Pozo ACSD-023 25

Tabla 18. Resultados de diseño Pozo ACSD-024 25

Tabla 19. Resultados de diseño Pozo CNOC-013 26

Tabla 20. Resultados de diseño Pozo CNOC-059 26

Tabla 21. Resultados de diseño Pozo CNOI-040S1 27

Tabla 22. Resumen de resultados de diseño de los pozos

Candidatos para cambio de sistema de levantamiento

artificial 28

Tabla 23. Condiciones de fondo de los pozos seleccionados para

cambio de sistema de levantamiento artificial 29

Tabla 24. Resultados del método de Voguel Pozo ACSA-007 29

Tabla 25. Comportamiento de afluencia Pozo ACSA-007 30

Tabla 26. Resultados del método de Voguel Pozo ACSC-013M1 31

Tabla 27. Comportamiento de afluencia Pozo ACSC-013M1 31

Tabla 28. Resultados del método de Voguel Pozo ACSC-029 32

Tabla 29. Comportamiento de afluencia Pozo ACSC-029 33

Tabla 30. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-016HR1 34

Tabla 31. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-016HR1 34

Tabla 32. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-023 35

Tabla 33. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-023 36

Tabla 34. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-024 37

Tabla 35. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-024 37

Tabla 36. Resultados del método de Voguel Pozo CNOC-013 38

iv

PÁGINA

Tabla 37. Comportamiento de afluencia Pozo CNOC-013 39

Tabla 38. Resultados del método de Voguel Pozo CNOC-059 40

Tabla 39. Comportamiento de afluencia Pozo CNOC-059 40

Tabla 40. Resultados del método de Voguel Pozo CNOI-040S1 41

Tabla 41. Comportamiento de afluencia Pozo CNOI-040S1 42

v

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Curva IP-IPR Pozo ACSA-007 30

Figura 2. Curva IP-IPR Pozo ACSC-013M1 32

Figura 3. Curva IP-IPR Pozo ACSC-029 33

Figura 4. Curva IP-IPR Pozo ACSD-016HR1 35

Figura 5. Curva IP-IPR Pozo ACSD-023 36

Figura 6. Curva IP-IPR Pozo ACSD-024 38

Figura 7. Curva IP-IPR CNOC-013 39

Figura 8. Curva IP-IPR Pozo CNOC-059 41

Figura 9. Curva IP-IPR Pozo CNOI-040S1 42

vi

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO 1. CRITERIOS GENERALES A CONSIDERAR EN LA

SELECCIÓN DE LOS POZOS PARA EL CAMBIO DEL

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL A BOMBEO

HIDRÁULICO 49

ANEXO 2. PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO Y SELECCIÓN DE

LA BOMBA JET CLAW EN EL SOFTWARE CLAW 51

ANEXO 3. REGISTRO DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW

POZO ACSA-007 54


POZO ACSC-013M1 55


POZO ACSC-029 56

ANEXO 6. REPORTE DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW

POZO ACSD-016HR1 57


POZO ACSD-023 58


POZO ACSD-024 59


POZO CNOC-013 60


POZO CNOC-059 61


POZO CNOI-040S1 62

1

RESUMEN

El objetivo de este trabajo de titulación fue evaluar el bombeo hidráulico como

una alternativa para reemplazar otros sistemas de levantamiento artificial en

pozos petroleros del oriente ecuatoriano. La información fue proporcionada

por la empresa Sertecpet®, el desarrollo del proyecto comenzó con el análisis

de los historiales de producción de los pozos con producciones menores o

iguales a 500 BFPD, se identificó el tipo de sistema de levantamiento actual,

así como también, el tipo de yacimiento al que pertenece cada pozo, se

determinó los valores de los parámetros petrofísicos como la gravedad

específica del agua, gravedad específica del petróleo, gravedad específica de

la mezcla, relación de solubilidad y presión hidrostática. A continuación se

estableció criterios de selección que permitan una eficiente instalación y

funcionamiento del bombeo hidráulico. Posteriormente para el diseño y

selección de la bomba, se determinó el caudal de cavitación y parámetros de

aplicación que permitan seleccionar una adecuada geometría de la bomba; el

diseño se realizó en el software Claw de la empresa Sertecpet®. Por último,

se analizó las curvas de comportamiento (IP-IPR) del nuevo sistema de

bombeo hidráulico de los pozos seleccionados, mediante la determinación del

índice de productividad del fluido, del petróleo y del agua. Con lo cual se

demostró que el bombeo hidráulico es una alternativa adecuada y eficiente

para realizar el cambio de sistema de levantamiento artificial en pozos del

oriente ecuatoriano.

Palabras clave: Bombeo hidráulico, levantamiento artificial, curvas de

comportamiento, índice de productividad, IPR.

2

ABSTRACT

The aim of this titulation work was to evaluate hydraulic pumping as an

alternative to replace other artificial lift systems at oil wells in Ecuador

Amazonian Region. The information for this investigation was provided by

Sertecpet® company, the development of this project began with the analysis

of the production records of the wells, of which we choose the ones with

productions less than or equal to 500 BFPD, then whe identify the current

artificial lift system that oil wells were working with, as well as the type of

reservoir which each well belongs, then the values of the petrophysical

parameters such as the specific gravity of the water, specific gravity of the oil,

specific gravity of the mixture, solubility relation and hydrostatic pressure were

determined. Next, selection criteria that allow an efficient installation and

operation of the hydraulic pumping were established. Subsequently, for the

design and selection of the pump, the value of cavitation flow rate and

application parameters were determined to select an appropriate pump

geometry; the design was made in Claw software of the company Sertecpet®.

Finally, the inflow performance curves (IP-IPR) of the new hydraulic pumping

system of the selected wells were analyzed, by determining the fluid, oil and

water productivity index (IP). Which demonstrated that the hydraulic pumping

is a suitable and efficient alternative to make the change of artificial lift system

in wells of the Ecuadorian Amazonian region.

Keywords: Hydraulic pump, artificial lift, inflow performance curves,

productivity index, inflow performance relationship.

1. INTRODUCCIÓN

3

1 INTRODUCCIÓN

Durante la vida productiva de un pozo, se puede dar distintas circunstancias

para cambiar de un sistema de levantamiento artificial a otro. El uso de

cualquier tipo de levantamiento artificial, se da cuando sus presiones de fondo

de pozo han disminuido durante su vida productiva, impidiendo que el fluido

pueda llegar a superficie por sí solo. Es por esta razón, que se amerita la

utilización de un sistema de levantamiento artificial, que ayude a optimizar la

producción del yacimiento y que represente una rentabilidad económica

(Schlumberger, 2015).

Todos los sistemas de levantamiento artificial (Bombeo Mecánico, Bombeo

Hidráulico, Bombeo Electrosumergible, Gas Lift y Cavidades Progresivas)

tienen limitaciones mecánicas. Debido a que los yacimientos de petróleo de

la cuenca oriente ecuatoriana, presentan distintas características petrofísicas,

de acuerdo a la zona que se esté produciendo y en qué etapa de su vida

productiva se encuentre; un mismo tipo de levantamiento artificial no siempre

ofrecerá los resultados más eficientes durante toda la vida productiva del pozo

(Scott, 2006).

En el Oriente Ecuatoriano, se utilizan diferentes tipos de sistemas de

levantamiento artificial, de los cuales el Bombeo Electrosumergible (BES) es

uno de los más utilizados; en vista que maneja altos volúmenes de producción,

lo que puede generar un rápido incremento de BSW (Basic Sediment and

Water) de un pozo. Este incremento, convierte al pozo en no rentable, en

relativamente poco tiempo. Por esta razón se deben considerar algunas

variables a parte del incremento de producción, como pueden ser: costos de

mantenimiento, reparación de equipos, workover, implementación, entre otras

(Denney, 2000).

El bombeo Electrosumergible, es un sistema integrado de levantamiento

artificial, también considerado como un medio efectivo para proporcionar

energía adicional al fluido del yacimiento y llevarlo a superficie (Gabor, 2009).

El principio de funcionamiento del BES, consiste en sacar el fluido de la

formación a la superficie, mediante la acción rotacional de bombas centrífugas

(múltiples etapas) sumergidas en el pozo y accionadas por motores eléctricos.

Este sistema puede operar a velocidades de bombeo variable (Lea, 2007).

La utilización del Bombeo Electrosumergible, proporciona varias desventajas,

de las cuales, deben considerarse las siguientes: sus equipos pueden verse

deteriorados en ambientes altamente corrosivos y abrasivos debido al gran

contenido de arena, sólidos y escala; su consumo de energía es alto; a menos

que estén construidas sus piezas con materiales especiales, no puede

4

manejar altas condiciones de profundidad, temperatura y presión

(Schlumberger, 2015).

Cabe mencionar que en el Bombeo Electrosumergible, cuando la producción

de un pozo deja de ser rentable, es necesario extraer la bomba y realizar un

análisis técnico; para mantener un nivel de producción aceptable con un

sistema de levantamiento artificial adecuado a las nuevas condiciones del

pozo (Corrales, 2008).

En algunos casos, y de acuerdo a la vida operativa de los pozos, existe la

necesidad de realizar cambios en el sistema de levantamiento artificial. Para

lo cual se debe tomar en cuenta algunos criterios generales en la selección

de los sistemas de levantamiento artificial; como son: tasa de producción,

corte de agua, relación gas/líquido, grado API, temperatura del yacimiento,

profundidad de levantamiento, presión del yacimiento, productividad del pozo,

entre otros (Hirschfeldt, 2011).

El bombeo hidráulico, es un sistema de levantamiento artificial que presenta

varias ventajas respecto al bombeo electrosumergible; como son: trabaja con

altos niveles de GOR (Relación Gas-Petróleo), puede manejar un alto

contenido de sólidos en suspensión; permite mantener y alargar la vida

productiva del pozo, sin incrementar de manera descontrolada el BSW (Basic

Sediment and Water), permite realizar diferentes tipos de pruebas de presión,

sus costos operativos y requerimientos de potencial energético son menores

(Dresser Oil Tools, 2002).

En el oriente ecuatoriano, una de las empresas dedicadas a la producción de

pozos petroleros por bombeo hidráulico es SERTECPET®, una empresa

Ecuatoriana que se ha convertido en un icono nacional e internacional en

producción de pozos con su bomba Jet CLAW® especializada (Sertecpet®,

2007).

El principio de funcionamiento del bombeo hidráulico, se basa en que la

presión en el fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones.

Es decir, permite transmitir la presión, desde un equipo de bombeo

centralizado o individual en la superficie, a través de una tubería de alta

presión llena de fluido motriz (petróleo o agua), hasta cualquier número de

pozos (Samad & Nizamuddin, 2013).

El sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico, requiere de

equipos de superficie y de fondo. Entre los equipos de superficie tenemos:

tanque de almacenamiento, bombas de alta presión, central de control,

cabezal del pozo, líneas de alta y baja presión. Los equipos de fondo son:

tubería de producción (tubing), tubería de revestimiento (casing), bomba jet,

empacaduras, camisa de comunicación, entre otras (Fretwell, 2006).

5

Sertecpet S.A, utiliza el sistema MTU (Movil Testing Unit o Unidad Móvil de

Prueba), un equipo transportable y versátil, que proporciona el fluido motriz de

inyección necesario para el adecuado funcionamiento de la bomba Jet Claw®

en el fondo del pozo. Además, es utilizado para realizar pruebas de

evaluación y producción de pozos por medio del bombeo hidráulico. Los

componentes de la MTU son: motor de combustión interna, caja de

velocidades, reductor de velocidades, manifold de inyección, bomba

reciprocante de desplazamiento positivo (Quíntuplex y Tríplex), separador

bifásico, manifold de inyección y plataforma de transportación

(SERTECPET®, 2015).

La bomba Jet Claw®, es utilizada en pozos de producción continua y en

operaciones de pruebas de pozos. Su principio de levantamiento se basa en

la transferencia de energía entre el fluido de inyección y el fluido producido.

Cuando el fluido inyectado atraviesa el nozzle en el fondo del pozo, se produce

la transformación de energía potencial en energía cinética (Principio de

Venturi) causando la producción del fluido desde el reservorio (Carpenter,

2014).

La bomba Jet se puede asentar en (una camisa, cavidad, coilded tubing). Está

construida en acero de alta calidad, térmicamente tratado, lo que permite que

trabaje en ambientes severos, puede ser utilizada para análisis PVT en el

fondo del pozo, es removida hidráulicamente o utilizando wireline, trabaja en

pozos (verticales, direccionales u horizontales), y se repara en locación en un

tiempo aproximado de 20 a 30 minutos (Singh, Prasad, Singh , Jha, & Tandon,

2013).

El bombeo hidráulico, ha tenido grandes avances en sus aplicaciones en los

campos petroleros de Texas, desarrollando materiales especiales para el

diseño de la bomba tipo Jet. Los resultados de estos avances, han permitido

aplicar el bombeo hidráulico, en producciones de pozos con profundidades

mayores a 15000 pies, en ambientes abrasivos y de altas temperaturas. Por

su simplicidad de utilización, tamaño, reducido número de partes móviles y

habilidad para manejar fluidos corrosivos y viscosos; es una buena elección

para el remplazo de otros sistemas de levantamiento artificial en pozos

desviados (Christ & Petrie, 1989).

En México, la empresa petrolera estatal PEMEX, explota los campos

petroleros ubicados en Veracruz, Coahuila, Puebla, Tabasco, Hidalgo,

Chiapas y Tamaulipas. En conjunto con la prestadora de servicios nuvoil, han

puesto en marcha un proyecto para la optimización del proceso de extracción,

monitoreo y almacenamiento de petróleo, con el sistema de bombeo hidráulico

tipo Jet. Producto de este proyecto, se ha desarrollado una herramienta con

una optimización de diseño, que añade a la bomba hidráulica un registrador o

sensor de fondo. Esta herramienta, permite determinar condiciones de fondo,

como: temperatura, presión y comportamiento del pozo en tiempo real; a

6

través de las cuales, se realizan pruebas de presión más fiables, ya que sus

sensores transmiten información de manera continua sin necesidad de cable

en superficie. El resultado de esta aplicación, es un incremento de producción

a menor costo (nuvoil, 2016).

De acuerdo a estudios realizados por la empresa Weatherford, acerca de la

utilización del bombeo hidráulico tipo Jet, se determinó que este sistema, es

altamente aplicable para realizar pruebas de flujo en pozos cerrados; así como

para manejar producciones menores en campos maduros, con altas

relaciones gas-petróleo (GOR) y cortes de agua considerablemente altos.

Permitiendo incrementar el potencial de producción de los pozos a un costo

reducido (Kalwar, Farouque, Awan, & Louis, 2016).

Estudios realizados en Tunez, en operaciones offshore en el campo Oudna,

han identificado la aplicabilidad del bombeo hidráulico tipo Jet, para la

optimización de producción de pozos en condiciones mar adentro, siendo

capaz de producir 25000 BPD. Debido a su facilidad de instalación, bajos

requerimientos de mantenimiento, habilidad de operar en largos periodos de

tiempo sin ningún tipo de intervención, buen manejo de condiciones corrosivas

e instalaciones de superficie reducidas; es la alternativa más adecuada con

un bajo costo de intervención (Ben Khelifa, Fraser, & Pugh, 2015).

Mediante pruebas realizadas para producción de petróleo pesado (entre 9 a

15 °API), en los campos Vega, Sicilia y Gela en Italia. El estudio de la

utilización de bombeo hidráulico tipo Jet, ha demostrado ser eficiente y

superar las expectativas en pozos de petróleo pesado, con cortes de agua

mayores al 50 %. Por su simplicidad, buen manejo de condiciones de presión

y temperatura; así como sus diferentes tipos de configuraciones de nozzle y

garganta; es la elección más adecuada y económica para remplazar el

bombeo electrosumergible, en la producción de hidrocarburos pesados.

Donde sus costos de instalación son de 6 a 9 veces menores (De Ghetto &

Giunta, 1994).

Innovaciones en el bombeo hidráulico tipo Jet, a través, de la empresa

NEXEN, para su aplicación en los campos petroleros del Oeste de Canadá;

han probado su alta flexibilidad para la producción de pozos horizontales. En

vista que, a diferencia de otros sistemas de levantamiento artificial, el bombeo

hidráulico tipo Jet, no permite el incremento descontrolado del BSW; siendo

capaz de manejar altos volúmenes de fluido con un sistema de producción

cerrado, en el cual el fluido motriz es agua (Anderson, Freeman, & Pugh,

2005).

La selección del tipo de bomba jet depende del nozzle denominado con un

número y la garganta denominada con una letra; sus áreas internas de trabajo

permiten manejar diferentes caudales de inyección y producción. Se debe

tener presente que la bomba corresponda al diámetro del tubing que esté

7

instalado, que la capacidad de bombeo, abastezca la entrega de caudal por

parte del pozo y que su eficiencia no sobrepase los límites de presión y caudal

máximos (Chavan, Jha, Singh, & Sing, 2012).

Realizar una adecuada selección de la bomba, está relacionado al análisis de

los datos característicos del pozo como: datos del reservorio, datos mecánicos

del pozo y productividad del pozo (Ahmad, Kumar , Farouque, Ahmed, & Ali,

2014).

Entre los criterios para la determinación de la geometría de la bomba tipo jet,

destacan: escoger la bomba que levante el fluido con los menores

requerimientos de potencia y que no exista cavitación en la bomba (Kalwar,

Awan, & Qureshi, 2017).

En vista que la utilización de bombeo hidráulico tipo Jet para reemplazo de

otros sistemas de levantamiento artificial, se realiza de manera continua por

diferentes compañías y ya que cada caso merece su análisis particular. Por

ende, surge la necesidad de establecer criterios de selección de pozos para

cambio de sistema de levantamiento artificial, los cuales deben aplicarse a la

mayoría de casos y condiciones posibles; así como, permitir su eficiente

aplicación con los mejores resultados en los campos petroleros del Oriente

ecuatoriano (Parshall, 2013).

1.1 OBJETIVOS

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Evaluar el bombeo hidráulico como alternativa para reemplazar otros

sistemas de levantamiento artificial en pozos petroleros del oriente

ecuatoriano.

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Analizar la producción, tipo de reservorio, diagrama de completación y

sistema de levantamiento artificial de los pozos de un campo del oriente

ecuatoriano.

Diseñar la configuración del nuevo sistema de bombeo hidráulico de

los pozos candidatos para cambio de sistema de levantamiento

artificial.

2. METODOLOGÍA

8

2 METODOLOGÍA

Para la realización de este estudio se empleó la información de 35 pozos con

producciones menores o iguales a 500 BFPD del campo Auca Sur, donde la

instalación eficiente del sistema de levantamiento artificial por bombeo

hidráulico mediante la bomba Jet Claw® de la empresa Sertecpet®,

dependerá de las condiciones petrofísicas del reservorio, condiciones

mecánicas del pozo y propiedades de los fluidos.

La información fue proporcionada por la empresa Sertecpet®, con la cual se

realizó un convenio de confidencialidad y entregó la información perteneciente

a la empresa Petroamazonas EP, los datos empleados en la investigación

corresponden al periodo comprendido entre mayo 2016 hasta abril del 2017.



POZOS Y ESTADO ACTUAL DE FUNCIONAMIENTO

Mediante los historiales de producción, en el periodo comprendido entre mayo

2016 hasta abril del 2017, se identificó la producción total y el corte de agua

(Basic Sediment Water) de los pozos.

A través de las completaciones de los pozos se pudo identificar el tipo de

sistema de levantamiento artificial actual; así como las consideraciones de:

profundidad de asentamiento de la bomba, profundidad de los punzados,

diámetro interno (ID) de la tubería de revestimiento (casing), diámetro externo

(OD) de la tubería de producción (tubing), diámetro interno (ID) de la tubería

de producción (tubing).

Se identificó el tipo de yacimiento al que pertenece cada pozo, subsaturado

(Pb < Pwf) o saturado (Pb > Pwf).

Posteriormente se determinó la gravedad específica del agua, gravedad

específica del petróleo, gravedad específica de la mezcla, relación de

solubilidad y presión hidrostática de los pozos, a través de los siguientes

métodos y correlaciones matemáticas:

9

2.1.1 DETERMINACIÓN DE GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA,

PETRÓLEO Y MEZCLA

Se calculó la gravedad específica del agua, mediante la ecuación 1 (Escobar,

2005).

𝑆𝐺𝑤 = 1 + 0.695 × 10−6𝑆 [ 1]

Donde:

SGw: Gravedad específica del agua

S : Concentración de sólidos disueltos - Salinidad (mg/litro)

Se obtuvo la gravedad específica del petróleo mediante la ecuación 2 (Bánzer,

1996).

𝑆𝐺𝑜 =141.5

131.5 + °𝐴𝑃𝐼

[ 2]

Donde:

SGO: Gravedad específica del petróleo

°API: Grados API del crudo

Para representar la gravedad específica de la mezcla se empleó la ecuación

3 (Craft & Hawkins, 1977).

𝑆𝐺𝑚 = 𝑆𝐺𝑤 × 𝐵𝑆𝑊 + 𝑆𝐺𝑜(1 − 𝐵𝑆𝑊) [ 3]

Donde:

SGm: Gravedad específica de la mezcla

SGw: Gravedad específica del agua

BSW: Corte de agua del pozo (fracción)

SGo: Gravedad específica del petróleo

10

2.1.2 DETERMINACIÓN DE LA RELACIÓN DE SOLUBILIDAD (Rs) Y

PRESIÓN HIDROSTÁTICA

Para el cálculo de la relación de solubilidad se aplica la Correlación de

Standing, M.B (Bánzer, 1996), se usó la ecuación 4.

𝑅𝑠 = 𝛾𝑔 [(𝑃𝑏18.2

+ 1.4) 10(0.0125°𝐴𝑃𝐼−0.00091𝑇)]1.2048

[ 4]

Donde:

Rs : Relación de solubilidad (PCS/BLS)

SGg : Gravedad específica del gas

Pb : Presión de burbuja (PSI)

°API: Grados API del crudo

T : Temperatura del yacimiento (°F)

La presión hidrostática permitió identificar si el pozo se encontraba

produciendo con algún sistema de levantamiento artificial o a flujo natural,

utilizando la ecuación 5 (García & Barbosa, 2011).

𝑃𝐻 = 𝑆𝐺𝑚 × 0.433𝑃𝑠𝑖

𝑃𝑖𝑒𝑠× 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑟𝑖𝑜 [ 5]

Donde:

PH: Presión Hidrostática (PSI)

SGm: Gravedad específica de la mezcla

Profreservorio: Profundidad del reservorio (pies)

2.2 DISEÑO DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

De acuerdo a las consideraciones operacionales de los equipos MTU (Movil

Testing Unit) que dispone la empresa Sertecpet® se establecerán los

siguientes criterios de selección de pozos que permitan la eficiente instalación

y funcionamiento del nuevo sistema de levantamiento artificial por bombeo

hidráulico. Anexo 1.

11

2.2.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN

Este estudio propone realizar el cambio del sistema de levantamiento artificial

a Bombeo Hidráulico Tipo Jet, para lo cual se establecerán los criterios de

selección de pozos a considerar en la tabla 1.

Tabla 1. Criterios de selección de pozos

PARÁMETRO CRITERIO UNIDAD

Mecanismo de producción del yacimiento PH > Pr PSI

Presión de Fondo Fluyente (Pwf) Pwf ≥ 300 PSI

Tasa de producción (Q) Q ≥ 100 BFPD

Tipo de yacimiento – Subsaturado Pb < Pwf PSI

Gravedad API API ≥ 17 °API

Relación de solubilidad (Rs) Rs ≤ 1000 PCS/BLS

BSW (Basic Sediment Water) BSW ≤ 80 %

(Kalwar, Awan, & Qureshi, 2017)

2.2.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA BOMBA

El diseño de un sistema de bombeo hidráulico, se realiza en base a datos

confiables del pozo, que nos permite seleccionar la configuración (nozzle y

garganta) más adecuada; satisfaciendo así las necesidades de los clientes,

conservando la integridad del equipo y del yacimiento.

El diseño y selección de la bomba Jet Claw®, se realizó mediante el Software

Claw de la empresa Sertecpet®, del cual su guía de utilización se detalla en

el anexo 2.

El Software en base a los datos obtenidos de condiciones operacionales,

completaciones e historiales de producción de los pozos, proporciona

multiples posibles configuraciones (nozzle y garganta), a las cuales se les

aplica una serie de parámetros en base a los equipos que dispone la empresa

Sertecpet®, con el propósito de realizar la selección más adecuada.

Parte del diseño de la geometría de la bomba, es la determinación del caudal

de cavitación, el cual se realiza para evitar problemas por cavitación y

disminución de la producción, mediante la ecuación 6 (Sertecpet®, 2010).

𝑄𝑐𝑎𝑣 = 1.25 × 𝑄𝑇 [ 6]

12

Donde:

Qcav: Caudal de cavitación (BFPD)

QT : Caudal total de fluido (BFPD)

Parámetros de aplicación

Se determinó los parámetros de aplicación para seleccionar una adecuada

geometría de la bomba, de acuerdo al detalle de la tabla 2.

Tabla 2. Parámetros de aplicación

PARÁMETRO CRITERIO UNIDAD

Presión de inyección (Piny) 1800 ≥ Piny ≤ 3500 PSI

Caudal de inyección (Qiny) 1000 ≥ Qiny ≤ 3600 BFPD

Caudal de cavitación (Qcav) Qcav > 1.25×QT BFPD

Porcentaje de eficiencia de

levantamiento (%Ef) %Ef ≤ 30%

(Máximo porcentaje de

eficiencia en bombeo

hidráulico tipo Jet 30 %)

(SERTECPET®, 2016)

2.2.3 ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO

HIDRÁULICO MEDIANTE LAS CURVAS DE COMPORTAMIENTO

(IP-IPR)

Se determinó el índice de productividad del petróleo y el índice de

productividad del agua, caudal en el punto de burbuja, caudal máximo y

comportamiento de afluencia en el pozo (IPR), utilizando las ecuaciones del

método de Vogel.

Índice de productividad

Según el método de Vogel se calculó el índice de productividad, cuando el

yacimiento es subsaturado (Pb<Pwf) mediante la ecuación 7.

𝐼𝑃 =𝑄

𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓

[ 7]

Donde:

IP: Índice de productividad del pozo (BFPD/PSI)

Q: Caudal de producción (Bls/día)

Pr: Presión del reservorio (PSI)

13

Pwf: Presión de fondo fluyente (PSI)

Caudal en la presión de burbuja

Para el cálculo del caudal en la presión de burbuja se empleó la ecuación 8.

𝑞𝑏 = 𝐼𝑃(𝑃𝑟 − 𝑃𝑏) [ 8]

Donde:

qb: Caudal en el punto de burbuja (Bls/día)

IP: Índice de productividad del pozo (BFPD /PSI)

Pr: Presión del reservorio (PSI)

Pb: Presión de burbuja (PSI)

Caudal máximo

Para la determinación del caudal máximo se empleó la ecuación 9.

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝑞𝑏 +𝐼𝑃 × 𝑃𝑏1.8

[ 9]

Donde:

Qmax: Caudal máximo (Bls/día)

qb: Caudal en el punto de burbuja (Bls/día)

IP: Índice de productividad del pozo (BFPD /PSI)

Pb: Presión de burbuja (PSI)

Comportamiento de afluencia del pozo (IPR)

Según el método de Vogel se calculó el IPR de los pozos, cuando el

yacimiento es saturado (Pb>Pwf) mediante la ecuación 10.

𝑄 − 𝑞𝑏𝑄𝑚𝑎𝑥 − 𝑞𝑏

= 1 − 0.2 (𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑏) − 0.8 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑏)2

[ 10]

Donde:

Q : Caudal de producción (Bls/día)

Qmax: Caudal máximo (Bls/día)

Pwf : Presión de fondo fluyente (PSI)

14

Pb : Presión de burbuja (PSI)

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

15

3 RESULTADOS Y DISCUSIÓN



POZOS Y ESTADO ACTUAL DE FUNCIONAMIENTO

A través de la información proporcionada por la empresa Sertecpet® se

obtiene la tabla 3 donde se observa la producción y corte de agua

correspondiente al año 2017 de los pozos para el estudio.

Tabla 3. Producción de los pozos del campo Auca Sur

POZOS

PRODUCCIÓN CORTE DE AGUA

% BFPD BPPD BAPD

ACSA-007 375 225 150 40

ACSC-011 57 51.87 5.13 9

ACSC-011 202 183.82 18.18 9

ACSC-013M1 402 241.20 160.80 40

ACSC-029 118 70.80 47.20 40

ACSC-030 477 429.30 47.70 10

ACSC-031 281 278.19 2.81 1

ACSD-016HR1 248 104.16 143.84 58

ACSD-023 449 444.51 4.49 1

ACSD-023 92 32.20 59.80 65

ACSD-024 466 438.04 27.96 6

ACSD-026 327 317.19 9.81 3

CNO-004 164 49.20 114.80 70

CNO-009 257 154.20 102.80 40

CNO-021R1 134 80.40 53.60 40

CNO-025 90 89.10 0.90 1

CNO-032 150 148.50 1.50 1

CNO-032 74 73.26 0.74 1

CNO-033 91 89.18 1.82 2

CNOA-047 384 230.40 153.60 40

CNOA-048 49 48.51 0.49 1

CNOC-013 493 315.52 177.48 36

CNOC-046R1 69 67.62 1.38 2

CNOC-058 263 84.16 178.84 68

CNOC-059 341 122.76 218.24 64

CNOF-053 191 189.09 1.91 1

CNOF-053 156 154.44 1.56 1

CNOI-039 56 53.76 2.24 4

CNOI-039 84 80.64 3.36 4

CNOI-040S1 267 264.33 2.67 1

CNO-015 89 84.55 4.45 5

CNO-023 88 85.36 2.64 3

16

Tabla 3. Producción de los pozos del campo Auca Sur continuación…

CNO-028R1 122 117.12 4.88 4

RMYA-004 89 86.33 2.67 3

RMYA-004 54 52.38 1.62 3

Mediante el análisis de las completaciones de los pozos del campo Auca Sur,

se elabora la tabla 4 donde se identifica el tipo de yacimiento y sistema de

producción

Tabla 4. Tipo de yacimiento y sistema de producción

POZOS P Pwf

TIPO DE YACIMIENTO SISTEMA DE

PRODUCCIÓN SATURADO

Pb > Pwf

SUBSATURADO

Pb < Pwf

ACSA-007 245 627 Subsaturado Bombeo

electrosumergible

ACSC-011 877 445 Saturado Bombeo

electrosumergible


electrosumergible

ACSC-

013M1 386 1253 Subsaturado

Bombeo

electrosumergible

ACSC-029 180 659 Subsaturado Bombeo

electrosumergible


electrosumergible


electrosumergible

ACSD-

016HR1 430 1289 Subsaturado

Bombeo

electrosumergible

ACSD-023 180 1118 Subsaturado Bombeo

electrosumergible

ACSD-023 125 1972 Subsaturado Flujo natural

ACSD-024 430 476 Subsaturado Bombeo

electrosumergible

ACSD-026 430 414 Saturado Bombeo

electrosumergible

CNO-004 194 390 Subsaturado Flujo natural

CNO-009 634 526 Saturado Bombeo

electrosumergible

CNO-021R1 72 1040 Subsaturado Flujo natural


electrosumergible


electrosumergible


electrosumergible


electrosumergible

17

Tabla 4. Tipo de yacimiento y sistema de producción continuación…

CNOA-047 834 715 Saturado Bombeo

electrosumergible

CNOA-048 834 542 Saturado Bombeo

electrosumergible

CNOC-013 834 1253 Subsaturado Bombeo

electrosumergible

CNOC-

046R1 634 431 Saturado Flujo natural

CNOC-058 169 1169 Subsaturado Flujo natural

CNOC-059 214 304 Subsaturado Bombeo

electrosumergible

CNOF-053 634 441 Saturado Bombeo

electrosumergible

CNOF-053 634 280 Saturado Bombeo

electrosumergible

CNOI-039 194 710 Subsaturado Flujo natural

CNOI-039 194 596 Subsaturado Flujo natural

CNOI-040S1 634 1023 Subsaturado Bombeo

electrosumergible

CNO-015 634 45 Saturado Bombeo mecánico

CNO-023 834 34 Saturado Bombeo mecánico

CNO-028R1 834 273 Saturado Bombeo mecánico

RMYA-004 833 534 Saturado Bombeo

electrosumergible

RMYA-004 833 505 Saturado Bombeo

electrosumergible

Se elabora una síntesis de la tabla 4, identificando el número de pozos por

sistema de producción como se observa en la tabla 5.

Tabla 5. Sistemas de producción

SISTEMAS DE PRODUCCIÓN N° POZOS

Bombeo Electrosumergible 25

Bombeo Mecánico 3

Flujo Natural 7

TOTAL DE POZOS 35

3.1.1 DETERMINACIÓN DE GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA,

PETRÓLEO Y MEZCLA

De acuerdo a los datos proporcionados por la empresa Sertecpet®, se

determinó los parámetros de: gravedad específica del agua, petróleo y de la

mezcla; mediante las ecuaciones (1,2 y 3), como se observa en la tabla 6.

18

Tabla 6. Determinación de gravedades específicas

POZOS

FORMACIÓN

GRAVEDAD

ESPECÍFICA

DEL AGUA

(SGw)

GRAVEDAD

ESPECÍFICA

DEL

PETRÓLEO

(SGo)

GRAVEDAD

ESPECÍFICA

DE LA

MEZCLA

(SGm)

ACSA-007 U-Inferior 1.02 0.948 0.979

ACSC-011 T-Inferior 1.02 0.928 0.936

ACSC-011 U-Inferior 1.02 0.928 0.936

ACSC-013M1 U-Inferior 1.03 0.952 0.982

ACSC-029 Hollín-Superior 1.00 0.864 0.919

ACSC-030 U-Inferior 1.02 0.864 0.880

ACSC-031 T-Inferior 1.01 0.864 0.866

ACSD-016HR1 U-Inferior 1.03 0.949 0.994

ACSD-023 Hollín-Superior 1.03 0.864 0.865

ACSD-023 Hollín-Inferior 1.00 0.864 0.953

ACSD-024 U-Inferior 1.02 0.951 0.955

ACSD-026 U-Inferior 1.02 0.946 0.948

CNO-004 Hollín-Superior 1.00 0.865 0.960

CNO-009 U-Inferior 1.04 0.956 0.990

CNO-021R1 Hollín-Inferior 1.00 0.862 0.918

CNO-025 U-Superior 1.00 0.943 0.943

CNO-032 U-Inferior 1.01 0.952 0.952

CNO-032 U-Superior 1.01 0.952 0.952

CNO-033 U-Superior 1.01 0.966 0.967

CNOA-047 T-Inferior 1.01 0.928 0.963

CNOA-048 U-Superior 1.00 0.952 0.952

CNOC-013 T-Inferior 1.01 0.941 0.967

CNOC-046R1 U-Superior 1.01 0.949 0.950

CNOC-058 Hollín-Superior 1.00 0.860 0.956

CNOC-059 Hollín-Superior 1.00 0.863 0.952

CNOF-053 U-Inferior 1.00 0.950 0.950

CNOF-053 U-Superior 1.00 0.950 0.950

CNOI-039 T-Inferior 1.01 0.938 0.941

CNOI-039 U-Inferior 1.01 0.938 0.941

CNOI-040S1 U-Inferior 1.01 0.938 0.938

CNO-015 U-Inferior 1.00 0.943 0.946

CNO-023 T-Inferior 1.01 0.935 0.937

CNO-028R1 T-Inferior 1.01 0.931 0.934

RMYA-004 U-Inferior 1.01 0.953 0.954

RMYA-004 U-Superior 1.01 0.953 0.954

19

3.1.2 DETERMINACIÓN DE LA RELACIÓN DE SOLUBILIDAD (Rs) Y

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (PH)

Para la determinación de estos parámetros se utilizaron las ecuaciones (4 y

5), permitiendo la elaboración de la tabla 7.

Tabla 7. Determinación de Relación de solubilidad y Presión hidrostática

POZOS

FORMACIÓN

RELACIÓN DE

SOLUBILIDAD

(SCF/STB)

PRESIÓN

HIDROSTÁTICA

(PSI)

ACSA-007 U-Inferior 18.03 4174.58

ACSC-011 T-Inferior 113.74 4113.60

ACSC-011 U-Inferior 92.14 4013.10

ACSC-013M1 U-Inferior 29.38 4214.63

ACSC-029 Hollín-Superior 38.84 4114.13

ACSC-030 U-Inferior 138.45 3771.59

ACSC-031 T-Inferior 198.62 3790.66

ACSD-016HR1 U-Inferior 33.67 4220.22

ACSD-023 Hollín-Superior 38.98 4227.59

ACSD-023 Hollín-Inferior 17.40 4248.60

ACSD-024 U-Inferior 33.32 4072.16

ACSD-026 U-Inferior 34.26 4042.15

CNO-004 Hollín-Superior 31.05 4340.00

CNO-009 U-Inferior 65.17 4232.01

CNO-021R1 Hollín-Inferior 24.11 4210.23

CNO-025 U-Superior 68.31 4139.25

CNO-032 U-Inferior 66.77 4188.67

CNO-032 U-Superior 65.07 4188.67

CNO-033 U-Superior 60.29 4241.80

CNOA-047 T-Inferior 127.77 4407.47

CNOA-048 U-Superior 91.87 4221.85

CNOC-013 T-Inferior 118.80 4405.96

CNOC-046R1 U-Superior 67.71 4248.29

CNOC-058 Hollín-Superior 27.79 4412.40

CNOC-059 Hollín-Superior 35.09 4391.18

CNOF-053 U-Inferior 67.47 4221.76

CNOF-053 U-Superior 67.47 4186.38

CNOI-039 T-Inferior 23.34 4155.25

CNOI-039 U-Inferior 19.15 4050.18

CNOI-040S1 U-Inferior 72.07 4034.42

CNO-015 U-Inferior 70.09 4031.30

CNO-023 T-Inferior 122.57 4134.59

CNO-028R1 T-Inferior 125.58 4137.57

RMYA-004 U-Inferior 91.11 4219.55

RMYA-004 U-Superior 91.11 4191.04

20

3.2 DISEÑO DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

En esta sección se evaluaron los 35 pozos para el cambio de sistema de

levantamiento artificial por bombeo hidráulico; la selección de pozos se realizó

de acuerdo a los criterios establecidos en la tabla1.

3.2.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN

A través de las tablas elaboradas a continuación, se determinarán los pozos

que quedan fuera del proceso de selección de acuerdo a los criterios

establecidos en la tabla 1.

Mecanismo de Producción

Los pozos que trabajan por flujo natural, no necesitan de un sistema de

levantamiento artificial, quedando fuera del proceso de selección, como se

observa en la tabla 8.

Tabla 8. Criterio de selección: Mecanismo de producción

POZO

FORMACIÓN PH

(Psi)

Pr

(Psi)

MECANISMO DE

PRODUCIÓN

(PH<Pr)

ACSD-023 Hollín-Inferior 4248,595 4500 Flujo Natural

CNO-004 Hollín-Superior 4340,004 4400 Flujo Natural

CNO-021R1 H-Inferior 4210,231 4500 Flujo Natural

CNOC-046R1 U-Superior 4248,291 4400 Flujo Natural

CNOC-058 Hollín-Superior 4412,399 4447 Flujo Natural

CNOI-039 T-Inferior 4155,249 4400 Flujo Natural

CNOI-039 U-Inferior 4050,177 4400 Flujo Natural

Luego de la aplicación del criterio “Mecanismo de producción” a los 35 pozos

originales, 7 pozos son eliminados, quedando 28 pozos para la evaluación.

Presión de Fondo Fluyente (Pwf)

Para evitar problemas operacionales en los equipos de la MTU (Movil Testing

Unit), no se consideran los pozos cuya “Presión de fondo fluyente” (Pwf) sean

menores a 300 psi, de acuerdo a la tabla 9.

21

Tabla 9. Criterio de selección: Presión de fondo fluyente

POZO FORMACIÓN Pwf

(Psi)

CNO-025 U-Superior 254

CNOF-053 U-Superior 280

CNO-015 U-Inferior 45

CNO-023 T-Inferior 34

CNO-028R1 T-Inferior 273

De los 28 pozos del anterior paso, 5 pozos no son considerados al no cumplir

con el criterio “Presión de fondo fluyente, quedando 23 pozos para la

evaluación

Tasa de Producción (Q)

De acuerdo al catálogo de servicios de la empresa Sertecpet®, y para evitar

gastos operacionales innecesarios, los pozos con producciones menores a

100 BFPD no serán considerados, como se observa en la tabla 10.

Tabla 10. Criterio de selección: Tasa de producción

POZO FORMACIÓN Tasa de producción

Q (BFPD)

ACSC-011 T-Inferior 57



CNOA-048 U-Superior 49

RMYA-004 U-Inferior 89

RMYA-004 U-Superior 54

De los 23 pozos restantes, 6 pozos no cumplen con el criterio de “Tasa de

producción”, quedando 17 pozos para la evaluación

Tipo de Yacimiento

Para evitar problemas por cavitación, no se considerarán los pozos con un

yacimiento saturado, de acuerdo a la tabla 11.

Tabla 11. Criterio de selección: Tipo de yacimiento

POZO FORMACIÓN TIPO DE

YACIMIENTO

ACSC-011 U-Inferior Saturado

ACSC-030 U-Inferior Saturado

ACSC-031 T-Inferior Saturado

ACSD-026 U-Inferior Saturado

22

Tabla 11. Criterio de selección: Tipo de yacimiento continuación…

CNO-009 U-Inferior Saturado

CNO-032 U-Inferior Saturado

CNOA-047 T-Inferior Saturado

CNOF-053 U-Inferior Saturado

De los 17 pozos restantes, 8 pozos no cumplen con el criterio “Tipo de

yacimiento”, quedando 9 pozos.

Pozos candidatos para el cambio de sistema de levantamiento artificial

Los pozos descritos a continuación, cumplen con todos criterios de selección,

incluidos: Gravedad API, Relación de solubilidad (Rs) y Corte de agua (BSW);

teniendo como resultado la tabla 12.

Tabla 12. Parámetros de los pozos seleccionados

POZO FORMACI

ÓN

TIPO DE

YACIMIENT

O

MECANISMO DE

PRODUCCIÓN Pwf

TASA DE

PRODUC

CIÓN

ACSA-007 U-Inferior Subsaturado Bombeo

electrosumergible 627

375

ACSC-013M1 U-Inferior Subsaturado Bombeo

electrosumergible 1253 402

ACSC-029 H-Superior Subsaturado Bombeo


ACSD-016HR1 U-Inferior

Subsaturado

Bombeo


ACSD-023 H-Superior Subsaturado Bombeo


ACSD-024 U-Inferior Subsaturado Bombeo


CNOC-013 T-Inferior Subsaturado Bombeo


CNOC-059 H-Superior Subsaturado Bombeo


CNOI-040S1 U-Inferior Subsaturado Bombeo


3.2.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA BOMBA

El diseño y selección de la bomba Jet Claw®, se realizó mediante el Software

Claw de la empresa Sertecpet®, del cual su guía de utilización se detalla en

el anexo 2; a continuación se realizará la descripción de la selección de la

nueva configuración de Bombeo Hidráulico, para cada uno de los pozos

candidatos, de acuerdo a la tabla 12.

23

Pozo ACSA-007

Tabla 13. Resultados de diseño Pozo ACSA-007

FORMACIÓN U Inferior

GEOMETRÍA DE LA BOMBA 11J

PARÁMETROS DE APLICACIÓN DEL DISEÑO

PRESIÓN DE INYECCIÓN

(PSI) 2926

CAUDAL DE INYECCIÓN

(BFPD) 2337

CAUDAL DE CAVITACIÓN

(BFPD) 668

EFICIENCIA (%)

20

TIPO DE FLUIDO MOTRIZ Agua

PRODUCCIÓN (BFPD) 375

Pozo ACSC-013M1

Tabla 14. Resultados de diseño Pozo ACSC-013M1


GEOMETRÍA DE LA BOMBA 10I



(PSI) 3173


(BFPD) 1674


(BFPD) 641

EFICIENCIA (%)

23



24

Pozo ACSC-029

Tabla 15. Resultados de diseño Pozo ACSC-029

FORMACIÓN Hollín

Superior

GEOMETRÍA DE LA BOMBA 9G



(PSI) 2425


(BFPD) 1411


(BFPD) 392

EFICIENCIA (%)

13



Pozo ACSD-016HR1

Tabla 16. Resultados de diseño Pozo ACSD-016HR1


GEOMETRÍA DE LA BOMBA 10H



(PSI) 2269


(BFPD) 1540


(BFPD) 672

EFICIENCIA (%)

21



25

Pozo ACSD-023

Tabla 17. Resultados de diseño Pozo ACSD-023

FORMACIÓN Hollín

Superior

GEOMETRÍA DE LA BOMBA 11J



(PSI) 3365


(BFPD) 2384


(BFPD) 593

EFICIENCIA (%)

24

TIPO DE FLUIDO MOTRIZ Petróleo


Pozo ACSD-024

Tabla 18. Resultados de diseño Pozo ACSD-024


GEOMETRÍA DE LA BOMBA 12K



(PSI) 3500


(BFPD) 3076


(BFPD) 672

EFICIENCIA (%)

22



26

Pozo CNOC-013

Tabla 19. Resultados de diseño Pozo CNOC-013

FORMACIÓN T Inferior

GEOMETRÍA DE LA BOMBA 10H



(PSI) 3377


(BFPD) 1739


(BFPD) 680

EFICIENCIA (%)

28



Pozo CNOC-059

Tabla 20. Resultados de diseño Pozo CNOC-059

FORMACIÓN Hollín

Superior

GEOMETRÍA DE LA BOMBA 12K



(PSI) 3023


(BFPD) 3203


(BFPD) 498

EFICIENCIA (%)

17



27

Pozo CNOI-040S1

Tabla 21. Resultados de diseño Pozo CNOI-040S1


GEOMETRÍA DE LA BOMBA 11I



(PSI) 2614


(BFPD) 2137


(BFPD) 418

EFICIENCIA (%)

23



28

De acuerdo a los resultados de diseño, se realiza la tabla 22; donde se muestra el resumen de la selección de la configuración

(nozzle y garganta), aplicando los parámetros de diseño en el software Claw, de acuerdo al siguiente detalle.

Tabla 22. Resumen de resultados de diseño de los pozos candidatos para cambio de sistema de levantamiento artificial

POZO FORMAC

IÓN

GEOMETRÍA

DE LA

BOMBA


TIPO DE

FLUIDO

MOTRIZ

PRODUCCI

ÓN BFPD

BSW

%

TIPO DE

BOMBA

PRESIÓN

DE

INYECCIÓN

PSI

CAUDAL DE

INYECCIÓN

BFPD

CAUDAL DE

CAVITACIÓ

N

BFPD

EFICIE

NCIA

%

ACSA-007 U Inferior 11J 2926 2337 668 20 Agua 375 40 Directa

ACSC-

013M1 U Inferior 10I 3173 1674 641 23 Agua 402 40 Directa

ACSC-029 Hollín

Superior 9G 2425 1411 392 13 Agua 118 40 Directa

ACSD-

016HR1 U Inferior 10H 2269 1540 672 21 Agua 248 58 Directa

ACSD-023 Hollín

Superior 11J 3365 2384 593 24 Petróleo 449 1 Directa

ACSD-024 U Inferior 12K 3500 3076 672 22 Petróleo 466 6 Directa

CNOC-013 T Inferior 10H 3377 1739 680 28 Agua 493 36 Directa

CNOC-059 Hollín

Superior 12K 3023 3203 498 17 Agua 341 64 Directa

CNOI-040S1 U Inferior 11I 2614 2137 418 23 Petróleo 267 1 Directa

29

3.2.3 ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL NUEVO SISTEMA DE BOMBEO

HIDRÁULICO MEDIANTE LAS CURVAS DE COMPORTAMIENTO

(IP-IPR)

Mediante la tabla 23 de las condiciones de fondo de los pozos ACSA-007,

ACSC-013M1, ACSC-029, ACSD-016HR1, ACSD-023, ACSD-024, CNOC-

013, CNOC-059 y CNOI-040S1; proporcionada por la empresa Sertecpet®

se inicia la determinación de las curvas de comportamiento IP-IPR

Tabla 23. Condiciones de fondo de los pozos seleccionados para cambio de sistema de

levantamiento artificial

POZO

PARÁMETRO

Q

(BFPD)

Pr

(PSI)

Pwf

(PSI)

Pb

(PSI)

BSW

%

ACSA-007 375 2146 627 245 40

ACSC-013M1 402 1859 1253 386 40

ACSC-029 118 4100 659 180 40

ACSD-016HR1 248 1500 1289 430 58

ACSD-023 449 4100 1118 180 1

ACSD-024 466 1560 476 430 6

CNOC-013 493 2404 1253 834 36

CNOC-059 341 4200 304 214 64

CNOI-040S1 267 3652 1023 634 1

Se procede a realizar el análisis de comportamiento de afluencia mediante el

método de Voguel, de cada uno de los pozos seleccionados para cambio de

sistema de levantamiento artificial a bombeo hidráulico

Pozo ACSA 007- U Inferior

Tabla 24. Resultados del método de Voguel Pozo ACSA-007

PARÁMETRO RESULTADOS UNIDAD

IP Compuesto 0.247 BFPD/PSI

qb 469.305 Bls/día

Qmax 502.908 Bls/día

IP Oil 0.148 BPPD/PSI

IP Water 0.099 BAPD/PSI

Geometría 11 J N/A

30

Tabla 25. Comportamiento de afluencia Pozo ACSA-007

Pfw qt Qo qw

2146 0 0 0

1946 49.375 29.625 19.750

1746 98.749 59.250 39.500

1546 148.124 88.874 59.250

1346 197.498 118.499 78.999

1146 246.873 148.124 98.749

946 296.248 177.749 118.499

746 345.622 207.373 138.249

546 394.997 236.998 157.999

346 444.371 266.623 177.749

245 469.305 281.583 187.722

200 479.508 287.705 191.803

146 489.357 293.614 195.743

50 500.416 300.250 200.167

0 502.908 301.745 201.163

Figura 1. Curva IP-IPR Pozo ACSA-007

0

500

1000

1500

2000

2500

0 100 200 300 400 500 600

Pw

f (P

SI)

Q (Bls/día)

IPR Pozo ACSA-007 IP Oil IP Water

31

La curva de comportamiento de afluencia del pozo ACSA-007 se identificó que

su potencial máximo de producción es 502.908 BFPD, con un IP Compuesto

de 0.247 BFPD/PSI. Determinando que el diseño de la nueva configuración

de bombeo hidráulico (geometría 11J) obtenido mediante el diseño en el

Software Claw, permite no solo mantener, sino superar la producción del pozo

con el nuevo sistema de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario

de corte de agua y alargar la vida del pozo se recomienda mantener la

producción actual o producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 469.305

Bls/día) para evitar producción excesiva de gas.

Pozo ACSC-013M1

Tabla 26. Resultados del método de Voguel Pozo ACSC-013M1


IP Compuesto 0.663 BFPDPSI

qb 977.139 Bls/día




Geometría 10 I N/A

Tabla 27. Comportamiento de afluencia Pozo ACSC-013M1

Pfw qt qo qw

1859 0 0 0

1650 138.644 83.186 55.457

1450 271.317 162.790 108.527

1250 403.990 242.394 161.596

1050 536.663 321.998 214.665

850 669.337 401.602 267.735

650 802.010 481.206 320.804

450 934.683 560.810 373.873

386 977.139 586.283 390.855

250 1053.229 631.937 421.292

100 1104.385 662.631 441.754

50 1113.799 668.279 445.520

0 1119.394 671.636 447.758

32

Figura 2. Curva IP-IPR Pozo ACSC-013M1

En la figura 2 se observa el comportamiento del pozo ACSC-013M1 donde su

potencial máximo de producción es 1119.394 BFPD, con un IP Compuesto de

0.663 BFPD/PSI. Determinando que el diseño de la nueva configuración de

bombeo hidráulico (geometría 10 I) obtenido mediante el diseño en el

Software Claw, permite no solo mantener, sino superar la producción del pozo

con el nuevo sistema de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario

de corte de agua y alargar la vida del pozo se recomienda mantener la

producción actual o producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 977.139

Bls/día) para evitar producción excesiva de gas.

Pozo ACSC-029

Tabla 28. Resultados del método de Voguel Pozo ACSC-029


IP Compuesto 0.034 BFPDPSI

qb 134.426 Bls/día




Geometría 9 G N/A

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 200 400 600 800 1000 1200

Pw

f (P

SI)

Q (Bls/día)

IPR Pozo ACSC-013M1 IP Oil IP Water

33

Tabla 29. Comportamiento de afluencia Pozo ACSC-029

Pfw qt qo qw

4100 0 0 0

3700 13.717 8.230 5.487

3300 27.434 16.460 10.974

2900 41.151 24.690 16.460

2500 54.868 32.921 21.947

2100 68.585 41.151 27.434

1700 82.302 49.381 32.921

1300 96.019 57.611 38.407

900 109.736 65.841 43.894

600 120.023 72.014 48.009

300 130.311 78.187 52.124

180 134.426 80.656 53.770

150 135.379 81.227 54.151

100 136.628 81.977 54.651

50 137.453 82.472 54.981

0 137.855 82.713 55.142

Figura 3. Curva IP-IPR Pozo ACSC-029

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Pw

f (P

SI)

Q (Bls/día)

IPR Pozo ACSC-029 IP Oil IP Water

34

De acuerdo a la figura 3 se identificó que el potencial máximo de producción

del pozo ACSC-029 es 137.855 BFPD, con un IP Compuesto de 0.034

BFPD/PSI. Determinando que el diseño de la nueva configuración de bombeo

hidráulico (geometría 9 G) obtenido mediante el diseño en el Software Claw,

permite no solo mantener, sino superar la producción del pozo con el nuevo

sistema de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario de corte de

agua y alargar la vida del pozo se recomienda mantener la producción actual

o producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 134.426 Bls/día) para evitar

producción excesiva de gas.

Pozo ACSD-016HR1

Tabla 30. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-016HR1



qb 1257.630 Bls/día



IP Water 0.682 BWPD/PSI

Geometría 10 H N/A

Tabla 31. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-016HR1

Pfw qt qo qw

1500 0 0 0

1300 235,071 98,730 136,341

1100 470,142 197,460 272,682

900 705,213 296,190 409,024

700 940,284 394,919 545,365

500 1175,355 493,649 681,706

430 1257,630 528,205 729,426

300 1389,896 583,756 806,140

100 1513,202 635,545 877,657

50 1528,843 642,114 886,729

25 1534,386 644,442 889,944

0 1538,410 646,132 892,278

35

Figura 4. Curva IP-IPR Pozo ACSD-016HR1

En la figura 4 se identificó que el potencial máximo de producción del pozo

ACSD-016HR1 es 1538.410 BFPD, con un IP Compuesto de 1.175


hidráulico (geometría 10 H) obtenido mediante el diseño en el Software Claw,




o producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 1257.630 Bls/día) para

evitar producción excesiva de gas.

Pozo ACSD-023

Tabla 32. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-023



qb 590.235 Bls/día


IP Oil 0.149 BPPD /PSI

IP Water 0.002 BWPD /PSI

Geometría 11 J N/A

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

Pw

f (P

SI)

Q (Bls/día)

IPR Pozo ACSD-016HR1 IP Oil IP Water

36

Tabla 33. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-023

Pfw qt qo qw

4100 0 0 0

3700 60.228 59.626 0.602

3300 120.456 119.252 1.205

2900 180.684 178.877 1.807

2500 240.912 238.503 2.409

2100 301.140 298.129 3.011

1700 361.368 357.755 3.614

1300 421.596 417.380 4.216

900 481.824 477.006 4.818

500 542.052 536.632 5.421

180 590.235 584.332 5.902

150 594.752 588.804 5.948

120 599.269 593.276 5.993

100 602.280 596.258 6.023

75 606.045 599.984 6.060

50 609.809 603.711 6.098

25 613.573 607.437 6.136

0 617.337 611.164 6.173

Figura 5. Curva IP-IPR Pozo ACSD-023

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 100 200 300 400 500 600 700

Pw

f (P

SI)

Q (Bls/día)

IPR Pozo ACSD-023 IP Oil IP Water

37

De acuerdo a la figura 5 se identificó que el potencial máximo de producción

del pozo ACSD-023 es 605.292 BFPD, con un IP Compuesto de 0.151


hidráulico (geometría 11 J) obtenido mediante el diseño en el Software Claw,






Pozo ACSD-024

Tabla 34. Resultados del método de Voguel Pozo ACSD-024



Qb 485.775 Bls/día




Geometría 12 K N/A

Tabla 35. Comportamiento de afluencia Pozo ACSD-024

Pfw qt qo qw

1560 0 0 0

1360 85.978 80.819 5.159

1160 171.956 161.638 10.317

960 257.934 242.458 15.476

760 343.911 323.277 20.635

560 429.889 404.096 25.793

430 485.775 456.628 29.146

360 513.690 482.869 30.821

200 561.144 527.476 33.669

100 579.251 544.496 34.755

50 584.972 549.873 35.098

0 588.471 553.162 35.308

38

Figura 6. Curva IP-IPR Pozo ACSD-024

En la figura 6 del pozo ACSD-024 se identificó que el potencial máximo de

producción es 588.471 BFPD, con un IP Compuesto de 0.430 BFPD/PSI.

Determinando que el diseño de la nueva configuración de bombeo hidráulico

(geometría 12 K) obtenido mediante el diseño en el Software Claw, permite

no solo mantener, sino superar la producción del pozo con el nuevo sistema

de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario de corte de agua y

alargar la vida del pozo se recomienda mantener la producción actual o

producir bajo el caudal al punto de burbuja (qb= 485.775 Bls/día) para evitar


Pozo CNOC-013

Tabla 36. Resultados del método de Voguel Pozo CNOC-013


IP Compuesto 0.428 BFPD /PSI

qb 672.467 Bls/día




Geometría 10 H N/A

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 100 200 300 400 500 600 700

Pw

f (P

SI)

Q (Bls/día)

IPR Pozo ACSD-024 IP Oil IP Oil

39

Tabla 37. Comportamiento de afluencia Pozo CNOC-013

Pfw qt qo qw

2404 0 0 0

2200 87.378 55.922 31.456

2000 173.043 110.747 62.295

1800 258.707 165.573 93.135

1600 344.372 220.398 123.974

1400 430.036 275.223 154.813

1200 515.701 330.049 185.652

1000 601.366 384.874 216.492

834 672.467 430.379 242.088

800 686.767 439.531 247.236

600 760.197 486.526 273.671

400 815.366 521.834 293.532

200 852.275 545.456 306.819

0 870.924 557.391 313.533

Figura 7. Curva IP-IPR CNOC-013

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Pw

f (P

SI)

Q (Bls/día)

IPR Pozo CNOC-013 IP Oil IP Water

40

De acuerdo a la figura 7 del pozo CNOC-013 se identificó que el potencial

máximo de producción es 870.924 BFPD, con un IP Compuesto de 0.428


hidráulico (geometría 10 H) obtenido mediante el diseño en el Software Claw,






Pozo CNOC-059

Tabla 38. Resultados del método de Voguel Pozo CNOC-059



qb 348.877 Bls/día




Geometría 12 K N/A

Tabla 39. Comportamiento de afluencia Pozo CNOC-059

Pfw qt qo qw

4200 0 0 0

3900 26.258 9.453 16.805

3500 61.268 22.056 39.211

3100 96.278 34.660 61.618

2700 131.289 47.264 84.025

2300 166.299 59.868 106.431

1900 201.309 72.471 128.838

1500 236.319 85.075 151.244

1100 271.330 97.679 173.651

700 306.340 110.282 196.057

214 348.877 125.596 223.281

200 350.067 126.024 224.043

150 353.734 127.344 226.390

100 356.493 128.337 228.155

50 358.342 129.003 229.339

0 359.283 129.342 229.941

41

Figura 8. Curva IP-IPR Pozo CNOC-059


CNOC-059 es 359.283 BFPD, con un IP Compuesto de 0.088 BFPD/PSI.


(geometría 12 K) obtenido mediante el diseño en el Software Claw, permite

no solo mantener, sino superar la producción del pozo con el nuevo sistema

de levantamiento. Para evitar un incremento innecesario de corte de agua y




Pozo CNOI-040S1

Tabla 40. Resultados del método de Voguel Pozo CNOI-040S1


IP Compuesto 0.102 BFPD /PSI

qb 306.507 Bls/día




Geometría 11 I N/A

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Pw

f (P

SI)

Q (Bls/día)

IPR Pozo CNOC-059 IP Oil IP Water

42

Tabla 41. Comportamiento de afluencia Pozo CNOI-040S1

Pfw qt qo qw

3652 0 0 0

3352 30.468 30.163 0.305

3052 60.936 60.326 0.609

2752 91.404 90.490 0.914

2452 121.871 120.653 1.219

2152 152.339 150.816 1.523

1852 182.807 180.979 1.828

1552 213.275 211.142 2.133

1252 243.743 241.305 2.437

952 274.211 271.469 2.742

634 306.507 303.442 3.065

550 314.535 311.390 3.145

350 329.607 326.311 3.296

150 338.984 335.594 3.390

100 340.438 337.033 3.404

50 341.536 338.121 3.415

0 342.278 338.855 3.423

Figura 9. Curva IP-IPR Pozo CNOI-040S1

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Pw

f (P

SI)

Q (Bls/día)

IPR Pozo CNOI-040S1 IP Oil IP Water

43


CNOI-040S1 es 342.278 BFPD, con un IP Compuesto de 0.102 BFPD/PSI.


(geometría 11 I) obtenido mediante el diseño en el Software Claw, permite no

solo mantener, sino superar la producción del pozo con el nuevo sistema de

levantamiento. Para evitar un incremento innecesario de corte de agua y




4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

44

4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 CONCLUSIONES

Se estableció los parámetros de aplicación para el diseño del nuevo

sistema de bombeo hidráulico mediante el software Claw, estos

parámetros han sido seleccionados en base a las condiciones

operativas de los equipos MTU de la compañía.

Se identificó que los pozos ACSA-007, ACSC-013M1, ACSC-029,

ACSD-016HR1, ACSD-023, ACSD-024, CNOC-013, CNOC-059 y

CNOI-040S1. Son aptos para cambio de sistema de levantamiento

artificial a bombeo hidráulico.

De acuerdo a los resultados se determinó que para los pozos ACSA-

007, ACSC-013M1, ACSC-029, ACSD-016HR1, CNOC-013 y CNOC-

059, el fluido motriz a inyectarse por bombeo hidráulico será agua,

debido a que su corte de agua está en el rango de 36% ≥ BSW ≤ 64%.

Mientras que en los pozos ACSD-023, ACSD-024 y CNOI-040S1 su

fluido motriz será petróleo debido a que su corte de agua se encuentra

entre 1% ≥ BSW ≤ 6%.

Se determinó que los resultados más óptimos son de los pozos ACSA-

007, ACSC-013M1, ACSD-016HR1, ACSD-023, ACSD-024, CNOC-

013 y CNOI-040S1. Debido a que su eficiencia de levantamiento es

mayor al 20%, por lo que presentarán menores problemas operativos

al momento de realizar el cambio de sistema de levantamiento.

Luego del análisis del comportamiento de afluencia de los pozos

seleccionados para cambio de sistema de levantamiento artificial

mediante las curvas IP-IPR. Se concluye que el cambio del sistema de

levantamiento artificial es adecuado. En vista que puede mantener o

mejorar el potencial de producción del pozo; minimizando el riesgo del

incremento desproporcionado de corte de agua.

45

4.2 RECOMENDACIONES

Para futuros proyectos, se sugiere aplicar el sistema de levantamiento

artificial por bombeo hidráulico. De manera más extendida en los pozos

del oriente ecuatoriano. Con el propósito de mantener o incrementar la

producción minimizando los riesgos de invasión de agua.

Para estudios posteriores, al momento de realizar el cambio de sistema

de levantamiento artificial a bombeo hidráulico. Se recomienda

mantener la producción, bajo el caudal al punto de burbuja (qb). Para

evitar una producción excesiva de gas, un incremento innecesario de

corte de agua y por ende alargar la vida del pozo.

Para futuros diseños de geometría (nozzle y garganta) de bombeo

hidráulico. Se recomienda tener en consideración que el caudal de

cavitación sea de al menos 1.25 veces la producción total. Para evitar

problemas de cavitación en la geometría seleccionada.

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46

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ANEXOS

49

AN EX

ANEXO 1.

CRITERIOS GENERALES A CONSIDERAR EN LA

SELECCIÓN DE LOS POZOS PARA EL CAMBIO DEL

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL A

BOMBEO HIDRÁULICO

Para realizar el cambio de sistema de levantamiento artificial, se deben tomar

diferentes consideraciones de las condiciones de fondo y superficie de los

pozos; en lo que respecta a esta investigación, se analizarán los siguientes

factores:

Tasa de producción

En vista que los datos proporcionados son de pozos con producciones igual o

menores a 500 BFPD. Para el desarrollo de este trabajo se consideraron

pozos con un valor de producción ≥ 100 BFPD, para evitar pérdidas

económicas. Se debe tomar en cuenta que el sistema de levantamiento

artificial por bombeo hidráulico, tiene una excelente capacidad de

levantamiento. El cual es aplicable a cualquier tipo de condición de operación

Razón Gas Disuelto-Petróleo (Rs)

Este parámetro influye en la selección del método de levantamiento artificial

debido a que generalmente todos los sistemas pierden eficiencia a medida

que se incrementa el Rs. Siendo el bombeo hidráulico tipo Jet un excelente

método para el manejo de gas. Se considerará un Rs ≤ 1000 PCS/BLS

Tipo de yacimiento

Es necesario identificar el tipo de yacimiento (saturado o subsaturado) de

cada uno de los pozos. En el presente estudio se seleccionará los pozos con

un yacimiento subsaturado. Donde la Presión de burbuja sea menor a la

Presión de fondo fluyente (Pb < Pwf), para evitar problemas de cavitación en

la bomba hidráulica tipo Jet.

Gravedad API

El proceso de levantamiento se dificulta a medida que la gravedad API

disminuye. Debido a que su relación con la viscosidad es directamente

proporcional, teniendo dificultades para llevar el fluido a superficie. De

acuerdo a los equipos que dispone la empresa Sertecpet S.A, se tomará en

consideración los valores de API ≥ 17

BSW (Basic Sediment Water)

En vista que los datos proporcionados son de pozos con producciones

menores. El incremento de agua en la producción de petróleo haría que el

50

proyecto no sea rentable por lo que se tomará en cuenta un corte de agua

BSW ≤ 80 %

Mecanismo de producción del yacimiento

Para el presente análisis, se consideraran pozos que produzcan por medio de

un sistema de levantamiento artificial. Para lo cual, la Presión Hidrostática

debe ser mayor a la Presión de reservorio (PH > Pr).

Presión de fondo fluyente

Para realizar un diseño eficiente de la geometría de la bomba hidráulica tipo

jet, se seleccionaran pozos con una Pwf ≥ 300 psi.

Temperatura del yacimiento

Las bombas hidráulicas tipo jet pueden operar con temperaturas hasta 500 ºF.

Siempre y cuando sus equipos estén fabricados con materiales resistentes a

elevadas temperaturas

51

ANEXO 2.

PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO Y SELECCIÓN

DE LA BOMBA JET CLAW EN EL SOFTWARE CLAW

1. INFORMACIÓN GENERAL

Una vez ingresado al programa, se procede a abrir archivo nuevo, luego

de ingresar los datos generales de cada pozo, se procede a ingresar el tipo

de pozo (vertical, desviado u horizontal) y tipo de fluido (petróleo o gas)

2. DATOS DEL RESERVORIO

En la ventana de Datos PVT, se ingresó los parámetros del reservorio:

presión del reservorio, temperatura del reservorio, corte de agua, gravedad

específica del gas, gravedad específica del agua, gravedad API,

producción diaria, presión de burbuja, presión del separador, temperatura

del separador, la composición de la mezcla (agua, gas y petróleo) y se

determina el Rs mediante la correlación de Standing.

52

3. DATOS IPR

En esta ventana, se ingresó los datos de presión de fondo fluyente,

profundidad del reservorio (TVD), profundidad de la bomba (TVD). Donde

se calcula nueva presión de fondo fluyente (Pwf), a la cual la bomba jet

funcionara de manera óptima.

53

4. SELECCIÓN DE BOMBA

Se ingresó los parámetros del fluido, se debe considerar que cuando el

BSW es < 10 % el tipo de fluido motriz a inyectarse es petróleo y se utilizara

su respectiva gravedad API, caso contrario es agua con una gravedad de

fluido motriz de 10 °API.

En el apartado “Datos de producción para diseño de la bomba”, se ingresa

la nueva presión de fondo fluyente calculada en el paso anterior, la cual

será la Presión de Entrada a la Bomba Jet @ Caudal deseado; la “Longitud

de la Línea de Flujo” será la profundidad de asentamiento de la bomba

(TVD) + 50 pies de tubería desde el equipo MTU hasta el cabezal de pozo.

Datos mecánicos del pozo, la bomba Jet Claw inyectá fluido por la tubería

de producción y retornará por el espacio anular, se ingresó los datos de:

diámetro externo de la tubería de producción (OD), diámetro interno de la

tubería de producción (ID) y diámetro interno de la tubería de revestimiento

(ID).

Para realizar una adecuada selección de la geometría de la bomba Jet se

aplicó parámetros de aplicación detallados en la tabla 2, donde se obtiene

como resultado la configuración de la bomba.

54

ANEXO 3.

REGISTRO DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET

CLAW POZO ACSA-007

(Claw, 2019)

55

ANEXO 4.


CLAW POZO ACSC-013M1

(Claw, 2019)

56

ANEXO 5.


CLAW POZO ACSC-029

(Claw, 2019)

57

ANEXO 6.

REPORTE DE SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW

POZO ACSD-016HR1

(Claw, 2019)

58

ANEXO 7.


CLAW POZO ACSD-023

(Claw, 2019)

59

ANEXO 8.


CLAW POZO ACSD-024

(Claw, 2019)

60

ANEXO 9.


CLAW POZO CNOC-013

(Claw, 2019)

61

ANEXO 10.


CLAW POZO CNOC-059

(Claw, 2019)

62

ANEXO 11.


CLAW POZO CNOI-040S1

(Claw, 2019)

evaluaciÓn del bombeo hidrÁulico como alternativa...

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