Embed Size (px)
Citation preview
1
Análisis técnico-financiero del sistema de levantamiento artificial más adecuado en un
campo maduro del Valle Medio del Magdalena sometido a inyección de agua y
polímero.
Documento Final Proyecto Colectivo Integrador
Para la obtención de Título de Maestría en Ingeniería de Petróleos
Universidad de los Andes, Bogotá.
Luis Ernesto Casallas Bello, Código 201610622
Anker Giovanni Duarte Duarte, Código 201618720
José Luis Pereira Garzón, Código 201624470
Diciembre de 2019.
2
Tabla de Contenidos
1. Objetivos .................................................................................................................................... 5
1.1. Objetivo General ................................................................................................................ 5
1.2. Objetivos específicos .......................................................................................................... 5
1.2.1. Técnicos ........................................................................................................................ 5
1.2.2. Financieros ................................................................................................................... 5
1.2.3. Socioambientales ......................................................................................................... 5
2. Metodología ............................................................................................................................... 5
2.1. Evaluación de Producción / IPR ....................................................................................... 6
2.2. Evaluación screening técnico matriz de selección. ........................................................... 6
2.3. Ranking de ALS. ................................................................................................................ 6
2.3.1. Análisis nodal curva outflow u oferta. ....................................................................... 6
2.3.2. Tabla de Impactos Socioambientales ......................................................................... 6
2.3.3. Evaluación Económica. ............................................................................................... 8
3. Evaluación de Información Recibida por Expertos................................................................ 9
3.1. Información inicial ............................................................................................................. 9
3.2. Segunda Entrega de Información ..................................................................................... 9
4. Pronósticos de producción ...................................................................................................... 11
4.1. Información asumida para cálculos de pronósticos de producción .............................. 12
4.2. Cálculos de pronóstico de producción primaria ............................................................ 13
4.3. Cálculos de pronóstico de producción secundaria (Waterflooding) ............................. 13
5. Evaluación Screening Técnico ................................................................................................ 15
5.1. Construcción de Matriz de ALS y criterios de selección (Screening) ........................... 15
5.2. Métodos de ALS descartados según criterios de selección. ........................................... 15
6. Análisis Nodal y Curvas de Desempeño de ALS en pozo tipo. ............................................ 17
6.1. Información asumida/estimada. ...................................................................................... 17
6.2. Cálculo de curvas de desempeño y sensibilidades – Gas Lift ........................................ 21
6.3. Cálculo de curvas de desempeño y sensibilidades – ESP .............................................. 25
6.4. Cálculo de curvas de desempeño y sensibilidades – Bombeo Mecánico. ...................... 26
6.5. Bombeo Hidráulico Tipo Jet............................................................................................ 27
7. Evaluación Ranking Técnico, Socioambiental y de Costos .................................................. 28
7.1. Ranking Técnico ............................................................................................................... 28
7.2. Ranking Económico ......................................................................................................... 28
7.3. Ranking Socioambiental .................................................................................................. 32
7.4. Ranking Total ................................................................................................................... 32
8. Evaluación de impactos socio ambientales ............................................................................ 33
9. Evaluación Económica ............................................................................................................ 34
9.1. Cálculo de Precio del barril de petróleo ......................................................................... 34
3
9.2. Benchmark ........................................................................................................................ 34
9.3. Inclusión Capex de contingencias en el flujo de caja ..................................................... 35
9.4. Modelamiento Depreciación ............................................................................................ 36
9.5. Cálculo de Flujo de Caja Libre para el Caso Base ........................................................ 36
9.6. Indicadores de Bondad Financiera ................................................................................. 36
9.6.1. Valor Presente Neto o VPN ...................................................................................... 36
9.6.2. Tasa Interna de Retorno o TIR ................................................................................ 36
9.6.3. Relación beneficio costo o B/C.................................................................................. 37
9.6.4. Costo anual equivalente o CAE .................................................................................... 37
9.6.5. Periodo de pago o Payback ....................................................................................... 37
9.7. Resultados de la Evaluación económica ......................................................................... 37
10. Conclusiones .......................................................................................................................... 39
11. Bibliografía ............................................................................................................................ 41
Lista de Tablas
Tabla 1. Matriz RAM de valoración cualitativa de riesgos ................................................................ 8
Tabla 2. Matriz RAM de valoración cuantitativa de riesgos .............................................................. 8
Tabla 3. Inventario de información recibida por expertos. .............................................................. 10
Tabla 4. Tabla PVT del fluido de yacimiento, suministrado por expertos ....................................... 11
Tabla 5. Tasas de producción iniciales para los 3 escenarios de inyección de agua ........................ 15
Tabla 6. Matriz de Screening o selección inicial de sistemas de levantamiento artificial (ALS) ... 18
Tabla 7. CASO A: Resultados de Selección de Sistemas ALS en matriz de Screening. ................. 19
Tabla 8. CASO B: Resultados de Selección de Sistemas ALS en matriz de Screening. .................. 20
Tabla 9. CASO C: Resultados de Selección de Sistemas ALS en matriz de Screening. .................. 21
Tabla 10. Estimación preliminar del índice de productividad para los casos A, B y C .................... 22
Tabla 11. Matriz de Ranking para el caso A. ................................................................................... 29
Tabla 12. Matriz de Ranking para el caso B. ................................................................................... 30
Tabla 13. Matriz de Ranking para el caso C. ................................................................................... 31
Tabla 14. Ranking por costos del Costo Unitario de Operación (CUO) para los sistemas ALS ...... 32
Tabla 15. Ranking por costos del Costo Unitario de Desarrollo (CUO) para los sistemas ALS. ..... 32
Tabla 16. Ranking de sistemas ALS por riesgos socioambientales ................................................. 32
Tabla 17. Ranking de sistemas ALS según criterios Técnicos, Socioambientales y Económicos. . 32
Tabla 18. Calificación de los sistemas ALS de acuerdo con criterios socioambientales ................. 34
Tabla 19. Resultados del benchmark de costos de instalación de sistemas ALS ............................. 35
Tabla 20. Costos de operación variables y semi-fijos según cada ALS ........................................... 35
Tabla 21. Resultados del CAPEX total para cada sistema de levantamiento artificial ..................... 35
Tabla 22. Indicadores de Bondad Financiera para los distintos ALS ............................................... 38
Lista de Figuras
Figura 1. Estados Mecánicos Tipo entregados por los expertos técnicos ........................................ 10
Figura 2. Mecanismos de producción para yacimientos de petróleo negro ..................................... 12
Figura 3. Límite estructural para cálculo de STOOIP ..................................................................... 13
Figura 4. Desempeño de WOR vs Np para el pozo tipo en cada caso de inyección ........................ 15
Figura 5. Pronósticos de producción de fluidos de pozo tipo .......................................................... 17
Figura 6. Estado Mecánico inicial generado en PipesimTM ............................................................. 21
4
Figura 7. Carga de información de superficie en Pipesim ............................................................... 22
Figura 8. Análisis nodal sin ALS .................................................................................................... 22
Figura 9. Análisis nodal de pozo tipo con condición de producción primaria. ................................ 23
Figura 10. Análisis nodal de pozo tipo 1 sensibilizando el corte de agua ........................................ 23
Figura 11. Sensibilización al caudal de gas, mandril inferior Gas Lift para el caso A ..................... 24
Figura 12. Sensibilidad a la inyección de gas en la válvula inferior para el caso B. ........................ 24
Figura 13. Sensibilidad a la inyección de gas en la válvula inferior para el caso C. ........................ 25
Figura 14. Diseño de ESP para caso B ............................................................................................ 25
Figura 15. Diseño de ESP para caso C ............................................................................................ 26
Figura 16. Análisis nodales bombeo mecánico, Casos A, B y C (WCUT = 95%) ............................ 26
Figura 17. Curvas de eficiencia bomba tipo Jet para diferentes tipos de garganta y boquilla .......... 27
Figura 18. Ejemplo análogo de la industria. .................................................................................... 28
Figura 19. Análisis VPN y árboles de decisión para los 3 casos de inyección de agua ................... 39
5
Análisis técnico-financiero del sistema de levantamiento artificial más adecuado en un
campo maduro del Valle Medio del Magdalena sometido a inyección de agua y
polímero.
1. Objetivos
1.1. Objetivo General
Documentar para un campo del VMM una recomendación bajo las pautas de la gestión de
proyectos que determine con criterios técnico, financiero y socioambiental, si el sistema de
levantamiento actual Gas Lift es apropiado para un proceso de recobro secundario y
terciario inyectando agua y polímero. Si este sistema no es aplicable, recomendar bajo los
mismos criterios, el sistema de levantamiento artificial más adecuado a los casos de
inyección: A) 200 bwpd. B) 500 bwpd y C) 1000 bwpd.
1.2. Objetivos específicos
1.2.1. Técnicos
1) Definir el potencial de producción de los pozos tipo suministrados por los expertos para
el análisis en el proyecto en barriles de líquido por día para los casos bajo (A), medio (B) y
alto (C) de inyección de agua a través de las curvas de desempeño IPR.
2) Seleccionar o descartar la posible implementación de los siguientes Sistemas de
Levantamiento Artificial (ALS): ESP, PCP, Beam Pump, Gas Lift, Jet Pump y Pistón
Hidráulico para los casos bajo (A), medio (B) y alto (C) de inyección de agua, mediante
una matriz de Screening o selección desde criterios técnicos, obteniéndose una lista de
ALS seleccionados.
3) Establecer un Ranking de los ALS de mejor desempeño a partir de la lista obtenida en el
Screening, luego realizar un filtro según criterios técnicos, económicos y socioambientales,
cuya calificación ponderada de los tres criterios sea por encima de 5 de acuerdo con una
escala de uno (1, mínima calificación) a diez (10, máxima calificación).
4) Recomendar, a partir del filtro de Ranking, el sistema de ALS de mejor desempeño
operacional, aplicando el diseño de análisis nodal mediante un software comercial
conocido.
1.2.2. Financieros
Establecer la recomendación desde el punto de vista financiero, entre los sistemas de
levantamiento escogidos, el ALS más adecuado para implementar en el campo del VMM
con base en el criterio económico de mayor EMV y mediante la realización de un árbol de
decisión, para cada uno de los casos A, B y C.
1.2.3. Socioambientales
1) Establecer la recomendación de los ALS con menor potencial de impacto desde el punto
de vista socioambiental a través de una matriz de evaluación de riesgos socioambientales
(RAM) para identificar y evaluar cualitativa y cuantitativamente los riesgos de cada uno de
estos sistemas ALS que resulten viables técnicamente en el proceso de Screening.
2) Definir el presupuesto de contingencia asociado a todos los riesgos valorados que se
obtienen como resultado de la evaluación en la matriz RAM para incluirlo en el flujo de
caja de la evaluación económica.
2. Metodología
Las actividades para desarrollar se secuencian en diagramas de flujo explicados en detalle
en el anexo 1. Se llevó a cabo un proceso principal para cada caso (A, B y C) que conlleva
a la selección de un método de ALS según los tres criterios principales (Técnico,
Socioambiental y Económico). La metodología de las actividades principales es explicada
a continuación:
6
2.1. Evaluación de Producción / IPR.
Se construyó la curva de desempeño (IPR) del pozo a nivel de yacimiento, para el pozo
tipo. Esta es la curva de requerimiento de producción del pozo, la cual se calculó con el
software de análisis nodal PipesimTM de la compañía Schlumberger para cada uno de los
casos A, B y C. Tiene dos puntos de decisión: a) Validar si la información proporcionada
por los expertos técnicos tiene sentido técnico para la producción requerida. b) Decidir si
se realiza un estimado asumido para la información de producción, tanto para volúmenes
de pronóstico como para presiones dinámicas esperadas y de yacimiento. El resultado es
una curva inflow, o de demanda.
2.2. Evaluación screening técnico matriz de selección.
Se utilizaron los criterios mostrados en el capítulo 5 para seleccionar o descartar los
métodos ALS más adecuados a cada caso, y se profundizó en éstos de acuerdo con la
bibliografía disponible. Se analizó la versatilidad de cada sistema para monitorear
propiedades dinámicas del pozo en fondo. Se incluyó un punto de decisión donde se
descartó o se incluyó cada sistema analizado de acuerdo con los criterios descritos.
2.3. Ranking de ALS.
Se calificó cada sistema según los criterios operacionales de la matriz técnica explicada en
el capítulo 5, con criterios socioambientales, según la valoración realizada en la matriz
RAM y con criterios económicos de costos unitarios tanto de levantamiento como de
desarrollo, tal como se explica en el anexo 1 numeral 1.3.1.3. Esta metodología de ranking
se diseñó teniendo en cuenta unos criterios de calificación de 1 a 10, donde la calificación
final será el promedio de las calificaciones parciales para cada ALS. Todos los ALS que
tengan una calificación superior a 5 pasarán a la fase de evaluación técnica por análisis
nodal y finalmente evaluación económica. El ranking de los ALS es un punto de decisión.
2.3.1. Análisis nodal curva outflow u oferta.
Se realizó mediante software de análisis nodal PipesimTM. Según desempeño, se validó la
opción de mantener el sistema de levantamiento Gas Lift posterior al proyecto de inyección
de agua o recuperación secundaria. Asimismo, se validó desde el punto de vista técnico la
implementación de los sistemas bombeo mecánico y electrosumergible. Dado que el
sistema Jet Pump no se puede modelar en Pipesim, se optó por incluir un diseño análogo
de la industria con el cual se analizan sus aspectos más importantes de diseño para obtener
las tasas de los tres casos A, B y C con todo el espectro de corte de agua y se da validez a
la implementación de este sistema según los requerimientos de producción.
2.3.2. Tabla de Impactos Socioambientales.
Se dio enfoque en establecer un listado de aspectos ambientales relacionados con las
actividades de cambio en el sistema ALS, la identificación de riesgos que pueden generar
un impacto determinado, su valoración según la matriz de riesgos RAM y finalmente la(s)
actividad(es) de mitigación y su costo. El flujograma mostrado en el Anexo 1, numeral 1.3.
incluye el proceso de evaluación en la matriz RAM y hace parte del punto de decisión
junto con los criterios técnicos y económicos en el proceso de ranking y escogencia de los
dos métodos ALS finales. Para el ranking se realizó la valoración socioambiental teniendo
en cuenta los resultados del screening basado en la información entregada por los expertos
en donde se obtuvo como resultado que los ALS viables técnicamente son Gas lift, bombeo
mecánico, bombas electrosumergibles y jet pump. Por lo tanto, estos ALS se tuvieron en
cuenta para la evaluación socio ambiental.
La metodología utilizada en la valoración para la selección del ALS basado en el riesgo
socioambiental utilizó como base la Norma Técnica Colombiana NTC 5254 “Gestión de
Riesgo”1 en dónde los elementos definidos son: establecer el contexto, identificar riesgos,
1 (CORPONOR, 2006)
http://www.corponor.gov.co/NORMATIVIDAD/NORMA%20TECNICA/Norma%20T%E9cnica%20NTC%205254.pdf
7
analizar riesgos, evaluar riesgos y tratar riesgos. Como elementos transversales se definen:
comunicar, consultar, monitorear y revisar. De estos elementos se utilizan la identificación
de riesgos, el análisis de riesgos y la evaluación de riesgos para la valoración del riesgo, la
cual tiene un componente cualitativo y un componente cuantitativo. Seguido a esto se
realiza una normalización de la evaluación cuantitativa de 1 a 10 para poder incluir la
calificación en el ranking técnico, socioambiental y económico.
Dando enfoque en la clasificación socioambiental de los riesgos para establecer el entorno
e identificar los riesgos socioambientales se utilizó el procedimiento ECP-DHS-P-013
“Procedimiento para la identificación de aspectos e impactos ambientales”2, utilizado en la
industria por la empresa para determinar los aspectos ambientales, los cuales según la NTC
ISO 14001 de 2015 “Sistemas de Gestión Ambiental”3 está definido como “Aspecto
Ambiental: Elemento de las actividades, productos o servicios de una organización que
interactúa o puede interactuar con el medio ambiente”. Para nuestro caso se asocian a las
causas de posibles eventos con riesgos y consecuencias ambientales asociados, así mismo,
la norma NTC ISO 14001 de 2015 define el impacto ambiental como: “Cambio en el
medio ambiente, ya sea adverso o beneficioso, como resultado total o parcial de los
aspectos ambientales de una organización”. Según lo anterior, se establecieron entonces los
aspectos y los riesgos asociados únicamente al cambio de ALS. Por lo tanto, no se realizó
el levantamiento de los riesgos existentes ni sus planes de acción ya que no hacen parte de
este proyecto, así como tampoco se tuvieron en cuenta los riesgos asociados a yacimientos.
El procedimiento ECP-DHS-P-013 cuenta con los siguientes elementos: identificar
impactos ambientales, identificar y evaluar impactos ambientales, valorar el riesgo,
clasificar los impactos en significativos y no significativos, y establecer los planes de
acción para cada caso. En ese sentido se adecúa el procedimiento a las necesidades del
ejercicio de evaluación de riesgos, por lo que se utilizaron los siguientes elementos:
identificar los aspectos ambientales asociados a actividades propias del cambio de ALS
para poder identificar los riesgos e impactos ambientales. Éstos últimos están asociados a
las consecuencias.
Para el elemento de análisis de los riesgos en el proceso de valoración de riesgos, se hace
la evaluación cualitativa utilizando la matriz RAM de la industria tomada de Ecopetrol4 y
descrita en la Tabla 1 en dónde podemos valorar los riesgos en Muy Alto, Alto, Medio,
Bajo y Ninguno (VH, H, M, L, N en inglés). Basado en los impactos y las probabilidades
definidos en la matriz según el impacto a personas, ambiental, económico y la imagen de la
empresa, las probabilidades se valoran con base en la Tabla 1, de acuerdo con la
ocurrencia de las consecuencias según la definición en la referencia tomada de las notas de
clase de la Universidad de los Andes.5 Seguido a la evaluación cualitativa se utilizaron los
valores de la tabla RAM de riesgos del PMI para valorar los riesgos socioambientales de
forma cuantitativa, la matriz se muestra en la Tabla 2.
2 (Ecopetrol, 2009) https://www.ecopetrol.com.co/documentos/55689_Anexo_No._23_-_ECP-DHS-P-
013_Aspectos_Impactos_Ambientales.pdf 3 (ICONTEC INTERNATIONAL, 2015)
https://informacion.unad.edu.co/images/control_interno/NTC_ISO_14001_2015.pdf 4 (ECOPETROL, 2008) Uso de la matriz de valoración de riesgos - RAM. Recuperado de: https://www.ecopetrol.com.co/documentos/49335_ANEXO_28_Uso_Matriz_Valoraci%C3%B3n_de_Riesgos_- _RAM..pdf 5 (Sanchez, 2006) Nota de clase curso Manejo Ambiental en Proyectos Petroleros, Maestría en Ingeniería de Petróleos Universidad de os Andes.
8
Tabla 1. Matriz RAM de valoración cualitativa de riesgos
CONSECUENCIA PROBABILIDA D A B C D E
Impacto Personas
Impacto Economico
Imagen de la empresa
Ambiental
No ha ocurrido en
la industria
Ha ocurrido en la
industria
Ha ocurrido en la
empresa
Sucede varias
veces al año en la
empresa
Sucede varias veces al año
en la Unidad,
superintendencia o
departamento
Una o más fatalidades Catastrofica > $10 M Internacional Contaminación irreparable 5 M M H H VH
Incapacidad permanente
(Parcial o Total) Grave $1Ma $10 M
Nacional
Contaminación Mayor
4
L
M
M
H
H
Incapacidad temporal (> 1 día) Severo $100k a $1 M Regional Contaminación localizada 3 N L M M H
Lesión menor (sin
incapacidad) Importante $10k a $100K
Local
Efecto menor
2
N
N
L
L
M
Lesión Leve (primeros
auxilios) Marginal < $10k
Interna
Efecto leve
1
N
N
N
L
L
Ninguna Lesión Ninguna Ningun Impacto Ningún efecto 0 N N N N N
Tabla 2. Matriz RAM de valoración cuantitativa de riesgos
0,1 0,3 0,5 0,7 0,9
No ha ocurrido en
la industria
Ha ocurrido en la
industria
Ha ocurrido en la
empresa
Sucede varias
veces al año en la
empresa
Sucede varias veces al año
en la Unidad,
superintendencia o
departamento
0,8 0,08 0,24 0,4 0,56 0,72
0,4 0,04 0,12 0,2 0,28 0,36
0,2 0,02 0,06 0,1 0,14 0,18
0,1 0,01 0,03 0,05 0,07 0,09
0,05 0,005 0,015 0,025 0,035 0,045
Para la evaluación de riesgos se realizó la normalización de los riesgos cuantitativos de 1 a
10 para que pueda ser utilizado en la fórmula de ranking asociando el mayor valor (10) al
ALS de menor riesgo, y el menor valor (1) al ALS de menor riesgo. La calificación de los
otros dos ALS se asignan por Interpolación.
Por último, se hace el tratamiento de riesgos y una valoración de los riesgos después de
aplicar los tratamientos sin que se materialicen. Toda la información se encuentra
diligenciada en una Matriz de riesgos (Ver Anexo 2), en donde se encuentran todos los
riesgos valorados para cada ALS. En la columna ALS se encuentra cada tipo y los riesgos
comunes para los cuatro ALS designados con la palabra “todos”.
2.3.3. Evaluación Económica.
La metodología se encuentra descrita en el flujograma mostrado en el numeral 1.4 del
Anexo 1. Es necesario realizar inicialmente un benchmark de costos operativos (OPEX) y
de inversión (CAPEX) para, con los perfiles de producción de petróleo y líquido total y
algunas premisas económicas, calcular los flujos de caja anuales descontados a la tasa de
oportunidad, con lo cual se obtiene, tanto para el caso base en recobro primario con Gas
Lift como para los distintos casos de inyección de agua y ALS´s, los indicadores de bondad
financiera para comparar proyectos, que en orden de importancia son: valor presente neto o
VPN, tasa interna de retorno o TIR, relación beneficio costo o B/C, costo anual equivalente
o CAE y período de pago o Payback. Para el caso Base no se realiza inversión, es decir, no
se incluye CAPEX en el flujo de caja. Posteriormente, se calculará el VPN total para los
ALS que hayan pasado el filtro después de realizado el Ranking, en cada uno de los casos.
El VPN incremental será: VPNtotal – VPNbase. Este VPN incremental será el insumo para
elaborar un árbol de decisión para cada caso, con el fin de calcular el EMV o Valor
Monetario Esperado en cada uno de ellos. Finalmente, se llegará a una recomendación
económica para cada caso (A, B, C), basada en el ALS que presente el mayor EMV de
todos. El planteamiento del árbol de decisión se muestra en la figura 3 del Anexo 1.
9
3. Evaluación de Información Recibida por Expertos
Dentro de la fase de ejecución se llevó a cabo la actividad: “Análisis de la información
general del campo: técnica, económica, ambiental, social y aspectos contractuales”. La
información recibida se centró fundamentalmente en el aspecto técnico. No se suministró
información ambiental, social y/o de aspectos contractuales.
3.1. Información inicial
A continuación, se transcribe el contexto inicial proporcionado por los expertos técnicos:
“Un campo en el Valle Medio del Magdalena es actualmente operado mediante
levantamiento Gas Lift, por lo cual toda su infraestructura actual está orientada a la
operación de este sistema. El equipo de desarrollo ha planteado la posibilidad de
implementar un proceso de inyección de agua, para lo cual se estima inyectar entre 200,
500 y 1000 STBW/D (Escenario A, B y C) en los pozos inyectores, los cuales tienen una
relación de 3 pozos productores a 1 Pozo inyector; Los tiempos de respuesta se estiman
ocurran entre 6 y 18 meses posterior al inicio de la inyección.
En los documentos adjuntos se encuentra información relacionado a las coordenadas
relativas de los pozos, sus profundidades (MD y Total Depth), así como la trayectoria tipo
de tres pozos. Así mismo se cuenta con la información de producción en el mes de Julio
del presente año para aquellos pozos que se encuentran activos en este momento (Estas
tasas representan la producción primaria del campo y no mediante el proceso de inyección
de agua). Por último, se relaciona la evolución esperada de WOR-vs-Np una vez los pozos
se encuentren sometidos al proceso de inyección de agua.”
La relación de la información entregada por los expertos técnicos se encuentra en la Tabla
3. La Figura 1 muestra los estados mecánicos tipo 1 y 2 entregados a manera de referencia
por los expertos, mientras que la Figura 3 muestra la información geográfica de pozos de
acuerdo con las coordenadas suministradas.
Figura 3. Límite estructural para cálculo de STOOIP
3.2. Segunda Entrega de Información
Se transcribe a continuación la información complementaria al primer paquete entregado
por los expertos técnicos. Esta información adicional fue suministrada como una consulta
elevada a los expertos técnicos.
• Número de pozos productores activos. Información ya proporcionada
• Historia de producción pozo a pozo y presiones (promedia de yacimiento y Pwf).
Presión promedio variable arena a arena, puede estar entre 800 y 2500 psia, presiones de
fondo fluyendo típicas para el gas lift de 300 a 600 psia.
Vis
ta
de
l p
lan
ta
de
l Y
acim
ien
to
10
50
0
10
00
0
N-4
95
00
NN N-- -64508 9
9
00
0
N-1
3
NN
-4-473
NN- -5
485
N-3
NN-- 6424
B
85
00
N
N -2-
44S9
T
N-4
6
N-7
NN- -412
2
80
00
N
-5N
2-S1
T8
N
-26
N
-38
N
-4
0
N-8
N-3
4
N-N 2
-1
5
NC-S5
-72
75
00
N
-11
N
-27
N-3
5
N
-41
N
-32
N
-17 N
-28
N
-3
9
N-2N
5-6
NNN---565
516
70
00
N-2
0
N
-14N
-30N
-3
3
N-2
2
N-2
1
N-1
N-2
N3-3
7
N-2
9
N-1
6 N
N-- 3
3 16 C
N-2
0
N-1
9
CCNNN- -
5 1-60 6
37
65
00
N NN
- --5554 13
C
N-8
6
CNC -N
C 1-N26
-287
CN
-31
60
00
C
N-5
7
CN
-83
CC CNN N
-- -11136 2
01 0
CN
-19
C
N-4
8
CN
-16
C
N-3
5
CN
-56CN
-C3N
6-7
7
CN
-10
C
N-3
4
C CS S
- -16
55
00
CCCCNCNSSS--
--1-1 35426
92
CN
-4
4
CN
-81
5
5
CN
-C 6N 5
- C
N-2
8
CN
-93
5
00
0
CNC
N-0-
6170
X9
CN
-80
CC
NN--1
7189
CN
-37
CN
-10
7
CN
-75
C
N-4
3
CCCNNN
---711
42278
C
N-5
2
CN
-5
CC
NN--967
9 C
N-1
8CN
- C4N6
-9
5
45
00
CN
-5
4
CN
-70
CN
-5
0
C CNN- -171
10
CN
-25
40
00
CN
-7
6
C CN
N- -1
1512
C
N-1
11
C
N-2
3
C
N-3
9C
N-6
4
CN
-96
C
N-8
4
C CCN NN
- --1 81
1 9589
C
N-4
5
CN
-61
C
N5-9
99
CN
-C5N
3- C
N-4
C CCN NN-
-1-16 31
25760
0
C
N- C2 N
1-1
1
CN
-12
5ST
C
N-9
1
CN
-26
C
N-3
8
C
N-5
8
CN
-92
C
N-C
N- C4
N9-7
3
11
3 C
NC-N 9
- 805
1X
CN
-9
CN
-22C
CNN-1-62 C
81N
-79
3
00
0
CN
-14
C
N-4
7
C C
N-9
0
N-1
00
C
N-3
C
N-3
0 C
N-1
03
C
N-C4CN1
N-0-88
88i
C CCN NN
- --1 116 65
8 08
CN
-33
2
50
0 CCC
NNN---111
261456
CC
NN--110
011i
CN
-7
CCNN--110
044i
CN
-60
CN
-1
7
C C
N N- -1 1
6 09 5
C
N-2
9
20
00
C
N-2
4
CN
-27
C
N-1
02
C
NCCN-
N1-30-88
22i
CN
-2
CNCC-
NN12--14332S
3T2
C
N-9
4
CNC
N-1-
1646
15
00
C
N-8
CN
-1 C
N-1
C0N
6-8
5
CCNN-- 17 1
2 5
S-1
0
SS-0-
77X
CCC CNNN N
--- - 111 1326 3
124 2
CN
-32
SS S-- -12171 8
10
00
C
N-4
0
S-1
2
S-2
S
-8
S S
- -35
S-1
3
SS- SS2- -- 1
2162
S1T
50
0 S
-1
S-1
5
0
SS
-2-1
09ST
-10
00
-5
00
0
S-6
50
0
10
00
15
00
2
00
0
S-9
-5
00
-10
00
-15
00
10
WOR Relación agua/aceite para cada volumen acumulado de un pozo tipo.
Figura 1. Estados Mecánicos Tipo entregados por los expertos técnicos.
Tabla 3. Inventario de información recibida por expertos.
de Excel)
Pozo Tipo 2 Pozo Tipo 1
Archivos Tablas/Títulos/Figuras Datos específicos Comentario
Archivo de Excel
"Información_PCI_Po
zos"
Tabla "Deliver Wells",
(Emitida en una hoja
de Excel)
Nombre de Pozo Coordenada X No se especifica si es de superficie o de fondo
Coordenada Y No se especifica si es de superficie o de fondo
Valor Datum
Profundidad que puede ser utilizada para presiones de fondo fluyendo (Pwf) en
psi.
TD (TVSS) Profundidad total de fondo expresada en pies sobre el nivel del mar
TD (MD) Coordenada de fondo en valor medido (Measured Depth)
TVD True Vertical Depth
Tabla
"Deliver_Production",
(Emitida en una hoja
de Excel)
Nombre de Pozo Se incluyen 109 pozos
Fecha
Fecha de última producción: 1/7/2019. Se asume que es producción promedio del
mes de julio.
Oil Rate CD bbl/d
Se asume producción promedio mensual calendario de petróleo en bopd (barriles
de aceite por día)
Gas Rate CD Kcf/d
Se asume producción promedio mensual calendario de gas en Kscf/d (miles de
pies cúbicos por día)
Tabla
"Deliver_Trajectories"
. Trayectoria de pozo
para los pozos tipo "S-
07X", "CN-106", y "CN-
165", (Emitida en una
hoja de Excel)
MD
Profundidad medida de pozo para a trayectoria de cada pozo tipo
INC
Angulo incremental de desviación de la vertical del pozo por cada profunidad
medida mientras avanza en profundidad.
TVD
Profundidad vertical verdadera de pozo para cada profundidad medida (MD).
DLS [°/100ft]
"Dog Leg Severity" o desviación de pozo por cada 100 ft de profundidad medida.
Tabla "WOR vs Np",
(Emitida en una hoja
Np (BT)
Barriles acumulados para un pozo tipo sometido a inyección de agua
Archivos Tablas/Títulos/Figuras Datos específicos Comentario
Archivo "Pozo
Tipo.pdf"
Estados mecánicos de
dos pozo tipo
Pozo Tipo 1
Elevación de de superficie y de Mesa Rotaria.
Tabla de sartas de revistimiento y producción, especificando # juntas, grado, tipo
Estado mecánico de pozo tipo 1 para producción en gas lift con:
- Profundidad de tres Mandriles de gas lift con válvula R20 3/16”, profundidad de
- Profundidad de 12 intervalos de cañoneo
- Profundidad de tres niveles de fluidos para tres fechas en la historia de
- Profundidades de casing shoe y cemento de fondo de pozo.
Se observa profundidad de cola de sarta de tubing por encima de perforados.
Pozo Tipo 2
Elevación de de superficie y de Mesa Rotaria. Tabla de sartas de revistimiento y producción, especificando # juntas, grado, tipo
de rosca, peso/ft, y profundidades tope-base.
Estado mecánico de pozo tipo 1 para producción en gas lift con: - Profundidad de tres Mandriles sencillos y duales de gas lift con dummy,
profundidad de empaque dual para tubing, profundidad de seating nipple, mule
shoe
- Profundidad de 12 intervalos de cañoneo con recañoneo en 2018 - Profundidad de cinco niveles de fluidos para cinco fechas en la historia de
producción.
- Profundidades de casing shoe y cemento de fondo de pozo.
Se observa profundidad de cola de sarta de tubing a la altura de los perforados de
fondo.
11
• Petrofísica. Porosidad entre 5 y 15%, permeabilidades entre 15 y 150 mD. Espesores típicos
(gross) de 2000 ft y netos de 300-400 ft.
• Deben preocuparse por el manejo de pozo únicamente, asumir que todas las
facilidades son suficientes para proporcionar el tratamiento necesario. Presión en
cabeza necesaria para llegar a estación: 150 – 200 psia.
• Consumos energéticos de Equipos y pozos. No son necesarios
• Pronósticos de producción pozos base post water-flooding/polymer flooding. Reconstruir con los pozos tipos proporcionados = Caudal constante y WOR-Np.
• Costos (Capex asociado a Facilidades de inyección de agua y/o químicos, Opex fijo y
variable). Calcular una base y utilizarla para comparar relativamente las diferentes
alternativas.
• Tema socio ambiental: HSE, Riesgos sociales, PMA, EIA, Licencias actuales de
Captación y/o disposición de agua en subsuelo. Temas de vertimiento/captación están
fuera del alcance del proyecto: considerar los aspectos ligados a la construcción de nueva
infraestructura para los sistemas de levantamiento propuestos.
Enfocarse en el desempeño del pozo
• Considerar una leve producción de arena en algunos pozos como riesgo.
• Considerar la versatilidad para realizar el monitoreo del proceso de inyección
• No existe infraestructura eléctrica pozo a pozo, pero existe conexión central a la red
eléctrica nacional en la estación de tratamiento.
• PVT:
Tabla 4. Tabla PVT del fluido de yacimiento, suministrado por expertos
La información recibida fue analizada con el fin de reconstruir tanto la historia de
producción como los pronósticos de producción esperados para los casos A, B, y C,
teniendo en cuenta los parámetros de inyección establecidos. La metodología de cálculo
para los pronósticos de producción se encuentra incluida en el numeral 4, mientras que la
metodología de cálculo para la estimación del desempeño del influjo del pozo, es decir, de
los parámetros de fondo a través del análisis nodal, se especifican en el numeral 6.
4. Pronósticos de producción
Los pronósticos de producción son un insumo importante tanto para el screening (pozo
tipo) como para la evaluación económica del sistema de levantamiento a recomendar en
cada caso de inyección. Para ello es necesario conocer la historia de producción de fluidos
(petróleo, gas y agua) pozo a pozo o al menos de todo el campo, al igual que la historia de
presiones. Esto permitirá generar pronósticos a largo plazo en recobro primario.
Para este proyecto se dispone únicamente de la información actual de tasa diaria promedio
de producción de fluidos pozo a pozo reportada a 01 de julio de 2019, momento en el cual
el campo aún no se ha sometido a inyección de agua y del pronóstico de producción
12
incremental de petróleo y agua al breakthrough para un pozo tipo por un periodo de 212
meses, es decir, 17.7 años aproximadamente.
4.1. Información asumida para cálculos de pronósticos de producción
Por las condiciones fijadas por los expertos para este proyecto, la historia de producción
pozo a pozo es desconocida, por lo cual, mediante un procedimiento analítico y con la
información de petrofísica y características del fluido se estimó la producción histórica de
petróleo para 97 pozos bajo las siguientes premisas:
a) El yacimiento es volumétrico y produce bajo un mecanismo intermedio entre
expansión de roca-fluidos y empuje por expansión del gas en solución, tal como se muestra
en la curva roja de la Figura 2. Esto significa que a medida que los pozos producen
fluidos, la presión del yacimiento disminuye en el tiempo y en consecuencia también lo
hace la tasa de producción de petróleo y gas. La no producción de agua permite inferir
sobre dos aspectos importantes: primero que los pozos productores fueron completados por
encima del contacto agua-petróleo y, segundo, que las arenas productoras no tienen soporte
de presión proveniente de algún acuífero. La Figura 2 presenta una aproximación del
mecanismo de producción asumido.
Figura 2. Mecanismos de producción para yacimientos de petróleo negro6
b) Al desconocerse el contacto agua-petróleo, se estimó un límite estructural (contorno
azul), cuya área es de 3413.82 acres, para calcular el volumen de petróleo original
(STOOIP), teniendo en cuenta una distancia horizontal a los pozos productores de
aproximadamente 250 metros, como se ve en la Figura 3.
c) Definida esta área y con los parámetros petrofísicos promedio, se calculó el
volumen de petróleo original STOOIP obteniendo 557.2 MMstb:
Los dos parámetros asumidos fueron el área y la saturación inicial de petróleo.
6 Satter, A. and G. C. Thakur. Integrated Petroleum Reservoir Management: A Team Approach, PennWell Books, Tulsa, OK, 1994. Página 103.
13
Figura 3. Límite estructural para cálculo de STOOIP
d) En un intento por reconstruir la historia de producción y con base en la premisa del
agotamiento del yacimiento por presión, se estableció que aquellos pozos con las tasas
actuales de producción de petróleo más bajas son aquellos perforados al inicio del
desarrollo del campo y con tasas iniciales de producción altas y, por el contrario, aquellos
pozos con las tasas actuales de producción de petróleo más altas son los perforados más
recientemente y con tasas iniciales de producción bajas. Dado que son 97 pozos
productores, se estableció un desarrollo del campo con campañas anuales de 7 pozos
perforados en un periodo de 166 meses ó 13.86 años. Para este tipo de yacimientos, las
declinaciones de los pozos son de tipo exponencial y oscilan entre 3 y 5% mensual
nominal. Para este caso la tasa de declinación exponencial que cumple con las premisas
arriba definidas es del 4.175% mensual nominal. La ecuación que permite calcular mes a
mes la tasa promedio diaria de producción de petróleo, asumiendo declinación exponencial
es la siguiente:
Donde,
Qoi es la tasa de producción incial de petróleo, stb/d
t tiempo en meses
Di tasa de declinación mensual nominal, fracción
Como resultado del ejercicio se obtuvo una producción totalizada ó Np para los 97 pozos
desde el 31 de octubre de 2005 hasta el 31 de julio de 2019 de 65.18 MMstb, lo cual da un
factor de recobro primario del 11.7%, obtenido por división entre el Np y el STOOIP.
4.2. Cálculos de pronóstico de producción primaria
Como resultado del ejercicio de declinación de producción pozo a pozo se obtuvo que un
pozo tipo de la base (recobro primario) produciría cerca de 19 stb/d (barriles estándar por
día) de petróleo y 1.9 Mscf/d (pies cúbico estándar por día), para producir un volumen
técnico remanente de petróleo de 15 Mstb (miles de barriles) y un volumen de gas de 1.5
MMscf (millones de pies cúbicos).
4.3. Cálculos de pronóstico de producción secundaria (Waterflooding)
Para cada caso de inyección de agua (caso A 200 stbw/d, caso B 500 stbw/d y caso C 1000
stbw/d) se calculó la producción de fluidos con base en las premisas de irrupción de agua
en los pozos productores (breakthrough), de patronamiento (1 pozo inyector por cada 3
productores) y los datos mensuales de WOR vs Np proporcionados por los expertos así:
La tasa de producción de líquido es constante y en un pozo productor del patrón equivale la
tercera parte de la tasa de inyección. La tasa de agua se obtiene restando a la tasa de
líquido la tasa de petróleo calculada. Se calcula el corte de agua, Wcut, con los datos WOR
vs Np proporcionados por los expertos. La ecuación que relaciona WOR y Wcut es:
Vis
ta
de
l p
lan
ta
de
l Y
acim
ien
to
10
50
0
10
00
0
N-4
95
00
NN N-- -64508 9
9
00
0
N-1
3
NN
-4-473
NN- -5
485
N-3
NN-- 6424
B
85
00
N
N -2-
44S9
T
N-4
6
N-7
NN- -412
2
80
00
N
-5N
2-S1
T8
N
-26
N
-38
N
-4
0
N-8
N-3
4
N-N 2
-1
5
NC-S5
-72
75
00
N
-11
N
-27
N-3
5
N
-41
N
-32
N
-17 N
-28
N
-3
9
N-2N
5-6
NNN---565
516
70
00
N-2
0
N
-14N
-30N
-3
3
N-2
2
N-2
1
N-1
N-2
N3-3
7
N-2
9
N-1
6 N
N-- 3
3 16 C
N-2
0
N-1
9
CCNNN- -
5 1-60 6
37
65
00
N NN
- --5554 13
C
N-8
6
CNC -N
C 1-N26
-287
CN
-31
60
00
C
N-5
7
CN
-83
CC CNN N
-- -11136 2
01 0
CN
-19
C
N-4
8
CN
-16
C
N-3
5
CN
-56CN
-C3N
6-7
7
CN
-10
C
N-3
4
C CS S
- -16
55
00
CCCCNCNSSS--
--1-1 35426
92
CN
-4
4
CN
-81
5
5
CN
-C 6N 5
- C
N-2
8
CN
-93
5
00
0
CNC
N-0-
6170
X9
CN
-80
CC
NN--1
7189
CN
-37
CN
-10
7
CN
-75
C
N-4
3
CCCNNN
---711
42278
C
N-5
2
CN
-5
CC
NN--967
9 C
N-1
8CN
- C4N6
-9
5
45
00
CN
-5
4
CN
-70
CN
-5
0
C CNN- -171
10
CN
-25
40
00
CN
-7
6
C CN
N- -1
1512
C
N-1
11
C
N-2
3
C
N-3
9C
N-6
4
CN
-96
C
N-8
4
C CCN NN
- --1 81
1 9589
C
N-4
5
CN
-61
C
N5-9
99
CN
-C5N
3- C
N-4
C CCN NN-
-1-16 31
25760
0
C
N- C2 N
1-1
1
CN
-12
5ST
C
N-9
1
CN
-26
C
N-3
8
C
N-5
8
CN
-92
C
N-C
N- C4
N9-7
3
11
3 C
NC-N 9
- 805
1X
CN
-9
CN
-22C
CNN-1
-62 C
81N
-79
3
00
0
CN
-14
C
N-4
7
C C
N-9
0
N-1
00
C
N-3
C
N-3
0 C
N-1
03
C
N-C4CN1
N-0-88
88i
C CCN NN
- --1 116 65
8 08
CN
-33
2
50
0 CCC
NNN---111
261456
CC
NN--110
011i
CN
-7
CCNN--110
044i
CN
-60
CN
-1
7
C C
N N- -1 1
6 09 5
C
N-2
9
20
00
C
N-2
4
CN
-27
C
N-1
02
C
NCCN-
N1-30-88
22i
CN
-2
CNCC-
NN12--14332S
3T2
C
N-9
4
CNC
N-1-
1646
15
00
C
N-8
CN
-1 C
N-1
C0N
6-8
5
CCNN-- 17 1
2 5
S-1
0
SS-0-
77X
CCC CNNN N
--- - 111 1326 3
124 2
CN
-32
SS S-- -12171 8
10
00
C
N-4
0
S-1
2
S-2
S
-8
S S
- -35
S-1
3
SS- SS2- -- 121
62S1T
50
0 S
-1
S-1
5
0
SS
-2-1
09ST
-10
00
-5
00
0
S-6
50
0
10
00
15
00
2
00
0
S-9
-5
00
-10
00
-15
00
14
La tasa de petróleo (Qo)patrón producida en un patrón de inyección se obtiene así:
Ecuación 3
Ecuación 4
Finalmente, la tasa promedia de petróleo para un pozo tipo en cada escenario se obtiene
promediando las tasas de petróleo calculadas para todos los patrones de inyección:
Ecuación 5
La tasa de producción de gas del pozo tipo se obtiene multiplicando la tasa de producción
de petróleo Qo por la relación gas-petróleo obtenida a la presión actual de reservorio (1200
psia), la cual es menor a la presión de burbuja:
Ecuación 6
La presión actual de reservorio se obtuvo por análisis nodal.
Los perfiles de producción de petróleo para cada caso de inyección de agua es función de
la tasa de producción de líquido, la cual es constante en cada pozo productor del patrón de
inyección dado que la tasa de inyección es costante, y del perfil mensual de corte de agua
definido.
El perfil de corte de agua Wcut que se obtiene de los datos mensuales de WOR vs Np
proporcionados por los expertos fue asignado al caso medio de inyección de agua: Caso B
500 bwpd.
Recurriendo al concepto de tiempo de inyección, el cual se obtiene dividiendo el volumen
poroso PV entre la tasa de inyección qwinj, se entiende que a mayor tasa de inyección
menor tiempo de inyección y viceversa, ya que el volumen poroso permanece constante
para cualquier caso de inyección. Este concepto puede aplicarse al escalamiento del tiempo
al cual ocurre cada valor de corte de agua.
Para los casos A (200 bwpd) y C (1000 bwpd) de inyección se escaló el tiempo aplicado al
perfil de Wcut así:
Ecuación 7
Para dos tasas de inyección distintas los tiempos son proporcionales:
Ecuación 8
Tomando un par de datos del caso Medio (500 bwpd), el cual corresponde con los datos
recibidos por parte de los expertos, por ejemplo (Wcut = 29.09%, t = 4 meses), se puede
calcular el tiempo al cual se llega al mismo corte de agua para los casos bajo (200 bwpd) y
alto (1000 bwpd) así:
Caso Bajo:
Caso Alto:
Con base en la metodología anterior se calcularon, mes a mes, las tasas diarias de petróleo,
agua y gas para cada uno de los escenarios de inyección:
15
Tabla 5. Tasas de producción iniciales para los 3 escenarios de inyección de agua
Tasas de producción iniciales
Escenario de inyección Qo, stb/d Qw, stb/d Qg, Mscf/d
A: 200 stbw/d 65 3 10.03
B: 500 bwpd 150 20 23.02
C: 1000 bwpd 280 60 43.14
Como premisa, el desempeño WOR vs Np es igual para todos los casos, como lo muestra
la Figura 4, pero el desempeño del corte de agua en el tiempo es exclusivo de cada caso.
Figura 4. Desempeño de WOR vs Np para el pozo tipo en cada caso de inyección
La Figura 5 presenta los pronósticos de producción de fluidos para los casos A, B y C, con
respuestas a la inyección a los 30, 12 y 6 meses respectivamente.
5. Evaluación Screening Técnico
5.1. Construcción de Matriz de ALS y criterios de selección (Screening)
La
Tabla 6 muestra los criterios de selección incorporados en una matriz para evaluar los
sistemas de levantamiento que son más convenientes y cuáles se deben descartar de
acuerdo con las necesidades del pozo tipo planteado y de los casos de producción A, B y
C. Los criterios incluidos en la matriz se basan en dos referencias principales SPE y
PEMEX1 (Cruz, 2015).
5.2. Métodos de ALS descartados según criterios de selección.
Las tablas 4, 5, y 6 relacionan el proceso de selección para los ALS escogidos y
descartados según cada criterio técnico en los casos A, B y C respectivamente. Las celdas
sombreadas en verde indican que el sistema “aprueba” el indicador. Las celdas rojas
indican que el sistema de levantamiento “no pasa” el indicador para que sea válida la
implementación del método según los requerimientos del pozo en cada caso.
Con respecto al sistema Gas Lift, éste puede ser seleccionado para los tres casos de
producción, puesto que ya se encuentra instalado en el campo y requiere costos mínimos
para la continuidad de su operación, incluso con el aumento del corte de agua. No obstante,
se ha observado en los análisis nodales efectuados que a cortes de agua superiores al 70%,
el sistema pierde eficiencia y por ende productividad. Lo anterior también ha sido
16
reportado en la literatura, como en la matriz de selección técnica que se ha manejado
en PEMEX (Cruz, 2015), Ver Tabla 6, criterio 12.
Los sistemas de levantamiento artificial descartados para el caso A (Producción de fluidos
= 80 bfpd) son los siguientes:
• Cavidades Progresivas: Se descarta por criterios de profundidad (profundidad
máxima = 6,000 ft), temperatura máxima de operación (150 °F) y manejo de la corrosión.
• Bomba de Pistón hidráulico: Descarte por criterio de producción de sólidos y
manejo del gas.
• Bomba Electrosumergible: Se descarta principalmente por tasa de fluidos. Por lo
general, esta bomba es utilizada para manejar altos volúmenes de fluidos y es ideal para el
manejo de producción con altos cortes de agua. Maneja una tasa mínima de 100 bfpd.
Adicionalmente su manejo del gas es regular de acuerdo con la literatura.
• Plunger Lift: Se descarta por manejo de volúmenes, profundidad, temperatura, y
manejo de sólidos.
Figura 5. Pronósticos de producción de fluidos de pozo tipo
17
6. Análisis Nodal y Curvas de Desempeño de ALS en pozo tipo.
6.1. Información asumida/estimada.
Con el fin de establecer un pozo tipo para el análisis nodal según la información
proporcionada, se construyó en el software PipesimTM un estado mecánico que representara
las profundidades promedio de los pozos según información direccional (survey)
relacionada en la hoja de cálculo “Deliver Wells” del archivo de Excel
“Informacion_PCI_Pozos.xlsx” (Ver Figura 6). Se estableció un TD = 9161 ft MD (8,974
ft TVD), representando un promedio aproximado de la profundidad vertical. Los cañoneos
fueron establecidos según el pozo tipo 1 (Pozo tipo “S” de la Figura 1), sumando una
profundidad adicional de 2,110 ft de acuerdo con la profundidad promedio esperada de la
formación. Se asumió un mínimo de pérdidas de presión en el sistema. Para tal fin se
incluyó un choque full open, una línea de flujo de 2500 ft de longitud y 3 in de diámetro
que replica la llegada al separador (Ver Figura 7). En cuanto al ejercicio de Gas Lift, cerca
del 70% de los pozos tienen en la actualidad una Relación Gas – Aceite (GOR) entre 1,000
y 6,000 SCF/STB según la información recibida. En la sarta de producción, se observó en
el estado mecánico la instalación de tres válvulas de inyección de gas o mandriles. No
obstante, los ejercicios de sensibilidad en el sistema Gas Lift incluyen cinco mandriles y la
profundización de éstos para mejorar el desempeño de producción.
Tabla 6. Matriz de Screening o selección inicial de sistemas de levantamiento artificial (ALS)
Parámetros de
Operación
Bombas de Desplazamiento Positivo Bombas de desplazamiento
Dinámico
Gas Lift
Plunger Lift Bombeo
Mecánico
Cavidades
Progresiva
Pistón
Hidráulico
Electrosum
ergible Jet hidráulico
1 Profundidad Típica de
Operación, TVD
10 a 10000
ft 2000 a 4500 ft
7500 a
10000 ft 5000 a 10000 5000 a 10000 hasta 8000 ft
2 Máxima Profundidad
de Operación (TVD) 16,000 ft 6,000 ft 17,000 ft 15,000 ft 15,000 ft 15,000 ft 20,000 ft
3 Caudal Típico de
Operación, bfpd 5 a 1500 5 a 2200 50 a 500 100 a 30000 300 a 4000 100 a 10000 1 a 5
4 Volumen Máximo de
Operación, bfpd 6,000 4,500 4,000 40,000 >15000 30,000 200
5 Temperatura Típica de
Operación, °F 100 - 350 75 - 150 100 - 250 100 - 250 100 - 250 120
6 Temperatura Máxima
de Operación, °F 550 250 500 400 500 400 500
7
Desviación Típica del
pozo, grados
0 - 20,
bomba
aterrizada
N/A
0 - 20,
bomba
aterrizada
0 - 20, ángulo del
hueco
0 - 50
N/A
8
Desviación Máxima del
pozo, grados
0 - 90°,
bomba
aterrizada
0 - 90° < 15°
grados/100 ft
0 - 90° < 15°
grados/100
ft
0 - 90°
0 - 90° < 24°
grados/100 ft
70°, radio corto
a medio
80°
9 Manejo de la corrosión Bueno a
Excelente Regular Bueno Bueno Excelente
Bueno a
Excelente Excelente
10 Manejo del Gas Regular a
Bueno Bueno Regular Regular Bueno Excelente Excelente
11 Manejo de Sólidos Regular a
Bueno Excelente Pobre Regular Bueno Bueno Regular a Pobre
12 Corte de Agua(2)
90% 90% 90% 90% 90% 50% 50%
13
Gravedad del Fluido
> 8° API
< 35° API
> 8° API
> 10° API
> 8° API
> 15° API
GLR = 3090
SCF/BL por 1000 ft
de profundidad
14
Servicio a pozo
Workover
o pulling
rig
Workover o
pulling rig
Hidráulico o
wireline
Workover o
pulling rig
Hidráulico o
wireline
Wireline o WO
rig
Wellhead catcher o
wireline
15 Fuerza Motriz Gas o
eléctrico Gas o eléctrico
Multicilindro
o eléctrico
Motor
eléctrico
Multicilindro o
eléctrico Compresor
Energía natural del
pozo
16 Eficiencia del sistema(1)
45% - 60% 40% - 70% 45% - 55% 35% - 60% 10% - 30% 10% - 30% N/A
(1)
Caballos de fuerza de salida hidráulica dividido entre Caballos de Fuerza de Entrada Hidráulica
(2) Criterio tomado de la matriz de PEMEX
Para los casos B y C (Producción de 170 y 340 bfpd respectivamente), los sistemas
descartados son: Cavidades Progresivas, Bomba de Pistón Hidráulico y Plunger Lift (Ver
Tabla 8 y Tabla 9). Para el descarte de estos sistemas, se utilizó el mismo criterio que para
el caso A. En los casos B y C, la Bomba Electrosumergible (ESP) se mantiene como una
opción utilizando bombas Slim (diámetro delgado). Sin embargo, el sistema en general se
encuentra en el límite de su operación y presenta altos costos para las profundidades que se
están manejando en los pozos, lo cual se confirmará en el análisis del Ranking.
De acuerdo con la matriz de screening observada en la Tabla 7, los sistemas seleccionados
18
para el caso A, son los siguientes: Bombeo hidráulico tipo Jet, Bombeo Mecánico y Gas
Lift.
Tabla 7. CASO A: Resultados de Selección de Sistemas ALS en matriz de Screening.
Parámetros de Operación
Datos de
Pozo Tipo
Comentario
Bombas de Desplazamiento Positivo Bombas de desplazamiento
Gas Lift
Plunger Lift Bombeo
Mecánico
Cavidades
Progresivas
Pistón
Hidráulico
Electrosumer
gible
Jet hidráulico
1 Profundidad Típica de Operación,
TVD 8,260
Punto Medio de
Perforados
10 a 10000
ft
2000 a 4500
ft 7500 a 10000 ft 5000 a 10000 5000 a 10000 hasta 8000 ft
2 Máxima Profundidad de
Operación (TVD) 9,362 ft TD, Profunidad Total 14,000 ft 6,000 ft 17,000 ft 15,000 ft 15,000 ft 15,000 ft 20,000 ft
3 Caudal Típico de Operación, bfpd 81 Caso A 5 a 1500 5 a 2200 50 a 500 100 a 30000 300 a 4000 100 a 10000
(2) 1 a 5
4 Volumen Máximo de Operación,
bfpd 81 Caso A 6,000 4,500 4,000 40,000 >15,000 30,000 200
5 Temperatura Típica de
Operación, °F 190 100 - 350 75 - 150
(3) 100 - 250 100 - 250 100 - 250 120
6 Temperatura Máxima de
Operación, °F 550 250 ft 500 400 500 400 500
7
Desviación Típica del pozo,
grados
12°
0 - 20,
bomba
aterrizada
N/A
0 - 20, bomba
aterrizada
0 - 20, ángulo
del hueco
0 - 50
N/A
8
Desviación Máxima del pozo,
grados
0 - 90°,
bomba
aterrizada
0 - 90° < 15°
grados/100 ft
0 - 90° < 15°
grados/100 ft
0 - 90°
0 - 90° < 24°
grados/100 ft
70°, radio
corto a
medio
80°
9 Manejo de la corrosión N/A (1) Bueno a
Excelente Regular Bueno Bueno Excelente
Bueno a
Excelente Excelente
10
Manejo del Gas
101 a 4500
Probabilidad de mayor
volumen de gas por baja
presión
Regular a
Bueno
Bueno
Regular
Regular
Regular a Bueno
Excelente
Excelente
11 Manejo de Sólidos Leve Producción de arena Regular a
Bueno Excelente Pobre Regular
(4) Regular
(4) Bueno Regular a Pobre
12
Corte de Agua
0 - 95%
Perfil de producción
basado en WOR vs Np
90%(5)
90%
90%
90%(5)
90%
90%(5)
50%
13
Gravedad del Fluido
19° API
> 8° API
< 35° API
> 8° API
> 10° API
> 8° API
> 15° API
GLR = 3090
SCF/BL por
1000 ft de
14 Servicio a pozo Workover o
pulling rig
Workover o
pulling rig
Hidráulico o
wireline
Workover o
pulling rig
Hidráulico o
wireline
Wireline o
WO rig
Wellhead
catcher o
15 Fuerza Motriz Gas o
eléctrico
Gas o
eléctrico
Multicilindro o
eléctrico
Motor
eléctrico
Multicilindro o
eléctrico Compresor
Energía natural
del pozo
16 Eficiencia del sistema 45% - 60% 40% - 70% 45% - 55% 35% - 60% 10% - 30% 10% - 30% N/A
Descartado
Seleccionado
(1)
No hay datos sobre corrosión (2)
Puede manejarse como gas lift intermitente (3)
Una temperatura tan alta puede dañar el elastómero (4)
La producción leve de arena no lo descarta por este criterio (5)
Parámetro corroborado con análisis nodal.
Se llevaron a cabo diferentes sensibilidades al corte de agua (WCUT), teniendo en cuenta
que los casos A, B y C tienen un aumento sostenido de este parámetro en el tiempo, según
los pronósticos de producción. El objetivo de estas sensibilidades fue el de verificar si el
sistema Gas Lift puede levantar una columna de líquido de dos fases (agua y petróleo) con
diferentes cortes de agua.
Adicionalmente, se asume que en un proceso de inyección de agua el influjo de fluidos
mejora en función del volumen inyectado de agua en un proceso de recuperación
secundaria. El comportamiento del influjo del yacimiento o inflow se puede describir
mediante la ecuación de Darcy:
Donde:
ALS's descartados para Caso A
1. Bomba de Cavidades Progresivas
2. Bomba de Pistón Hidráulico
3. Bomba Electrosumergible
4. Plunger Lift
ALS'S seleccionados para Caso A
1. Bombeo Mecánico
2. Jet Hidráulico
5. Gas Lift
20
IP: Índice de Productividad, Q: Caudal de producción de líquidos (Bbl/día), :
Drawdown o caída de presión en psi, expresado como Pyacimiento – Pwf o presión
dinámica de fondo, K: Permeabilidad, h: espesor producido efectivamente en el
yacimiento, : Viscosidad del aceite, : Factor volumétrico del aceite (RB/STB), :
Radio de drenaje del pozo, : Radio del pozo, : Factor de daño.
Tabla 8. CASO B: Resultados de Selección de Sistemas ALS en matriz de Screening.
Parámetros de Operación Bombas d e Desplazam iento Positivo Bombas de d esplazamiento Datos de Pozo
Tipo Comentario
Bombeo
Mecánico
Cavidades
Progresiva
Pistón
Hidráulico
Electrosumergi
ble Jet hidráulico Gas Lift Plunger Lift
1 Profundidad Típica de Operación,
TVD 8,260
Punto Medio de
Perforados 10 a 10000 ft
2000 a 4500
ft 7500 a 10000 ft 5000 a 10000 5000 a 10000 hasta 8000 ft
2 Máxima Profundidad de
Operación (TVD)
9,362 ft TD, Profunidad
Total
16,000 ft
6,000 ft
17,000 ft
15,000 ft
15,000 ft
15,000 ft
20,000 ft
3 Caudal Típico de Operación, bfpd 81 Caso A 5 a 1500 5 a 2200 50 a 500 100 a 30000 300 a 4000 100 a 10000 (2)
1 a 5
4 Volumen Máximo de Operación,
bfpd 6,000 4,500 4,000 40,000 >15,000 30,000 200
5 Temperatura Típica de Operación,
°F 190 100 - 350 75 - 150
(3) 100 - 250 100 - 250 100 - 250 120
6 Temperatura Máxima de
Operación, °F
550
250 ft
500
400
500
400
500
7
Desviación Típica del pozo, grados
12° 0 - 20,
bomba
aterrizada
N/A
0 - 20, bomba
aterrizada 0 - 20, ángulo del
hueco
0 - 50
N/A
8 Desviación Máxima del pozo,
grados 0 - 90°,
bomba
0 - 90° < 15°
grados/100 ft
0 - 90° < 15°
grados/100 ft 0 - 90°
0 - 90° < 24°
grados/100 ft
70°, radio corto
a medio 80°
9 Manejo de la corrosión N/A (1) Bueno a
Excelente Regular Bueno Bueno Excelente
Bueno a
Excelente Excelente
10
Manejo del Gas
101 a 4500
Probabilidad de
mayor volumen
de gas por baja
presión
Regular a
Bueno
Bueno
Regular
Regular
Bueno
Excelente
Excelente
11 Manejo de Sólidos Leve Producción
de arena
Regular a
Bueno Excelente Pobre Regular
(4) Bueno Bueno
Regular a
Pobre
12
Corte de Agua(5)
0 - 95%
Perfil de
producción
basado en
WOR vs Np
90%
90%
90%
90%
90%
50%
50%
13
Gravedad del Fluido
19° API
> 8° API
< 35° API
> 8° API
> 10° API
> 8° API
> 15° API
GLR = 3090
SCF/BL por
1000 ft de
profundidad
14
Servicio a pozo Workover o
pulling rig
Workover o
pulling rig
Hidráulico o
wireline
Workover o
pulling rig
Hidráulico o
wireline
Wireline o WO
rig
Wellhead
catcher o
wireline
15
Fuerza Motriz Gas o
eléctrico
Gas o
eléctrico
Multicilindro o
eléctrico
Motor eléctrico
Multicilindro o
eléctrico
Compresor
Energía natural
del pozo
16 Eficiencia del sistema 45% - 60% 40% - 70% 45% - 55% 35% - 60% 10% - 30% 10% - 30% N/A
Descartado
Seleccionado
(1)
No hay datos sobre corrosión (2)
Puede manejarse como gas lift intermitente (3)
Una temperatura tan alta puede dañar el elastómero (4)
La producción leve de arena no lo descarta por este criterio (5)
Producciones tan bajas pueden manejarse con bombas slim, a mayor costo (6)
Parámetro corroborado con análisis nodal.
Los valores fueron asumidos de acuerdo con los rangos de las propiedades proporcionadas
por los expertos técnicos, y el caudal y el IP estimados para describir los casos A, B y C se
muestran en la Tabla 10. Se asume que el intervalo no produce en un 100% del espesor, tal
como ocurre en la realidad (como se evidencia en la industria según la experiencia en
varios registros de Producción PLT), y que a medida que aumenta el volumen de inyección
de agua, se presuriza más el yacimiento, pudiendo asumir una mayor presión de entrada y
mejorando el Índice de Productividad en cada caso. Adicionalmente, se asume un factor de
daño de 0 en los pozos tipo.
Screening Caso A
ALS's descartados para Caso B
1. Bomba de Cavidades Progresivas
2. Bomba de Pistón Hidráulico
3. Plunger Lift
ALS'S seleccionados para Caso B
1. Bombeo Mecánico
2. Jet Hidráulico
3. Bomba Electrosumergible
4. Gas Lift
21
Tabla 9. CASO C: Resultados de Selección de Sistemas ALS en matriz de Screening.
Descartado
Seleccionado (1)
No hay datos sobre corrosión (2)
Puede manejarse como gas lift intermitente (3)
Una temperatura tan alta puede dañar el elastómero
(4) La producción leve de arena no lo descarta por este criterio
(5) Producciones tan bajas pueden manejarse
con bombas slim, a mayor costo
(6) Parámetro corroborado con análisis nodal.
Figura 6. Estado Mecánico inicial generado en PipesimTM.
6.2. Cálculo de curvas de desempeño y sensibilidades – Gas Lift.
Metodológicamente, en la literatura se sugiere que la primera curva de influjo (intake -
inflow) a calcular para cualquier pozo sea asumiendo que el pozo fluye naturalmente
(Brown, 1982)13. La Figura 8 muestra el análisis nodal sin incluir ningún efecto por
inyección de gas en el sistema de Gas Lift. Se asume que en el sistema la presencia de gas,
expresada en GOR (Relación Gas-Aceite) o Rs es la que se reporta en el PVT (203
SCF/STB). Se observa que sin la presencia de algún sistema de levantamiento artificial
(ALS) el pozo no encuentra punto de operación, es decir, no fluye a superficie.
Particularmente, se observa que la relación gas-aceite en el sistema debe ser mayor a 4,000
SCFD/STB para encontrar alguna producción de líquidos, lográndose esto únicamente
incorporando gas al sistema, como ocurre con el método de levantamiento por Gas Lift.
Screening
Bombas d e Desplazamient o Positivo Bombas de d esplazamiento
Parámetros de
Operación
Datos de Pozo
Tipo Comentario Bombeo
Mecánico
Cavidades
Progresiva
Pistón
Hidráulico
Electrosumergi
ble
Jet hidráulico
Gas Lift
Plunger Lift
1 Profundidad Típica de
Operación, TVD 8,260
Punto Medio de
Perforados 10 a 10000 ft 2000 a 4500 ft 7500 a 10000 ft 5000 a 10000 5000 a 10000 hasta 8000 ft
2 Máxima Profundidad de
Operación (TVD) 9,362 ft TD, Profunidad Total 16,000 ft 6,000 ft 17,000 ft 15,000 ft 15,000 ft 15,000 ft 20,000 ft
3 Caudal Típico de
Operación, bfpd 353 Caso A 5 a 1500 5 a 2200 50 a 500 100 a 30000 300 a 4000 100 a 10000
(2) 1 a 5
4 Volumen Máximo de
Operación, bfpd 6,000 4,500 4,000 40,000 >15,000 30,000 200
5 Temperatura Típica de
Operación, °F 190 100 - 350 75 - 150
(3) 100 - 250 100 - 250 100 - 250 120
6 Temperatura Máxima de
Operación, °F 550 250 ft 500 400 500 400 500
7 Desviación Típica del
pozo, grados 12°
0 - 20, bomba
aterrizada N/A
0 - 20, bomba
aterrizada 0 - 20, ángulo del
hueco 0 - 50 N/A
8 Desviación Máxima del
pozo, grados 0 - 90°, bomba
aterrizada
0 - 90° < 15°
grados/100 ft
0 - 90° < 15°
grados/100 ft 0 - 90°
0 - 90° < 24°
grados/100 ft
70°, radio corto
a medio 80°
9 Manejo de la corrosión N/A (1) Bueno a Excelente Regular Bueno Bueno Excelente Bueno a
Excelente Excelente
10
Manejo del Gas
101 a 4500
Menor probabilidad
altos volúmenes de gas
por mayor presión
Regular a Bueno
Bueno
Regular
Regular
Bueno
Excelente
Excelente
11 Manejo de Sólidos Leve Producción de
arena Regular a Bueno Excelente Pobre Regular
(4) Bueno Bueno Regular a Pobre
12
Corte de Agua(6)
90%
Perfil de producción
basado en WOR vs
Np
90%
90%
90%
90%
90%
50%
50%
13
Gravedad del Fluido
19° API
> 8° API
< 35° API
> 8° API
> 10° API
> 8° API
> 15° API
GLR = 3090
SCF/BL por 1000 ft
de profundidad
14 Servicio a pozo Workover o pulling
rig
Workover o
pulling rig
Hidráulico o
wireline
Workover o
pulling rig
Hidráulico o
wireline
Wireline o WO
rig
Wellhead catcher o
wireline
15 Fuerza Motriz Gas o eléctrico Gas o eléctrico Multicilindro o
eléctrico Motor eléctrico
Multicilindro o
eléctrico Compresor
Energía natural del
pozo
16 Eficiencia del sistema 45% - 60% 40% - 70% 45% - 55% 35% - 60% 10% - 30% 10% - 30% N/A
ALS's descartados para Caso C
1. Bomba de Cavidades Progresivas
2. Bomba de Pistón Hidráulico
3. Plunger Lift
ALS'S seleccionados para Caso C
1. Bombeo Mecánico
2. Jet Hidráulico
3. Bomba Electrosumergible
4. Gas Lift
22
Figura 7. Carga de información de superficie en Pipesim.
Tabla 10. Estimación preliminar del índice de productividad para los casos A, B y C.
Figura 8. Análisis nodal sin ALS.
De acuerdo con lo observado en los datos de producción primaria, las tasas de producción
por pozo son bastante bajas (por lo general Qo < 50 bopd). Se realizó un ejercicio para
replicar el desempeño histórico de un pozo tipo con el sistema de levantamiento actual
(Gas Lift) obteniéndose un resultado de 24 bopd en el punto de operación y asumiendo una
presión de yacimiento actual de 1,200 psi y un GOR = 4,000 SCF/STB. La Figura 9
muestra este ejercicio, el cual replica adecuadamente la condición actual de producción sin
inyección de agua, utilizando tres mandriles con profundidades y espaciamientos entre
ellos similares al pozo tipo 1.
CASO C
Variable Valor Unidad
ko 80 mD
h 350 ft
P 1600 psi
Pwf 1495 psi
Uo 10 cp
Bo 1.13 RB/STB
re 2000 ft
rw 8.5 in
S 0 Adimensional
Q 340 bfpd
IP 3.25 bfpd/psi
CASO B
Variable Valor Unidad
ko 80 mD
h 350 ft
P 1600 psi
Pwf 1548 psi
Uo 10 cp
Bo 1.13 RB/STB
re 2000 ft
rw 8.5 in
S 0 Adimensional
Q 170 bfpd
IP 3.25 bfpd/psi
CASO A
Variable Valor Unidad
ko 80 mD
h 104 ft
P 1200 psi
Pwf 1117 psi
Uo 10 cp
Bo 1.13 RB/STB
re 2000 ft
rw 8.5 in
S 0 Adimensional
Q 80 bfpd
IP 0.96 bfpd/psi
23
Figura 9. Análisis nodal de pozo tipo con condición de producción primaria.
Por otra parte, se intentó con el mismo esquema correspondiente al pozo tipo 1 de la
información suministrada, incluir un escenario de inyección de agua donde el pozo
productor varía el corte de agua hasta llegar al 90%. Sin embargo, se observa que para el
pozo en Gas Lift no es posible producir con un WCUT > 50%.
Figura 10. Análisis nodal de pozo tipo 1 sensibilizando el corte de agua.
Se comenzó a utilizar entonces un esquema diferente de pozo, empleando un mayor
número de mandriles y profundizándolos, utilizando un empaque dual que permite
incorporar una tubería auxiliar para inyectar el gas a una profundidad mayor y así levantar
la columna de fluido aceite + agua de una forma más eficiente. Para efectos de replicar los
mismos efectos dinámicos de este estado mecánico más complejo, se incorporaron en
PipesimTM una tubería de producción y unos empaques más profundos y cercanos al
intervalo productor del pozo. La Figura 11 muestra el esquema que corresponde al pozo
tipo 2, junto con el resultado para el caso A con un corte de agua del 95%. En este caso, se
asumen datos de la ecuación de Darcy según la Tabla 10, arrojando un IP entre 2 y 3
STB/psi, una RGA oscilando entre 1,300 y 4,000 SCF/STB y una inyección de fondo que
oscila entre 100,000 y 180,000 SCF para el mandril No 5 (el inferior). En los mandriles 1 –
4 se estableció una inyección de 20,000 SCF para cada uno y se mantuvo constante para
todos los casos. En esta condición, se logra mantener la producción de alrededor de 80
bfpd para cualquier corte de agua.
24
Figura 11. Sensibilización al caudal de gas, mandril inferior Gas Lift para el caso A.
Para el caso B, se requiere tener tasas de inyección de 100, 200 y 220 KSCFD en el
mandril inferior, manteniendo las tasas de los mandriles 1 a 4 en 20 SCKD cada una, para
poder producir 170 bfpd con cortes de agua de 0, 50 y 95% respectivamente, como se
observa en la Figura 12.
Figura 12. Sensibilidad a la inyección de gas en la válvula inferior para el caso B.
En la Figura 13 se observa que es posible producir una tasa de 340 bfpd para el caso C en
un rango de corte de agua de 0 a 95%. Para lograr lo anterior, se debe inyectar una tasa de
inyección en el mandril inferior de 100, 200 y 220 KSCFD. Asimismo, se debe mantener
una tasa de 20 KSCFD en los mandriles 1 al 4, con lo cual se debe tener una inyección
total de 180, 280 y 300 KSCFD para los cortes de agua de 0, 50 y 95% respectivamente.
WCUT=50% WCUT=0% WCUT=95%
WCUT=50% WCUT=95% WCUT=0%
25
Figura 13. Sensibilidad a la inyección de gas en la válvula inferior para el caso C.
6.3. Cálculo de curvas de desempeño y sensibilidades – ESP.
Dado que se descartó el sistema de Bombeo Electrosumergible (ESP) para el caso A, se
corrieron sensibilidades a la instalación de este ALS para los casos B y C únicamente. En
el software PipesimTM se seleccionó la bomba más adecuada para el rango de producción
requerido (170 bfpd). La bomba que mejor desempeño puede tener es la ESP TD150, la
cual obtiene una eficiencia del 36% con 127 etapas (Ver Figura 14). Hay que tener en
cuenta que esta eficiencia es baja para una bomba ESP, ya que requiere de volúmenes más
altos para lograr una mejor eficiencia. Para este caso, se asumió un GOR = 154 SCF/STB,
teniendo en cuenta un crudo con baja solubilidad de gas o relación gas aceite, que es una
propiedad PVT que disminuye de su valor original (GORi = 203 SCF/STB) con la
liberación y producción del gas disuelto posterior al agotamiento de la presión. Lo anterior
después de haber producido un acumulado de aceite considerable en su historia de
producción.
Figura 14. Diseño de ESP para caso B.
WCUT=0% WCUT=50% WCUT=95%
26
En el caso B (Ver Figura 15), se observó que es posible instalar una bomba para manejar
170 bfpd, pero con una eficiencia hacia la izquierda de su rango esperado (35 – 60%).
En el caso C, se seleccionó del catálogo la bomba REDA-A400 para obtener una
producción de 340 bfpd. Esta bomba se encuentra en un punto más cercano al ideal de la
eficiencia.
a)
Figura 15. Diseño de ESP para caso C.
6.4. Cálculo de curvas de desempeño y sensibilidades – Bombeo Mecánico.
La Figura 16 muestra los resultados de análisis nodales llevados a cabo en bombeo
mecánico, teniendo en cuenta un corte de agua del 95%, demostrando con esto que es
posible utilizar este método en los casos A, B y C para cualquier corte de agua. Se
utilizaron como datos de entrada las tasas de líquido de 80, 170 y 340 bfpd, y diámetros de
varilla entre 1 y 1.5 in, con eficiencias entre el 40 y 60%.
Figura 16. Análisis nodales bombeo mecánico, Casos A, B y C (WCUT = 95%).
B
A C
b)
c)
27
6.5. Bombeo Hidráulico Tipo Jet.
En el desarrollo del proyecto se encontró que el bombeo tipo Jet no puede ser diseñado a
través del software PipesimTM. Sin embargo, se incluyen en este numeral algunas
consideraciones analíticas y de diseño para cumplir con el objetivo de describir el análisis
nodal típico que podría tener el pozo productor con soporte por inyección de agua con este
sistema de levantamiento.
De acuerdo con las diapositivas suministradas por el Ing. Enrique Villalobos en el curso
“Ingeniería de Producción” de la Maestría en Ingeniería de Petróleos9, “el bombeo
hidráulico tipo Jet requiere de un fluido de potencia (usualmente aceite liviano o agua) que
se inyecta desde superficie para operar la bomba en fondo. Se pueden producir varios
pozos usando una sola instalación de fluido de potencia en superficie. Contiene una
garganta que convierte el movimiento lento de un fluido presurizado en un fluido a más
baja presión y mayor velocidad por un fenómeno de expansión adiabática. El movimiento
del fluido a alta velocidad levanta los hidrocarburos a superficie”.
Según Pérez JC (2013)7 citando a De Ghetto, dado que se requiere un balance entre fluido
motriz inyectado y fluido de potencia, se debe llevar a cabo el diseño teniendo en cuenta el
balance de productividad del pozo con los siguientes factores (Ver Figura 17):
R: Relación del área de la tobera o boquilla y área de la garganta.
... Ecuación 10
donde PD, PN y PS son presión de descarga de la bomba, presión del fluido de descarga y
presión de succión de la bomba respectivamente a la profundidad de la bomba.
... Ecuación 11
Relación de tasas de producción e inyección del fluido motriz.
Figura 17. Curvas de eficiencia bomba tipo Jet para diferentes tipos de garganta y boquilla
Para un campo análogo de la industria se reporta la siguiente curva característica downhole
(Ver Figura 18), la cual es aplicada para una tasa de levantamiento entre 131 y 375 bfpd. El
7 Pérez J. Alternativas en el Bombeo Hidráulico Tipo Jet para Optimizar la Producción de Hidrocarburos,
UNAM, México, 2013.
28
射流泵特性曲线 压
头
比
流量比
效 率 × 10
fluido de potencia tiene una tasa entre 493 y 1064 bwpd. La presión de cabeza de pozo
requerida se encuentra en el rango entre 1508 y 4350 psi y una relación de presión N entre
0.3 y 1.025. Los rangos de diámetros de boquilla y de garganta son 2.57 – 3.59 y 4.36 –
6.09 mm respectivamente. La eficiencia de bomba está entre 12.61 y 22.9%.
Figura 18. Ejemplo análogo de la industria.
7. Evaluación Ranking Técnico, Socioambiental y de Costos
7.1. Ranking Técnico
La Tabla 11 muestra la evaluación de los tres métodos de levantamiento artificial
seleccionados en el screening para el caso A: Bombeo Mecánico, Jet Pump y Gas Lift. Se
observa que el Gas Lift lidera la calificación en el aspecto técnico, superando por un
margen mínimo al sistema de bombeo tipo Jet.
Se observa que los criterios que hacen el Gas Lift como la mejor opción son: manejo del
gas y de los sólidos, acceso al yacimiento (la facilidad del monitoreo de éste y trabajos de
recuperación) y la maniobrabilidad para instalación en pozos desviados.
Para el caso B, la selección en el Ranking la ocupa también el Gas Lift de entre cuatro
sistemas seleccionados en el Screening: Bombeo Mecánico, Bombeo Electrosumergible,
Bombeo Hidráulico Tipo Jet y Gas Lift.
La Tabla 13 muestra que algunos criterios como el acceso al yacimiento para monitoreo y
tratamiento, corte de agua, manejo de sólidos y de gas y la desviación, entre otros, son
factores críticos en la escogencia del sistema de levantamiento artificial para los pozos. Se
observa que el Gas Lift supera en general a los sistemas Jet Pump, ESP y Bombeo
Mecánico, debido a la versatilidad para el manejo de los factores mencionados
anteriormente.
7.2. Ranking Económico
Según los costos obtenidos por información de la industria, y que se explican con más
detalle en el capítulo 7 (Evaluación económica), se concluye que el costo Unitario de
operación más bajo es el que presenta el sistema de bombeo Jet Pump, en la Tabla 14.
1.6 1.4 1.2
1 0.8 0.6 0.4 0.2
0
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
R=0.64 R=0.512 R=0.4096 R=0.32768
R=0.26214
R=0.20972 R=0.16777
30
Tabla 11. Matriz de Ranking para el caso A.
Número de
Criterio
Parámetros de Operación
Datos de
Pozo Tipo
Comentario
Bombas de
Desplazamiento
Positivo
Calificación
Bombeo
Mecánico
Jet
hidráulico
Gas Lift Bombeo
Mecánico
Jet
hidráulico
Gas Lift
1 Profundidad Típica de
Operación, TVD 8,260
Punto Medio de
Perforados 10 a 10000 ft
5000 a
10000
5000 a
10000
(1) 8
(2) 9
10 2
Máxima Profundidad de
Operación (TVD) 9,362 ft TD, Profunidad Total 14,000 ft 15,000 ft 15,000 ft
3 Caudal Típico de
Operación, bfpd 81 Caso A 5 a 1500 300 a 4000 100 a 10000
10
10
(3) 5
4 Volumen Máximo de
Operación, bfpd 81 Caso A 6,000 >15,000 30,000
5 Temperatura Típica de
Operación, °F
190
Rango de Operación
esperado
100 - 350 100 - 250 100 - 250 10
10
10
6 Temperatura Máxima de
Operación, °F 550 500 400
7
Desviación Típica del pozo,
grados
12°
Versatilidad de la bomba
para instalación en
pozos horizontales y/o
desviados
0 - 20, bomba
aterrizada
0 - 20,
ángulo del
hueco
0 - 50
(4) 7
8
10
8
Desviación Máxima del
pozo, grados
25°
0 - 90°, bomba
aterrizada
0 - 90° <
24°
grados/100
ft
70°, radio
corto a
medio
9
Manejo de la corrosión Versatilidad para uso de
inhibidores en fondo.
Bueno a
Excelente
Excelente
Bueno a
Excelente (5) 9 (5) 9 (5) 9
10
Manejo del Gas
GOR = 203
(PVT) a
6000
Probabilidad de mayor
volumen de gas por baja
presión
Regular a Bueno
Regular a
Bueno
Excelente (6) 6 (6) 6
10
11 Manejo de Sólidos Leve Producción de
arena Regular a Bueno
Regular a
Bueno Bueno (7) 7 (7) 7 (7) 10
12
Corte de Agua / Soporte de
Presión / Waterflooding (12)
0 - 95%
Perfil de producción
basado en WOR vs
Np
90%
90%
90%
10
10 (8) 5
13 Gravedad del Fluido 19° API > 8° API > 8° API > 15° API 10 10 10
14
Servicio a pozo Facilidad para realizar
Servicio o
Reacondicionamiento
Workover o
pulling rig
Hidráulico o
wireline
Wireline o
WO rig (8) 8 (8) 10 (8) 9
15
Potencia eléctrica / Fuente
de Gas Fuerza Motriz del
Sistema. Oportunidad
para reutilizar gas.
Gas o eléctrico
Multicilindro
o eléctrico
Compresor
10
10
10
16
Eficiencia del sistema
Caballos de fuerza de
salida hidráulica dividido
entre Caballos de Fuerza
de Entrada Hidráulica
45% - 60%
10% - 30%
10% - 30%
9
7
7
17
Acceso al Yacimiento
Facilidad para realizar
estimulación en fondo o
adquirir información
(Ops. Slick line /
Wireline).
No
Bueno
Excelente
(9) 2
(11) 8
(10) 10
CALIFICACIÓN FINAL 8.15 8.77 8.85
Comentarios
(1) Debido a la excesiva carga de la barra lisa, la profundidad es limitada. Las varillas o la estructura pueden limitar la velocidad en profundidad.
(2) No restringido por la profundidad del pozo. Sin embargo, limitado por la presión del fluido de potencia o la potencia a medida que aumenta la profundidad.
(3) Se puede manejar la gama completa de tasas de producción. No se puede lograr una tasa de producción de AOF con el gas lift porque no se puede lograr
tanto drawdown como para una ESP.
(4) B. Mecánico no muy recomendable para pozos > 20°. Los pozos inclinados y torcidos presentan un problema de fricción. Algunos de los pozos tipo llegan
a 25°. BES requiere de tangente en el casing, lo cual no siempre se tiene.
(5) Para prevenir la acción de fluidos corrosivos es necesario la utilización de químicos y/o metalurgia. A la ESP se le acorta runlife en un medio corrosivo,
llevando a equipos más costosos. Todos los ALS con excepción de la ESP se facilita la circulación y mezcla para llevar a fondo los inhibidores químicos para
prevenir la corrosión.
(6) B. Mecánico y Jet No recomendados para GOR > 2000. A bajas presiones es altamente probable que este parámetro supere este rango. BES requiere de
equipo de manejo de gas en subsuelo.
(7) El desempeño para pozos con bajo volumen de arena y viscosidad más alta mejora en el caso de bombeo mecánico en este caso. La Bomba Jet no tolera
tanto la producción de arena como el B. Mecánico.
(8) Para Jet Pump sólo se requiere circular fluido para sacar la bomba. Para Gas Lift se requiere una operación de slick line para cambiar o limpiar
las boquillas. Para B. Mecánico y BES se requiere WO.
(9) Si se coloca en un mango deslizante (sliding sleeve), la bomba jet se puede recuperar con un cable que permita el acceso al yacimiento.
(10)
El gas lift da como resultado completamientos simples que permiten un fácil acceso al yacimiento para monitoreo y trabajos de recuperación.
(11) No hay acceso al yacimiento. No puede corre ningún tipo de registro para monitoreo.
(12) Para el sistema de Gas Lift es muy adecuado, sin embargo, el aumento del corte de agua reduce la capacidad de mover grandes volúmenes de
fluido.
(13) Se requieren bombas slim para bajos caudales, las cuales no siempre están disponibles en el mercado.
(14) Se requiere energía eléctrica únicamente. El gas de producción no se puede utilizar para combustión.
(15) El equipo ESP de fondo de pozo restringe el acceso. Se puede instalar un bypass de registro (y-tool), pero esto complica el equipo y reduce
el tamaño del ESP. El trabajo remedial requiere un workover completo. La bomba BES desplegada con Coil Tubing puede resolver algunos
problemas de acceso al yacimiento, pero aún sería necesario halar la BES.
Ranking Técnico Caso A
31
Tabla 12. Matriz de Ranking para el caso B
Número de
Criterio
Parámetros de Operación
Bombas de
Desplazamient
o Positivo
Electrosum
ergible
Jet
hidráulico
Gas Lift
Calificación
Datos de
Pozo Tipo
Comentario
Bombeo
Mecánico
Bombeo
Mecánico
Bombeo
Electrosu
mergible
Jet
hidráulico
Gas
Lift
1 Profundidad Típica de
Operación, TVD 8,260 Punto Medio de Perforados 10 a 10000 ft
No
restricción
5000 a
10000
5000 a
10000
(1) 8
10
(2) 9
10
2 Máxima Profundidad de
Operación (TVD) 9,362 ft TD, Profunidad Total 14,000 ft 15,000 ft 15,000 ft 15,000 ft
3 Caudal Típico de Operación,
bfpd
183
Caso B
5 a 1500 100 a
30000
300 a
4000
100 a
10000 (2)
10
(13) 8
10
(3) 5
4 Volumen Máximo de
Operación, bfpd 183 Caso B 6,000 40000 >15,000 30,000
5 Temperatura Típica de
Operación, °F
190
Rango de Operación
esperado
100 - 350 100-300 100 - 250 100 - 250 10
10
10
10
6 Temperatura Máxima de
Operación, °F 550 400 500 400
7
Desviación Típica del pozo,
grados
12°
Versatilidad de la bomba
para instalación en pozos
horizontales y/o desviados
0 - 20, bomba
aterrizada
Requiere
tangente
0 - 20,
ángulo del
hueco
0 - 50
(4) 7
(4) 8
8
10
8
Desviación Máxima del pozo,
grados
25°
0 - 90°, bomba
aterrizada
0 - 90°
0 - 90° <
24°
grados/100
ft
70°, radio
corto a
medio
9 Manejo de la corrosión Versatilidad para uso de
inhibidores en fondo.
Bueno a
Excelente Bueno Excelente
Bueno a
Excelente (5) 9 8 (5) 9 (5) 9
10
Manejo del Gas
GOR = 203
(PVT) a
6000
Probabilidad de mayor
volumen de gas por baja
presión
Regular a
Bueno
Regular
Regular a
Bueno
Excelente
(6) 6 (6) 7 (6) 6
10
11 Manejo de Sólidos Leve Producción de arena Regular a
Bueno Regular
(4)
Regular a
Bueno Bueno (7) 8 9 (7) 6 (7) 10
12 Corte de Agua / Soporte de
Presión / Waterflooding (12)
0 - 95% Perfil de producción basado
en WOR vs Np
90%
90%
90%
90% 10 10 10 (8) 7
13 Gravedad del Fluido 19° API > 8° API > 10° API > 8° API > 15° API 10 10 10 10
14
Servicio a pozo Facilidad para realizar
Servicio o
Reacondicionamiento
Workover o
pulling rig
Workover o
pulling rig
Hidráulico
o wireline
Wireline o
WO rig (8) 8 (8) 8 (8) 10 (8) 9
15
Potencia eléctrica / Fuente
de Gas Fuerza Motriz del Sistema.
Oportunidad para reutilizar
gas.
Gas o eléctrico
Motor
eléctrico
Multicilind
ro o
eléctrico
Compreso
r
10 (14) 8
10
10
16
Eficiencia del sistema Caballos de fuerza de salida
hidráulica dividido entre
Caballos de Fuerza de
Entrada Hidráulica
45% - 60%
35% - 60%
10% -
30%
10% -
30%
9
9
7
7
17
Acceso al Yacimiento Facilidad para realizar
estimulación en fondo o
adquirir información (Ops.
Slick line / Wireline).
No
Regular
Bueno
Excelente
(9) 2
(15) 6
(11) 8
(10) 10
CALIFICACIÓN FINAL 8.15 8.54 8.62 9.00
Comentarios
(1) Debido a la excesiva carga de la barra lisa, la profundidad es limitada. Las varillas o la estructura pueden limitar la velocidad en profundidad.
(2) No restringido por la profundidad del pozo. Sin embargo, limitado por la presión del fluido de potencia o la potencia a medida que aumenta la
profundidad.
(3) Se puede manejar la gama completa de tasas de producción. No se puede lograr una tasa de producción de AOF con el gas lift porque no se
puede lograr tanto drawdown como para una ESP.
(4) B. Mecánico no muy recomendable para pozos > 20°. Los pozos inclinados y torcidos presentan un problema de fricción. Algunos de los
pozos tipo llegan a 25°. BES requiere de tangente en el casing, lo cual no siempre se tiene. (5)
Para prevenir la acción de fluidos corrosivos es necesario la utilización de químicos y/o metalurgia. A la ESP se le acorta runlife en un medio
corrosivo, llevando a equipos más costosos. Todos los ALS con excepción de la ESP se facilita la circulación y mezcla para llevar a fondo los
inhibidores químicos para prevenir la corrosión.
(6) B. Mecánico y Jet No recomendados para GOR > 2000. A bajas presiones es altamente probable que este parámetro supere este rango. BES
requiere de equipo de manejo de gas en subsuelo.
(7) El desempeño para pozos con bajo volumen de arena y viscosidad más alta mejora en el caso de bombeo mecánico en este caso. La Bomba Jet
no tolera tanto la producción de arena como el B. Mecánico.
(8) Para Jet Pump sólo se requiere circular fluido para sacar la bomba. Para Gas Lift se requiere una operación de slick line para cambiar o limpiar
las boquillas. Para B. Mecánico y BES se requiere WO.
(9) Si se coloca en un mango deslizante (sliding sleeve), la bomba jet se puede recuperar con un cable que permita el acceso al yacimiento.
(10)
El gas lift da como resultado completamientos simples que permiten un fácil acceso al yacimiento para monitoreo y trabajos de recuperación.
(11) No hay acceso al yacimiento. No puede corre ningún tipo de registro para monitoreo.
(12) Para el sistema de Gas Lift es muy adecuado, sin embargo, el aumento del corte de agua reduce la capacidad de mover grandes volúmenes de
fluido.
(13) Se requieren bombas slim para bajos caudales, las cuales no siempre están disponibles en el mercado.
(14) Se requiere energía eléctrica únicamente. El gas de producción no se puede utilizar para combustión.
(15) El equipo ESP de fondo de pozo restringe el acceso. Se puede instalar un bypass de registro (y-tool), pero esto complica el equipo y reduce
el tamaño del ESP. El trabajo remedial requiere un workover completo. La bomba BES desplegada con Coil Tubing puede resolver algunos
problemas de acceso al yacimiento, pero aún sería necesario halar la BES.
32
Tabla 13. Matriz de Ranking para el caso
C.
Comentarios (1)
Debido a la excesiva carga de la barra lisa, la profundidad es limitada. Las varillas o la estructura pueden limitar la velocidad en profundidad. (2)
No restringido por la profundidad del pozo. Sin embargo, limitado por la presión del fluido de potencia o la potencia a medida que aumenta la profundidad. (3)
Se puede manejar la gama completa de tasas de producción. No se puede lograr una tasa de producción de AOF con el gas lift porque no se puede lograr tanto drawdown como
para un ESP. (4)
B. Mecánico no muy recomendable para pozos > 20°. Los pozos inclinados y torcidos presentan un problema de fricción. Algunos de los pozos tipo llegan a 25°. La ESP
requiere de tangente en el casing, lo cual no siempre se tiene.
(5) Para prevenir la acción de fluidos corrosivos es necesario la utilización de químicos y/o metalurgia. A la ESP se le acorta runlife en un medio corrosivo, llevando a equipos
más costosos. Todos los ALS con excepción de la ESP se facilita la circulación y mezcla para llevar a fondo los inhibidores químicos para prevenir la corrosión. (6)
B. Mecánico y Jet No recomendados para GOR > 2000. A bajas presiones es altamente probable que este parámetro supere este rango. BES requiere de equipo de manejo de
gas en subsuelo.
(7) El desempeño para pozos con bajo volumen de arena y viscosidad más alta mejora en el caso de bombeo mecánico en este caso. La Bomba Jet no tolera tanto la producción de
arena como el B. Mecánico. (8)
Para Jet Pump sólo se requiere circular fluido para sacar la bomba. Para Gas Lift se requiere una operación de slick line para cambiar o limpiar las boquillas. Para B. Mecánico y
BES se requiere WO. (9)
Si se coloca en un mango deslizante (sliding sleeve), la bomba jet se puede recuperar con un cable que permita el acceso al yacimiento. (10)
El gas lift da como resultado completamientos simples que permiten un fácil acceso al yacimiento para monitoreo y trabajos de recuperación. (11)
No hay acceso al yacimiento. No puede corre ningún tipo de registro para monitoreo. (12)
Para el sistema de Gas Lift es muy adecuado, sin embargo, el aumento del corte de agua reduce la capacidad de mover grandes volúmenes de fluido. (13)
Se requiere energía eléctrica únicamente. El gas de producción no se puede utilizar para combustión. (14)
El equipo ESP de fondo de pozo restringe el acceso. Se puede instalar un bypass de registro (y-tool), pero esto complica el equipo y reduce el tamaño del ESP. El trabajo
La bomba BES desplegada con Coil Tubing puede resolver algunos problemas de acceso al yacimiento, pero aún sería necesario halar la BES.
Número
de
Criterio
Parámetros de Operación
Datos de
Pozo
Tipo
Comentario
Bombas de
Desplazamie
nto Positivo
Electrosumergib
le
Jet
hidráulico
Gas Lift
Calificación
Bombeo
Mecánico
Bombeo
Mecánico
Bombeo
Electrosu
mergible
Jet
hidráuli
co
Gas Lift
1 Profundidad Típica de Operación,
TVD 8,260 Punto Medio de Perforados 10 a 10000 ft No restricción 5000 a 10000 5000 a 10000
(1) 8
10
(2) 9
10
2 Máxima Profundidad de
Operación (TVD) 9,362 ft TD, Profunidad Total 14,000 ft 15,000 ft 15,000 ft 15,000 ft
3
Caudal Típico de Operación, bfpd 353 Caso C 5 a 1500 100 a 30000 300 a 4000 100 a 10000
(2)
10
(13) 10
10
(3) 5
4 Volumen Máximo de Operación,
bfpd 353 Caso C 6,000 40000 >15,000 30,000
5 Temperatura Típica de Operación,
°F
190
Rango de Operación esperado
100 - 350 100-300 100 - 250 100 - 250 10
10
10
10
6 Temperatura Máxima de
Operación, °F 550 400 500 400
7
Desviación Típica del pozo, grados
12°
Versatilidad de la bomba para
instalación en pozos horizontales y/o
desviados
0 - 20, bomba
aterrizada
Requiere
tangente
0 - 20, ángulo
del hueco
0 - 50
(4) 7
(4) 8
8
10
8
Desviación Máxima del pozo,
grados
25°
0 - 90°,
bomba
aterrizada
0 - 90°
0 - 90° < 24°
grados/100 ft
70°, radio
corto a medio
9 Manejo de la corrosión Versatilidad para uso de inhibidores en
fondo.
Bueno a
Excelente Bueno Excelente
Bueno a
Excelente (5) 9 8 (5) 9 (5) 9
10 Manejo del Gas 101 a
4500
Probabilidad de mayor volumen de gas
por baja presión
Regular a
Bueno Regular
Regular a
Bueno Excelente (6) 5 (6) 7 (6) 6 10
11 Manejo de Sólidos Leve Producción de arena Regular a
Bueno Regular
Regular a
Bueno Bueno (7) 8 (7) 9 (7) 6 (7) 10
12 Corte de Agua / Soporte de
Presión / Waterflooding (12)
0 - 95% Perfil de producción basado en
WOR vs Np 90% 90% 90% 90% 10 10 10 (8) 7
13 Gravedad del Fluido 19° API
> 8° API > 10° API > 8° API > 15° API 10 10 10 10
14 Servicio a pozo Facilidad para realizar Servicio o
Reacondicionamiento
Workover o
pulling rig
Workover o
pulling rig
Hidráulico o
wireline
Wireline o
WO rig (8) 8 (8) 8 (8) 10 (8) 9
15 Potencia eléctrica / Fuente de Gas Fuerza Motriz del Sistema. Oportunidad
para reutilizar gas.
Gas o
eléctrico Motor eléctrico
Multicilindro
o eléctrico Compresor 10 (13) 8 10 10
16
Eficiencia del sistema
Caballos de fuerza de salida hidráulica
dividido entre Caballos de Fuerza de
Entrada Hidráulica
45% - 60%
35% - 60%
10% - 30%
10% - 30%
9
9
7
7
17
Acceso al Yacimiento
Facilidad para realizar estimulación en
fondo o adquirir información (Ops.
Slick line / Wireline).
No
Regular
Bueno
Excelente
(9) 2
(14) 6
(11) 8
(10) 10
CALIFICACIÓN FINAL 8.15 8.69 8.69 9.00
33
Tabla 14. Ranking por costos del Costo Unitario de Operación (CUO) para los sistemas ALS.
Sistema ALS CUO, USD/bbl Calificación
Jet Pump 8 10.0
Gas Lift 10 8.0
ESP 18 4.4
Bombeo Mecánico 25 1.0
En cuanto al Costo Unitario de Desarrollo (CUD), el sistema Gas Lift es el de mayor
beneficio por tener mínimas inversiones, ya que este sistema cuenta con su infraestructura
actualmente instalada en el campo (Ver Ranking Socioambiental
El sistema de calificación establece que para cada sistema en todos los casos (A, B y C) la
sumatoria de los puntajes para cada riesgo en la matriz RAM debe ser la menor para
obtener la calificación máxima de 10, ya que esto indica que el sistema ALS tiene la menor
cantidad de riesgos altos y medios. La Tabla 16 muestra la calificación obtenida para cada
sistema, de acuerdo con lo explicado en el capítulo 8.
7.3. Ranking Socioambiental
El sistema de calificación establece que para cada sistema en todos los casos (A, B y C) la
sumatoria de los puntajes para cada riesgo en la matriz RAM debe ser la menor para
obtener la calificación máxima de 10, ya que esto indica que el sistema ALS tiene la menor
cantidad de riesgos altos y medios. La Tabla 16 muestra la calificación obtenida para cada
sistema, de acuerdo con lo explicado en el capítulo 8.
Tabla 15. Ranking por costos del Costo Unitario de Desarrollo (CUD) para los sistemas ALS. COSTO UNITARIO DE DESARROLLO CALIFICACIÓN
Sistema ALS Caso A, USD/bbl Caso B,
USD/bbl
Caso C,
USD/bbl Caso A, Caso B, Caso C,
Gas Lift 0.71 0.5 0.38 10.0 10.0 10.0
Jet Pump 2.05 1.44 1.1 3.5 3.5 3.5
Bombeo Mecánico 2.63 1.84 1.4 2.7 2.7 2.7
ESP 3.48 2.44 1.86 1.0 1.0 1.0
Tabla 16. Ranking de sistemas ALS por riesgos socioambientales. CALIFICACIÓN
Sistema ALS Suma Calificación
ESP 1.48 10
Gas Lift 1.94 7.6
Bombeo Mecanico 2.34 6.3
Jet Pump 2.88 1
7.4. Ranking Total
La calificación final se describe para cada caso en la Tabla 17. En ella se observa que, para
los tres casos, y de acuerdo los criterios Técnicos, Socioambientales y de costos unitarios
(variable económica), el sistema Gas Lift es el más adecuado para continuar la operación
en la fase de recuperación secundaria y terciaria (inyección de agua y polímero).
34
Tabla 17. Ranking de sistemas ALS según criterios Técnicos, Socioambientales y Económicos.
CASO A
Lugar
Ranking ALS CT CE CSA CALSi
1 Gas Lift 8.8 9 7.6 8.7
2 Bombeo Hidráulico Tipo Jet 8.8 6.8 1.0 6.4
3 Bombeo Mecánico 8.2 1.9 6.3 5.3
CASO B
Lugar
Ranking ALS CT CE CSA CALSi
1 Gas Lift 9.0 9.0 7.6 8.7
2 Bombeo Electrosumergible 8.5 2.7 10.0 6.5
3 Bombeo Hidráulico Tipo Jet 8.6 6.8 1.0 6.3
4 Bombeo Mecánico 8.2 1.9 6.3 5.3
CASO C
Lugar
Ranking ALS CT CE CSA CALSi
1 Gas Lift 9.0 9.0 7.6 8.7
2 Bombeo Electrosumergible 8.7 2.7 10.0 6.6
3 Bombeo Hidráulico Tipo Jet 8.7 6.8 1.0 6.4
4 Bombeo Mecánico 8.2 1.9 6.3 5.3
8. Evaluación de impactos socio ambientales
Se realizó el levantamiento de 23 riesgos asociados a impactos ambientales y sociales
(personas e imagen de la empresa) de los cuales 9 son comunes a todos los ALS evaluados.
La calificación del riesgo corresponde a la suma de las calificaciones del riesgo común a
todos los ALS más la calificación de los riesgos adicionales calculados con la matriz para
cuantificar el riesgo socioambiental. En el caso en el que se presente más de un impacto
(Personas, Ambiental, Económico o Impacto a la Empresa) se cuantifica el riesgo como el
promedio de las calificaciones. Seguido a esto se normalizan los riesgos para tener las
calificaciones de 1 a 10.
La valoración de los riesgos se encuentra en la matriz del Anexo 2, la cual está compuesta
de la siguiente forma: en la primera columna se describen los cuatro ALS y una
identificación de “todos” para los riesgos que son comunes para los cuatro ALS. En la
segunda columna se tienen las actividades asociadas al riesgo. En la tercera columna se
tienen los aspectos ambientales o causas del riesgo y la cuarta columna tiene la descripción
del riesgo. Las columnas 5, 6, 7 y 8 tienen la clasificación del impacto (Ambiental,
personas, económico e imagen de la empresa) las columnas 9, 10, 11 y 12 asignan la fila y
la columna para la cuantificación del riesgo identificado. Por ejemplo, 3C hace referencia a
la fila 3 y la columna C de la matriz de cualificación del riesgo y lo asocia con el número
de la matriz de cuantificación del riesgo correspondiente. La columna 13 corresponde a la
valoración cualitativa del riesgo, la columna 14 corresponde a los controles implementados
como sugerencia, la columna 15 corresponde al riesgo después del control implementado
sin necesidad de que se materialice el riesgo y por último la columna 16 corresponde al
valor del riesgo antes del control cuantificado, que es el valor que se utiliza para asignar el
valor de cada riesgo y basado en la suma asignar la calificación de riesgo para el ALS.
En cuanto a la valoración de los riesgos, la implementación de ESP tiene 1 riesgo bajo
adicional a los riesgos comunes, por lo cual tiene una puntuación de 1.48. El Gas Lift tiene
3 riesgos medios y un riesgo bajo adicional a los riesgos comunes por lo que tiene una
puntuación de 1.94. El Bombeo Mecánico tiene 2 riesgos altos adicionales a los riesgos
comunes, arrojando una puntuación de 2,34 y el Jet Pump tiene 2 riesgos altos y 7 riesgos
medios adicionales a los riesgos comunes estimándose una puntuación de 2.88. La
calificación más alta de uno a diez se asigna al ESP por tener el menor riesgo y la más baja
se asigna al sistema Jet Pump, que presenta la mayor puntuación de riesgo. Para la
asignación de la calificación de Gas Lift y Bombeo Mecánico se calcula una interpolación.
35
Los resultados se muestran en la Tabla 18. la calificación asignada de 1 a 10 se asigna
entonces por cada ALS para el cálculo del Ranking.
Tabla 18. Calificación de los sistemas ALS de acuerdo con criterios socioambientales
CALIFICACIÓN
Sistema ALS Suma Calificación
ESP 1,48 10
Gas Lift 1,94 7,6
Bombeo Mecanico 2,34 6,3
Jet Pump 2,88 1
9. Evaluación Económica
La evaluación económica es el último proceso aplicado para seleccionar el sistema de
levantamiento artificial (ALS) a ser recomendado en este trabajo para cada uno de los
casos de inyección de agua. La evaluación económica permite calcular el Flujo de Caja
Libre y los indicadores de bondad financiera como valor presente neto o VPN, tasa interna
de retorno o TIR, relación beneficio costo o B/C, costo anual equivalente o CAE y período
de pago o Payback, dentro los cuales el VPN es el principal de todos y el más adecuado
para comparar proyectos8. Para este proyecto se realizó la evaluación económica
únicamente a los sistemas de levantamiento artificial o ALS que pasaron el filtro de la fase
de screening. Para el caso de sistemas de levantamiento distintos al Gas Lift la empresa
(Ecopetrol) debe definir una estrategia de re-uso o venta de gas, ya que este punto no
forma parte del alcance del proyecto. La evaluación económica de cada uno de los casos de
pozo tipo, asociado a un ALS, se realizó bajo las siguientes premisas:
✓ Precio del petróleo constante siguendo la metodología SEC9: 65.57 USD/bbl
✓ Tasa de descuento o rwacc del 11%, usada por Ecopetrol para evaluar los proyectos.
✓ Regalías del 20% para producción Base y del 8% para producción incremental.
✓ Para el caso de recobro secundario con inyección de agua, la inversión se hace en el año cero, aprovechando la liquidez actual.
✓ Modelo de depreciación constante para reducir la base gravable de impuestos.
✓ Impuesto de renta es del 37%.
✓ El límite económico se alcanza cuando el EBITDA10 llega a ser menor o igual a cero.
✓ TRM 3260.76 COP/U$D11
✓ Los costos operacionales se afectan por inflación del 3.67% anual12
9.1. Cálculo de Precio del barril de petróleo
El precio de referencia Brent se calculó aplicando la metodología SEC para evaluación
económica de proyectos que incorporan nuevas reservas, tomando el precio de cierre del
primer día de cada mes para los 12 meses anteriores a la evaluación13. Como resultado del
ejercicio se obtuvo un precio Brent de 65.57 USD/bbl.
9.2. Benchmark
Se consultó con diferentes proveedores de servicios y empresas de Operación y
Mantenimiento de la industria acerca de los costos de inversión (CAPEX) y de los costos
8 Villarreal Julio. Ingeniería Económica, 1a Ed, Págs. 79-89. Universidad de Los Andes. Editorial Person. Colombia, 2013. 9 SEC: Securities Exchange Commission 10 EBITDA: Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization. 11 TRM Dólar prom. 01-Ene a 05-Nov 2019. https://www.banrep.gov.co/es/estadisticas/trm 12 DANE: IPC Colombia a septiembre 2019 13 Macrotrends Data Download (https://www.macrotrends.net/2480/brent-crude-oil-prices-10-year-daily-
chart)
36
de mantenimiento y operación (OPEX) para los cuatro sistemas de levantamiento
seleccionados en el proceso de screening: Bombeo Mecánico, Bombeo Hidráulico Tipo
Jet, Bombeo Electrosumergible y Gas Lift. La Tabla 19 presenta un resumen de los costos
CAPEX asumidos con base en el benchmark realizado:
Tabla 19. Resultados del benchmark de costos de instalación de sistemas ALS
Concepto Bombeo
mecánico ESP Jet Pump Gas Lift
Servicio Pulling Gas Lift 15,000 15,000 15,000 15,000
Equipos de Superficie 170,000 70,000 140,000 35,000
Equipos de Fondo 90,000 280,000 60,000 15,000
Servicio Run In Hole 20,000 25,000 15,000 15,000
CAPEX Sin contingencias U$D 295,000 390,000 230,000 80,000
Para el OPEX o gastos operacionales se consultó sobre el costo unitario de operación en
U$D/bbl, los costos anuales de mantenimiento en U$D, los costos de intervención para
rediseño de ALS por run life o vída útil, los cuales son periódicos y en USD, y el gasto
energético de levantamiento de fluidos el cual depende de la eficiencia del sistema de
levantamiento, es decir, a menor eficiencia mayor gasto energético y viceversa. Este último
parámetro se define en kW-h/stb y con él se calcula el costo de energía consumida por
levantamiento de fluidos. La Tabla 20 presenta un resumen de los costos operacionales
asumidos con base en el benchmark realizado.
9.3. Inclusión Capex de contingencias en el flujo de caja
El cálculo del Capex de contingencias para cada sistema de levantamiento artificial tuvo
como premisa que las compañías petroleras en general manejan un valor entre un 11% y un
20% del Capex estimado. Se definió que el Capex para contingencias dependería de la
calificación de riesgo. Así, la calificación de riesgo más alta (más bajo riesgo)
correspondería al porcentaje más bajo de Capex (11%) y viceversa. La Tabla 21 presenta
un resumen de los costos CAPEX de contingencia calculados, los cuales se incorporaron al
flujo de caja en el costo total para cada sistema ALS:
Tabla 20. Costos de operación variables y semi-fijos según cada ALS
Tabla 21. Resultados del CAPEX total para cada sistema de levantamiento artificial
10. Sistema ALS Bombeo
mecánico ESP Jet Pump Gas Lift
CAPEX Sin contingencias U$D 295,000 390,000 230,000 80,000
Calificación de riesgo 6.3 10 1 7.6
Porcentaje de contingencias 14.7% 11.0% 20.0% 13.4%
CAPEX para Contingencias, U$D 43,365 42,900 46,000 10,720
CAPEX TOTAL, U$D 338,365 432,900 276,000 90,720
Costo de No éxito CNE = Servicio (Pulling&RIH) × 2 + Costo Neto ALS × 50%
200,000 255,000 160,000 85,000
37
9.4. Modelamiento Depreciación
Para los flujos de caja se aplicó depreciación constante, la cual afecta únicamente
impuestos, ya que reduce la base gravable del proyecto. El modelo de depreciación dt
consiste en que para cada periodo de tiempo t, el CAPEX no depreciado es multiplicado
por la fracción a tiempo t de la producción remanente:
... ... Ecuación 12
9.5. Cálculo de Flujo de Caja Libre para el Caso Base
El flujo de caja libre o FCF, en un periodo específico del tiempo, se obtiene por la
diferencia entre los ingresos operacionales (después de regalías) y los costos totales
(Inversión + Operacionales) menos impuestos.
Donde,
prod_oil es la producción anual de petróleo, stb
prod_liq es la producción anual de fluido total, stb
CUO es el costo unitario de operación, U$D/stb
CUF es el costo unitario de manejo de fluidos, U$D/stb
c energía es el costo de energía del sistema de levantamiento, U$D
9.6. Indicadores de Bondad Financiera
Tal como ya se mencionó, los indicadores de bondad financiera utilizados para comparar
los distintos casos económicos son, en orden de importancia, valor presente neto o VPN,
tasa interna de retorno o TIR, relación beneficio costo o B/C, costo anual equivalente o
CAE y período de pago o Payback.
9.6.1. Valor Presente Neto o VPN
Un proyecto como los desarrollados en la industria petrolera, presenta ingresos y egresos
en cada periodo de tiempo durante la productiva de un activo, por lo cual cada periodo en
el tiempo tendrá un flujo de caja libre específico. Todo el conjunto de flujos de caja es el
insumo para el cálculo del Valor Presente Neto o VPN del proyecto, el cual es el indicador
de bondad financiera más importante a la hora de comparar proyectos. El VPN se obtiene
sumando todos los flujos de caja libre FCF, para n periodos de tiempo, descontados a una
tasa de oportunidad r:
9.6.2. Tasa Interna de Retorno o TIR
La TIR es una medida de la rentabilidad que obtiene el capital que se mantiene invertido
durante la vida de un proyecto, la misma equivale a la tasa de oportunidad requerida para
38
que el VPN sea igual a cero. Recurriendo a la ecuación 20, la TIR se obtiene por prueba y
error asignando valores a la tasa r hasta que la sumatoria de igual a cero:
9.6.3. Relación beneficio costo o B/C
Es la relación entre el VPN de los ingresos operacionales y el VPN de los costos totales:
9.6.4. Costo anual equivalente o CAE
Para comparar proyectos se definió como el VPN de los costos totales:
9.6.5. Periodo de pago o Payback
Permite determinar el momento en el cual se recupera la inversión realizada. No incorpora
el concepto del valor de dinero en el tiempo y se define mediante la siguiente expresión:
TUFCAN Periodo del último Flujo de Caja Acumulado Negativo
UFCAN Último Flujo de Caja Acumulado Negativo
PFCP Primer Flujo de Caja posterior UFCAN
9.7. Resultados de la Evaluación económica
Con base en las premisas económicas ya mencionadas al inicio de este capítulo y las
formulaciones ya presentadas, se construyeron en ExcelTM los flujos de caja libre tanto
para el caso base (recobro primario) como para los casos de recobro secundario A, B y C,
los cuales también contienen el cálculo de los 5 indicadores de bondad financiera
previamente descritos con el objetivo de comparar los proyectos entre sí y escoger el
sistema ALS más adecuado desde el punto de vista financiero. La Tabla 22 presenta un
resumen de los resultados obtenidos para el caso base (recobro primario) para los distintos
sistemas de levantamiento artificial evaluados en los 3 casos de inyección de agua.
Se puede apreciar que para los tres casos de inyección de agua los 5 indicadores de bondad
financiera, principalmente el VPN, permiten escoger al Gas Lift como el sistema de
levantamiento artificial a ser recomendado seguido del Jet Pump, ya que son superiores a
los obtenidos para los sistemas bombeo mecánico o BM, bombeo electro sumergible o ESP
y bombeo hidráulico tipo Jet o Jet Pump.
También se aprecia que las tasas internas de retorno o TIR para los casos B y C, para todos
los ALS, la inversión se recupera antes de un año dado que los buenos ingresos
operacionales permiten tener un flujo de caja positivo en el siguiente año.
39
Tabla 22. Indicadores de Bondad Financiera para los distintos ALS
En la Figura 19 se presentan los resultados del VPN acumulado y los árboles de decisión
para el caso base y para cada caso de inyección de agua (200, 500 y 1000 bwpd) y para
cada uno de los sistemas ALS que pasaron el filtro del screening. En ella se puede apreciar
que para todos los casos de inyección de agua el Gas Lift obtuvo el mayor VPN y EMV,
seguido por el Jet Pump.
Un aspecto identificado tanto en esta figura como en la tabla anterior es que a medida que
aumenta la inyección de agua, el VPN y en general, los demás indicadores de bondad
mejoran, pero el límite económico se acorta. Esto se debe a que, a mayor tasa de inyección
de agua, también aumentan significativamente los costos de operación y energéticos por
mayor manejo de fluidos.
También puede apreciarse que la escala de tiempo va hasta el año 2037, fecha definida
como límite técnico para los pronósticos de producción.
En la misma figura se presentan los 3 árboles de decisión, que incorporan los resultados de
VPN (probabilidad 90% por ser reservas probadas no desarrolladas) y costo de no éxito o
CNE (probabilidad 10%) para cada uno de los sistemas ALS que pasaron el filtro del
screening. El CNE, reportado en la Tabla 21, consta de: 2 veces el costo de los servicios
de sacada y bajada de los ALS más el 50% su costo neto. Cada árbol de decisión
corresponde a un caso de inyección de agua y da como resultado el valor monetario
esperado o EMV de cada ALS.
… Ecuación 24
En ella se puede apreciar que para todos los casos de inyección de agua el Gas Lift es el
sistema ALS recomendado ya que obtiene el mayor EMV de todos.
40
Figura 19. Análisis VPN y árboles de decisión para los 3 casos de inyección de agua
10. Conclusiones
• Los análisis realizados mediante las metodologías de screening (descarte), ranking
técnico, socioambiental y costos, análisis nodal, evaluación socioambiental y evaluación
económica, permiten asegurar que el sistema Gas Lift, actualmente en operación en un
campo del VMM, es apropiado para el manejo de producción de fluidos en condiciones
de inyección de agua y polímero, según los lineamientos establecidos por los expertos
para un proyecto de recuperación secundaria y terciaria.
• Según el análisis de los datos suministrados por los expertos técnicos, se puede obtener
un potencial de producción inicial de 80 barriles de aceite por día y una tasa constante
de 80 bfpd hasta el final de la vida productiva de un pozo tipo hasta llegar a un corte de
agua del 95% para un pozo productor soportado por presión en un patrón de inyección
de 3 puntos. Lo anterior se comprueba por análisis nodal mediante cualquiera de los
sistemas: Gas Lift, Bombeo tipo Jet y Bombeo Mecánico.
• Según el análisis de la información suministrada por expertos, es posible lograr un
potencial de producción inicial de 170 y 340 barriles de aceite por día según los casos B
y C en un patrón de inyección de agua de tres puntos con inyecciones de 500 y 1,000
barriles de agua por día. Lo anterior se corrobora mediante análisis nodal si se
implementara un sistema de levantamiento artificial por Bombeo Mecánico, Bombeo
tipo Jet, Bombeo Electrosumergible y Gas Lift.
40
• Los sistemas de levantamiento artificial Cavidades Progresivas, Plunger Lift y Bombeo
hidráulico tipo pistón para todos los casos, y Bombeo Electrosumergible para el caso A
particularmente, fueron descartados por limitaciones en profundidad, temperatura de
fondo, volúmenes de producción, manejo de sólidos, de gas y corte de agua.
• Para el Caso A, el ranking Técnico, Económico y Socioambiental permite concluir que
el Gas Lift es el método más adecuado, seguido del bombeo tipo Jet y por último del
bombeo mecánico.
• Para los casos B y C, el ranking Técnico, Económico y Socioambiental permite concluir
que el Gas Lift es el método más adecuado, seguido de los métodos Bombeo
Electrosumergible, Bombeo Jet y Bombeo Mecánico.
• Para todos los casos se observó que el sistema Gas Lift requiere de volúmenes de más
de 200 KSCFD y de GOR>5000 para producir a las tasas requeridas cuando los cortes
de agua superan el 90%. Por tal razón, debido al número de pozos productores y a la
limitación del volumen total de gas disponible, se recomienda realizar el patronamiento
de la inyección en función de los pozos con mejores propiedades de yacimiento y mejor
desempeño histórico.
• Para el caso base de un pozo tipo en recobro primario se construyó un perfil de
producción de petróleo y gas, obteniendo a julio de 2019 tasas de producción de
petróleo y gas de 19 stb/d y 1.9 Mscf/d respectivamente, con la expectativa de producir
un volumen técnico remanente de petróleo y gas de 15 Mstb y 1.5 MMscf
respectivamente. Esto permitió concluir que su límite económico se alcanza en
diciembre de 2023, a cuatro años de la actual evaluación.
• Dada la proximidad del límite económico es imperativo iniciar la inyección de agua
como método de recobro secundario.
• Se realizaron los pronósticos del pozo tipo para cada uno de los casos de inyección de
agua (Caso A: 200 bwpd, Caso B: 500 bwpd, Caso C: 1000 bwpd) en función del corte
de agua escalado en el tiempo, obteniendo a diciembre de 2037 volúmenes técnicos de
petróleo y gas de 0.112, 0.160, 0.210 MMstb y 16.83, 24.22, 31.84 MMscf
respectivamente. Estos volúmenes, comparados con los del caso base son
significativamente mayores, por lo cual la inyección de agua, que es una tecnología de
recobro secundario ampliamente probada a nivel mundial en yacimientos subsaturados
como el evaluado en este proyecto, técnicamente es viable en el campo y justifica la
evaluación de sistemas de levantamiento artificial distintos al actualmente instalado.
• El benchmark de costos operacionales y de inversión permitió asumir de manera
razonable los costos variables, fijos y semi-fijos para cada uno de los sistemas de
levantamiento artificial ALS que pasaron el filtro de la fase de screening. Estos fueron
un insumo importante de los flujos de caja para la valoración económica del pozo tipo
en recobro primario y de los ALS en cada uno de los casos de inyección de agua
(recobro secundario).
• El Capex de contingencias fue calculado en función de la calificación de riesgo de cada
ALS, siendo valorado entre el 11% y el 20% del Capex total. En consecuencia, los
flujos de caja ya tienen incorporado este Capex de contingencias.
• Con los flujos de caja libre se calcularon los 5 indicadores principales de bondad
financiera para cada uno de los sistemas ALS, lo cual permitió concluir que el Gas Lift
es el sistema que presenta la mejor valoración de VPN, TIR, B/C, CAE y Payback para
todos los casos de inyección de agua.
• Como complemento a lo anterior, con los árboles de decisión se evidenció que el Gas
Lift es el sistema que presenta el más alto Valor Monetario Esperado o EMV para todos
los casos de inyección de agua, siendo el sistema de levantamiento artificial o ALS
recomendado desde el punto de vista económico.
41
• A pesar de que la implementación del ALS ESP resulta de bajo riesgo, se recomienda la
instalación de Gas Lift ya que éste es el sistema de levantamiento artificial existente y
muchas de las contingencias ya tienen planes de acción y hacen que el riesgo sea menor
al evaluado en la matriz presentada en este proyecto.
11. Bibliografía
1. CRUZ, S., Sistema Experto para la Selección de los sistemas Artificiales de Producción
Aplicables en Pozos de Aceite, UNAM, México, 2015.
2. PORRAS, J., Suárez, J., Evaluación técnico-financiera de un sistema de levantamiento
combinado bombeo mecánico e hidráulico para la obtención de información del
yacimiento por medio de registros de producción en un pozo en campo provincia,
Fundación Universidad América, Bogotá, Colombia, 2016.
3. CAICEDO, S., A, et al, Systematic Integrated Approach to Evaluate Artificial Lift
Requirements While Dealing with High Uncertainty., SPE-177436-MS, Abu Dhabi, UAE,
2015.
4. MOLINA Y, Camacho A., Diagnóstico Ambiental de los Pozos de Producción Activos e
Inactivos de un Campo Petrolero – Caso Práctico, UIS, Bucaramanga, Colombia, 2008.
5. GOLAN, M., Whitson, C., Well Performance, Norwegian University of Science and
Technology (NTNU), Noruega, 1995.
6. NEELY, B., et al, Selection of Artificial Lift Method, A Panel Discussion, SPE 10337,
TX, USA, 1981.
7. LEA, J., Nickens, H., Selection of Artificial Lift, SPE 52157, OK, USA, 1999.
8. BROWN, K., The Technology of Artificial Lift Methods, V. 1 - 2a – 2b, OK, USA,
1980.
9. VILLALOBOS E., Presentaciones Sesiones de Ingeniería de Producción, Universidad
de los Andes, Maestría en Ingeniería de Petróleos, 2018.
10. CLEGG, J.D., Bucaram, S.M., Recommendations and Comparisons for Selecting
Artificial-Lift Methods, JPT Journal, TX, USA, 1993.
12. NAGUIB, M.A., Guideline of Artificial Lift Selection for Mature Field, SPE 64428,
Australia, 2000.
13. BROWN, K. Overview of Artificial Lift Systems, SPE U. of Tulsa, JPT 1982.
14. PÉREZ, J.C., Alternativas en el Bombeo Hidráulico Tipo Jet para Optimizar la
Producción de Hidrocarburos, UNAM, México, 2013.
15. SATTER, A. and G. C. Thakur. Integrated Petroleum Reservoir Management: A Team
Approach, PennWell Books, Tulsa, OK, 1994.
16. SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION. 17 CFR Parts 210, 211, 229, and
249. Release Nos. 33-8995; 34-59192; FR-78; File No. S7-15-08.
https://www.sec.gov/rules/final/2008/33-8995.pdf
17. VILLARREAL Julio. Ingeniería Económica, 1a Ed. Universidad de Los Andes.
Editorial Person. Colombia, 2013.
18. CASTILLO Mario. Toma de Decisiones en las Empresas: Entre el Arte y la Técnica,
Universidad de Los Andes, Facultad de Administración. Ediciones Uniandes, 2006.
19. CORPONOR. (2006) NORMATIVIDAD, Obtenido de RESUMEN NORMA
TECNICA COLOMBIANA NTC 52541 (Primera Actualización:
http://www.corponor.gov.co/NORMATIVIDAD/NORMA%20TECNICA/Norma%20T%
E9cnica%20NTC%205254.pdf
20. ECOPETROL. (31 de 03 de 2008). Documentos. Obtenido de Uso de la matriz de
Valoración de Riesgos - RAM:
https://www.ecopetrol.com.co/documentos/49335_ANEXO_28_Uso_Matriz_Valoraci%C
3%B3n_de_Riesgos_-_RAM..pdf
42
21. ECOPETROL. (9 de 10 de 2009). Documentos. Obtenido de Procedimiento para la
Identificación y Evaluación de Aspectos e Impactos Ambientales:
https://www.ecopetrol.com.co/documentos/55689_Anexo_No._23_-_ECP-DHS-P-
013_Aspectos_Impactos_Ambientales.pdf
22. ICONTEC INTERNATIONAL. (2015). Información UNAD. Obtenido de Norma ISO
14001,https://informacion.unad.edu.co/images/control_interno/NTC_ISO_14001_2015.pdf
23. SÁNCHEZ, A. (2006). Notas de Clase de Maestría en Ingeniería de Petróleos. Manejo
Ambiental en Proyectos Petroleros. Bogotá.
24. Project Management Institute. (2008). Guia de los fundamentos para la dirección de
proyectos. Bogotá: PMI Publications.
