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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
“OPTIMIZACIÓN DE LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA
HIDRÁULICA TIPO JET EN EL CAMPO COCA MEDIANTE EL
SOFTWARE OILWELL HYDRAULIC PARA EL MEJORAMIENTO
DE LA PRODUCCIÓN”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENÍERO EN PETRÓLEOS
Nelsón Andrés Villacrés Castro
Director: Ing. Patricio Jaramillo, MSC
QUITO, DICIEMBRE 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo NELSÓN ANDRÉS VILLACRÉS CASTRO, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
(Nelson Andrés Villacrés Castro)
C.I.1719418897
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “OPTIMIZACIÓN DE LA
GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET EN EL CAMPO COCA
MEDIANTE EL SOFTWARE OIL WELL HYDRAULIC PARA EL
MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN”, que, para aspirar al título de Ingeniero
en Petróleos fue desarrollado por NELSON ANDRÉS VILLACRÉS CASTRO, bajo
mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con
las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18
y 25
___________________
(Ing. Patricio Jaramillo, MSC)
DIRECTOR DELTRABAJO
C.I.1701279315
DEDICATORIA
Esta tesis va dedicada a la memoria de mi tío Pier María Ruzzi Grossi quien
fue la persona que me inspiro a seguir esta carrera, a mis padres, Nelson
Villacrés y Yolanda Castro quienes siempre me impulsarán para seguir adelante
en cualquier lugar de mi vida, a mis hermanos quienes estarán toda la vida
conmigo.
AGRADECIMIENTO
El presente trabajo agradezco a la empresa PETROECUADOR EP, por
permitirme recopilar información para la realización del presente documento al
Campo Coca, Campo Lobo, Campo Mono y Oso-D donde tuve la oportunidad
para plasmar este sueño.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINAS
RESUMEN XV
ABSTRACT XVI
1. INTRODUCCIÓN 1
1.2. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 1
1.2.1 Objetivo General 1 1.2.2 Objetivos Específicos 2
1.3. HIPÓTESIS 2
1.4. ALCANCE 2
1.5. MARCO DE REFERENCIA 3
2. MARCO TEÓRICO 18
2.1 TIPOS DE COMPLETACIONES 19
2.1.1 Sistema de bomba libre 19 2.1.2 Sistema de bomba fija 19 2.1.3 Sistema de bomba paralela (Libre) 19
2.2 EQUIPOS DE FONDO DE POZO 20
2.2.1 No-Go 20 2.2.2 Standing Valve 20 2.2.3 Camisas 20 2.2.4 Empaquetadura (Packer) 21
ii
2.3.5 Tubería de Producción 22 2.3.6 Tubería de Revestimiento 22
2.3. BOMBAS JET 24
2.4 PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO 25
2.5 NOMENCLATURA DE LA BOMBA JET 27
2.6. Relaciones toberas/gargantas en volúmenes y presión 27
2.7 TIPOS DE BOMBA JET 31
2.7.1 Bomba Jet Directa o Convencional 31 2.7.2 Bomba Jet Reversa 31 2.7.3 Bomba Jet Claw Smart 34
2.8 FABRICANTES DE BOMBAS JET 35
2.9. CONSIDERACIONES EN LA OPERACIÓN DE BOMBAS JET CLAW 37
2.9.1. Prueba de inyectividad 37 2.9.2. Desplazamiento de bomba jet 37 2.9.3. Comportamiento de entrada de fluidos en bomba jet 37 2.9.4. Profundidad de asentamiento de la bomba jet 38 2.9.5. Profundidad Vertical Verdadera (TVD) 38 2.9.6. Profundidad Medida (MD) 38
2.10. DAÑOS MÁS FRECUENTES EN BOMBAS JET 38
2.10.1. Cavitación 38 2.10.2. Taponamiento de la tobera 40 2.10.3 Pérdida de producción 40 2.10.4 Incremento de barriles de inyección 40
iii
2.10.5 Falta de aportación 41 2.10.6 Emulsiones 41
2.11 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO 42
2.12 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO 44
3. METODOLOGÍA 45
3.1 BREVE RESEÑA HISTORICA 45
3.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA 48
3.3 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL 49
3.4 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGIA 49
3.5 RESERVORIOS DE PRODUCCIÓN 50
3.5.1 Formación Tena 50 3.5.2 Formación Napo 50
3.6 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS 53
3.6.1 Permeabilidad horizontal y vertical 54 3.6.2 Contacto Agua-Petróleo 56
3.7 RESERVAS 56
3.7.1 Reservas Probadas 56 3.7.2 Reservas No Probadas 57
3.8 PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS 57
3.9 FACILIDADES CENTRALES DE SUPERFICIE 60
3.9.1 Generalidades 60 3.9.2 Historial de producción 62
iv
3.10 SISTEMA DE TRATAMIENTO EN LA ESTACIÓN COCA 64
3.10.1 Manifold 64 3.10.2 Separador de prueba (V-101) 65 3.10.3 Separador de producción 66 3.10.4 Separador de Agua Libre 66 3.10.5 Bota de gas 67 3.10.6 Tanque de lavado 67 3.10.7 Tanque de almacenamiento de producción 68 3.10.8 Tanque de almacenamiento (V-106 PAYAMINO) 69 3.10.9 Bombas Booster y de transferencia 69 3.10.10 Tanques de agua de formación producida T-210 Y T-211 70 3.10.11 Bombas de reinyección de agua 70
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 71
4.1 ANÁLISIS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA JET 71
4.1.1 Análisis del pozo Coca 01 86 4.1.2 Análisis del Pozo Coca 07 107 4.1.3 Análisis del Pozo Coca 08 112 4.1.4 Análisis de pozo Coca 12-HS 117 4.1.5 Análisis del Pozo Coca 13 122 4.1.6 Análisis del Pozo Coca 18 127 4.1.7Análisis del Pozo Coca 19 132
v
4.2 OPTIMIZACIÓN DE LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPOJET MEDIANTE EL PROGRAMA OILWELL 137
4.2.1 Análisis de pozo Coca 01-BT, Histórico de producción 137
4.2.1.2 Datos de reservorio Coca 01 - BT 138 4.2.1.3 Análisis del pozo Coca 01 - BT mediante OILWELL 138 4.2.1.4 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 144
4.2.2 Análisis de pozo Coca 07- HS Histórico de producción 146
4.2.2.1 Datos de reservorio Coca 07 - HS 147 4.2.2.2Análisis del pozo Coca 07 - HS mediante OILWELL 147 4.2.2.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 150
4.2.3 Análisis de pozo Coca 08-BTHistórico de producción 152 4.2.3.1 Datos de reservorio Coca 08 - BT 153 4.2.3.2 Análisis del pozo Coca 08 - BT mediante OILWELL 153 4.2.3.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 156
4.2.4. Análisis de pozo Coca 12-HS Histórico de producción 158 4.2.4.1 Datos de reservorio Coca 12 - HS 159 4.2.4.2 Análisis del pozo Coca 12 - HS mediante OILWELL 159 4.2.4.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 162
4.2.5 Análisis de pozo Coca 13-HS Histórico de producción 164 4.2.5.1 Datos de reservorio Coca 13 - HS 165 4.2.5.2 Análisis del pozo Coca 13 - HS mediante OILWELL 165
vi
4.2.5.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 168
4.2.6 Análisis de pozo Coca 18-HS Histórico de producción 170 4.2.6.1 Datos de reservorio Coca 18 - HS 171 4.2.6.2 Análisis del pozo Coca 18 - HS mediante OILWELL 171 4.2.6.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 174
4.2.7 Análisis de pozo Coca 19-HS Histórico de producción 176 4.2.7.1 Datos de reservorio Coca 19 - HS 177 4.2.7.2 Análisis del pozo Coca 19 - HS mediante OILWELL 177 4.2.7.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación 180
4.3. ANÁLISIS ECONÓMICO 186
4.3.1 Estimación de ingresos 186
4.3.2 Flujo neto de caja (FNC) 186
4.3.3 Valor actual neto (VAN) 187
4.3.4 Tasa interna de retorno (TIR) 188
4.3.5 Relación Beneficio/Costo 188
4.3.6 Estimación de los egresos 189
4.3.6.1 Costos de Bomba Jet. 189 4.3.6.2 Costos por cambio (Reversar Hidráulicamente) 190 4.3.6.3 Costos por mantenimiento 191 4.3.6.4 Costos por contingencia 191 4.3.6.5 Costos totales del proyecto 192
vii
4.3.7 Análisis Económico del proyecto 193
4.3.7.1 Consideraciones. 193
4.3.8 Análisis de Resultados. 197
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 198
5.1 CONCLUSIONES 198
5.2 RECOMENDACIONES 200
GLOSARIO 202
BIBLIOGRAFÍA 204
ANEXOS 203
viii
ÍNDICE DE FIGURAS. PÁGINAS
Figura 1: Sistema de fluido motriz abierto
Figura 2: Sistema de fluido motriz abierto
Figura 3: Sistema de fluido motriz abierto
Figura 4: Sistema de fluido motriz cerrado (FMC)
Figura 5: Diagrama de completación Coca 18
Figura 6: Bomba Jet
Figura 7: Principio de funcionamiento
Figura 8: Nomenclatura
Figura 9: Nomenclatura de la Bomba Jet.
Figura 10: Relación Tobera-Garganta y producción
Figura 11: Bomba jet directa o convencional
Figura 12: Bomba jet reversa
Figura 13: Burbujas de cavitación
Figura14: Ubicación del campo Coca
Figura 15: Arena productora del Campo Coca-Payamino
Figura 16: Esquema de Estación Coca
Figura 17: Nomenclatura de la bomba jet según Smart
Figura 18: Curva de comportamiento de Guiberson
Figura 19: Curva H – M de Guiberson
Figura 20: Pantalla 1, Información General Coca 01
Figura 21: Pantalla 2, Instrucciones definidas en el programa
Figura 22: Pantalla 3, Lista de geometrías de Bomba Jet
Figura 23: Pantalla 4, Parámetros operativos bomba jet
Figura 24: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo Figura 25: Curva IPR del pozo
Figura 26: Pantalla 1, Información General Coca 07
Figura 27: Parámetros operativo bomba Jet pre-seleccionadas
9
10
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23
24
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33
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141
142
143
143
148
148
ix
Figura 28: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo
Figura 29: Pantalla 5, Curva IPR del pozo
Figura 30: Pantalla 1, Información General Coca 08
Figura 31: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas
Figura 32: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo
Figura 33: Curva IPR del pozo
Figura 34: Pantalla 1, Información General Coca 12
Figura 35: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas
Figura 36: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo
Figura 37: Curva IPR del pozo
Figura 38: Pantalla 1, Información General Coca 13
Figura 39: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas
Figura 40: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo
Figura 41: Curva IPR del pozo
Figura 42: Pantalla 1, Información General Coca 18
Figura 43: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas
Figura 44: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo
Figura 45: Curva IPR del pozo
Figura 46: Pantalla 1, Información General Coca 19
Figura 47: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas
Figura 48: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo
Figura 49: Curva IPR del pozo
149
149
154
154
155
155
160
160
161
161
166
166
167
167
172
172
173
173
178
178
179
179
x
ÍNDICE DE TABLAS PÁGINAS
Tabla 1: Tabla de inyección y producción
Tabla 2: Geometrías
Tabla 3: Características Petrofísicas.
Tabla 4: Presión estática de reservorio Campo Coca
Tabla 5: Punto de burbuja de reservorio Campo Coca
Tabla 6: Presión promedio de reservorio Bloque 07
Tabla 7: Sistema de levantamiento Campo Coca
Tabla 8: Potencial de producción Campo Coca
Tabla 9: Potencial histórico de producción Campo Coca
Tabla 10: Tabla de presiones en el manifold
Tabla 11: Relación de áreas óptimas
Tabla 12: Datos Coca 01
Tabla 13: Geometrías establecidas para Pozo Coca 01
Tabla 14: Datos Pozo Coca 07
Tabla 15: Resumen de cálculos por cada iteración
Tabla 16: Geometrías establecidas para Pozo Coca 07
Tabla 17: Datos Pozo Coca 08
Tabla 18: Resumen de cálculos por cada iteración
Tabla 19: Geometrías establecidas para Pozo Coca 08
Tabla 20: Datos Pozo Coca 12
Tabla 21: Resumen de cálculos por cada iteración
Tabla 22: Geometrías establecidas para Pozo Coca 12
Tabla 23: Datos Pozo Coca 13
Tabla 24: Resumen de cálculos por cada iteración
Tabla 25: Geometrías establecidas para Pozo Coca 13
Tabla 26: Datos Pozo Coca 18
Tabla 27: Resumen de cálculos por cada iteración
30
36
55
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59
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80
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121
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123
126
128
128
xi
Tabla 28: Geometrías establecidas para Pozo Coca 18
Tabla 29: Datos Pozo Coca 19
Tabla 30: Resumen de cálculos por cada iteración
Tabla 31: Geometrías establecidas para Pozo Coca 19
Tabla 32: Datos de Reservorio Coca 01-BT
Tabla 33: Geometrías establecidas para Pozo Coca 01 BT
Tabla 34: Datos de Reservorio Coca 07 HS
Tabla 35: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-07 HS
Tabla 36: Datos de Reservorio Coca 08 BT
Tabla 37: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-08 BT
Tabla 38: Datos de Reservorio Coca 12 HS
Tabla 39: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-12 HS
Tabla 40: Datos de Reservorio Coca 13 HS
Tabla 41: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-13 HS
Tabla 42: Datos de Reservorio Coca 18 HS
Tabla 43: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-18 HS
Tabla 44: Datos de Reservorio Coca 19 HS
Tabla 45: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-19 HS
Tabla 46: Cálculos realizados para los pozos del Campo Coca
Tabla 47: Componentes de la Bomba Jet
Tabla 48: Precio total para bombas
Tabla 49: Costos por cambio
Tabla 50: Costos por mantenimiento
Tabla 51: Costos por contingencia
Tabla 52: Costos total por inversión
Tabla 53: Escenario pesimista. Análisis Económico precio 70 dólares
Tabla 54: Escenario conservador. Análisis Económico precio 90 dólares
Tabla 55: Escenario optimista. Análisis Económico precio 100 dólares
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190
191
191
192
192
194
195
196
xii
ÍNDICE DE GRAFICAS PÁGINAS
Grafico 1: Producción anual del Campo coca
Grafico 2: Bsw anual del Campo coca
Grafico 3: Histórico de producción Coca 01-BT
Grafico 4: Presión de inyección vs BFPD inyección
Grafico 5: Histórico de producción Coca 07-HS
Grafico 6: Presión de inyección vs BFPD inyección
Grafico 7: Histórico de producción Coca 08-BT
Grafico 8: Presión de inyección vs BFPD inyección
Grafico 9: Histórico de producción Coca 12-HS
Grafico 10: Presión de inyección vs BFPD inyección
Grafico 11: Histórico de producción Coca 13-HS
Grafico 12: Presión de inyección vs BFPD inyección
Grafico 13: Histórico de producción Coca 18-HS
Grafico 14: Presión de inyección vs BFPD inyección
Grafico 15: Histórico de producción Coca 19-HS
Grafico 16: Presión de inyección vs BFPD inyección
Grafico 17: Reducción del fluido motriz en el Campo Coca
Grafico 18: Aumento de producción en el Campo Coca
Grafico 19: Disminución de la potencia en superficie
63
63
137
137
146
146
152
152
158
158
164
164
170
170
176
176
184
184
185
xiii
ÍNDICE DE ECUACIONES PÁGINAS
Fórmula 1: Gradiente de presión del petróleo producido
Fórmula 2: Gradiente de presión del fluido producido
Fórmula 3: Factor de Volumen de formación
Fórmula 4: Tasa de fluido motriz
Fórmula 5: Pérdidas de presión por fricción
Fórmula 6: Presión en la entrada de la tobera
Fórmula 7: Tasa de fluido de retorno
Fórmula 8: Gradiente del fluido de retorno
Fórmula 9: Fracción (fluido motriz petróleo)
Fórmula 10: Fracción de agua en el fluido (fluido motriz agua)
Fórmula 11: Relación gas-liquido del fluido de retorno
Fórmula 12: Viscosidad del fluido de retorno
Fórmula 13: Presión de descarga de la bomba
Fórmula 14: Relación adimensional de recuperación de presión
Fórmula 15: Relación de flujo interpolado
Fórmula 16: Porcentaje de error
Fórmula 17: Relación de flujo adimensional en el límite de cavitación
Fórmula 18: Área de tobera
Fórmula 19: Área de la garganta
Fórmula 20: Potencia para la bomba de superficie
Fórmula 21: Potencia para la bomba de fondo
Fórmula 22: Flujo neto de caja
Fórmula 23: Valor actual neto
Fórmula 24: Tasa interna de retorno
Fórmula 25: Beneficio/Costo
73
74
74
75
75
76
76
76
77
77
77
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78
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82
82
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83
84
84
187
187
188
188
xiv
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINAS Anexo 1: Mapa isópaco del campo coca
Anexo 2: Cuenca estratigráfica
Anexo 3: Especificaciones técnicas Bomba jet claw directa
Anexo 4: Especificaciones técnicas Bomba jet claw reversa
Anexo 5: Especificaciones técnicas No-Go
Anexo 6: Especificaciones técnicas Standing Valve
Anexo 7: Especificaciones técnicas Packer
Anexo 8: Especificaciones técnicas Camisa Model SL
Anexo 9: Especificaciones técnicas Camisa Model CSL
Anexo 10: Completación de Pozo Coca 01
Anexo 11: Completación de Pozo Coca 12
Anexo 12: Completación de Pozo Coca 12
205
206
207
207
208
208
208
209
209
210
211
212
xv
RESUMEN
EL Campo Coca es uno de los campos productores dentro del bloque 7, que
actualmente es operador por Petroamazonas EP, el cual anteriormente lo
operaba Petroecuador EP, el presente trabajo “OPTIMIZACIÓN DE LA
GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET EN EL CAMPO COCA
MEDIANTE EL SOFTWARE OIL WELL HYDRAULIC PARA EL
MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN”, se describen aspectos importantes
referentes a este campo.
En el marco teórico se expone las generalidades del Campo Coca como es su
ubicación geográfica, características geológicas y estratigráficas de los
yacimientos características petrofísicas y se expone los sistemas de tratamiento
en el Campo Coca.
En la metodología se presenta la base teórica del bombeo tipo jet, para lo cual
se describe más en detalle de los componentes de este sistema como es el tipo
de completaciones, equipos de fondo de pozo, nomenclaturas en las bombas
jet, daños más frecuentes sus principales ventajas y desventajas.
En el análisis de resultados se presenta de forma detallada los cálculos de los
parámetros necesarios que permiten nuevas geometrías para los pozos
operados con bombeo jet, con la finalidad de incrementar la producción
teniendo como objetivo principal no alterar el sistema de levantamiento actual.
Además se considera aspecto técnico, económico y financiero que, en conjunto
determinan hasta qué punto será rentable la inversión y el proyecto en sí. Es
así, que para determinar la viabilidad de implementación de este proyecto se
utilizaron indicadores financieros; Valor Actual Neto, Tasa Interna de Retorno y
Relación Beneficio-Costo donde se obtuvieron resultados positivos, es decir
existe rentabilidad para los casos analizados.
xvi
ABSTRACT
The Field Coca is one of the producing fields inside the block 7 that at the
moment is operating for Petroamazonas EP, the one which previously
Petroecuador operate, the present work "OPTIMIZATION OF THE GEOMETRY
OF THE BOMB HYDRAULIC TYPE JET IN THE FIELD COCA BY MEANS OF
THE SOFTWARE OIL WELL HYDRAULIC FOR THE IMPROVEMENT OF THE
PRODUCTION", relating important aspects are described to this field.
In the mark theoretical are exposed the generalities of the Field Coca like it is
their geologic and stratigraphic geographical, characteristic location of the
locations and it is exposed the treatment systems in the Field Coca.
In the methodology the theoretical base of the jet pumping type is presented, for
that which is described more in detail of the components of this system like it is,
teams of well bottom, nomenclatures in the pumps jet, more frequent damages
its main advantages and disadvantages.
In the analysis is presented in a detailed way the calculations of the necessary
parameters that allow new geometries for the wells operated with pumping jet,
with the purpose of increasing the production having as main objective not to
alter the system of current lift method
In the analysis are considered technical, economic and financial aspect that, on
the whole they determine to what extent it will be profitable the investment and
the project. It is this way that were used to determine the viability of
implementation of this project financial indicators; Net Current value, Appraises
it Interns of Return and Relationship Benefit-cost where positive results were
obtained, that is to say profitability exists for the analyzed cases.
INTRODUCCIÓN
1
1. INTRODUCCIÓN
El sistema de levantamiento artificial en general y el bombeo hidráulico en
particular ha tenido y continuará teniendo gran importancia en Ecuador debido a
que se ajusta en gran medida a las características y condiciones de sus
yacimientos y pozos. Existe un importante número de pozos que debido a su
prolongada vida productiva han visto reducida la presión de sus yacimientos a
límites que no pueden producir naturalmente y que todavía mantienen reservas
importantes de petróleo que deberán ser recuperadas implementando un
sistema de levantamiento artificial que podría ser mediante bombeo hidráulico.
Este trabajo tiene como finalidad de describir, dimensionar y analizar la
aplicación del sistema de levantamiento artificial con bombeo hidráulico tipo jet.
El problema es la declinación de la producción en ciertos pozos del Campo
Coca debido al sobre dimensionamiento de la bomba jet como causa principal
fisuramientos en la tobera y garganta, presencia de escala por el alto contenido
de agua que producen los pozos, daños en el sello del standing valve, alto
contenido de arena taponamiento por corrosión de la tubería de inyección los
mismos que son el causal del daño en el estado mecánico de bomba.
1.2. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.2.1 Objetivo General:
Elaborar el estudio para el mejoramiento de la producción optimizando la
geometría de la bomba hidráulica tipo jet, mediante el software Oil Well
Hydraulic en los pozos del Campo Coca.
2
1.2.2 Objetivos Específicos:
Interpretar la información técnica e historial de producción, cambios de
bombas, pruebas de presión de los pozos del campo Coca ya que esta
han tenido una declinación en la tasa de producción.
Determinar el tipo de problema que presentan los pozos a ser
analizados.
Proponer como solución técnica un diseño de geometrías para los pozos
estudiados, para optimizar la producción mediante el programa Oil Well
Hydraulic.
Determinar el costo beneficio y la propuesta económica para el cambio a
realizar
1.3. HIPÓTESIS
La producción del campo Coca, declina su producción debido al cambio de la
presión de fondo lo que produce un sobre dimensionamiento de la bomba jet
como causa principal, presencia de escala por el alto contenido de agua que
producen los pozos, taponamiento por corrosión de la tubería de inyección
los mismos que son el causal del daño en el estado mecánico de bomba. Por
este motivo se dará una recomendación para el cambio de geometría de la
bomba jet mediante el programa Oil Well Hydraulic.
1.4. ALCANCE
El estudio se enfoca en un análisis del histórico de producción y evaluar si la
bomba jet que está instalada actúa dentro de un rango óptimo de trabajo, de
modo que si el sistema no se desempeña de la manera esperada, se deben
fijar nuevos parámetros para obtener un mejor estado del sistema de
producción para seleccionar la bomba jet adecuada, y fijar los parámetros de
operación que me permitan obtener la máxima producción posible con el
mínimo requerimiento de potencia en superficie y la disminución del fluido
motriz
3
Es necesario realizar un estudio de las geometrías de las bombas para
poder aplicar en los pozos seleccionados y así proponer a la empresa
operadora una alternativa de cambio de bomba dentro del pozo, el cual
reducirá el BSW y de este modo incrementar o mantener la tasa de
producción, disminuir el fluido motriz y energía en superficie.
Elaborar un estudio de los pozos propuestos, tomando en cuenta todos los
datos de campo como: historiales de pozos, completaciones, análisis de
presiones en los pozos, cambio de bombas. Datos que nos permitan llevar a
cabo una interpretación técnica para el cambio de geometrías en la bomba
hidráulica para la optimización de la producción del campo Coca.
Los resultados de este estudio permitirán a la empresa operadora saber qué
tipo de geometría debe ser aplicada en los pozos propuestos para
incrementar y mantener la tasa de producción y así poder aumentar sus
ganancias.
1.5. MARCO DE REFERENCIA
El método del bombeo hidráulico se remonta desde los Egipcios cuando
ellos utilizaban este principio para bombear agua (sistema de balancín y
varillas), dentro de la industria petrolera se remonta a la época en que hizo
el descubrimiento Drake en Pensilvania; en la actualidad este sistema se
utiliza para levantar los fluídos desde el subsuelo hasta la superficie.
Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento
artificial hidráulico como la bomba de Faucett que en el subsuelo fue una
bomba accionada por vapor de agua y requería de un pozo de gran diámetro
para operarla, por esta razón no se comercializó con facilidad estos equipos.
4
Con el transcurrir de los años, y teniendo que producir cada día desde
mayores profundidades se han ido tecnificando y perfeccionando los diseños
de estos equipos de subsuelo y superficie hidráulicos, es así que desde
1932 varios miles de pozos petroleros han sido explotados con bombas
hidráulicas, incrementándose cada día más las instalaciones en el mundo
con este sistema de levantamiento artificial.
El bombeo tipo jet es una variante del bombeo hidráulico, el cual ha
incrementado su aplicación debido a su flexibilidad y durabilidad. El
principio básico de este sistema de levantamiento artificial, es inyectar un
fluido a alta presión hacia el fondo del pozo (fluido motriz), para transferir
energía a la bomba de fondo y de esta manera poder operarla. El bombeo
hidráulico tipo jet tiene la ventaja de que se puede aplicar en pozos
profundos y desviados.
En las bombas de desplazamiento positivo, como en el caso del bombeo
hidráulico tipo pistón y del bombeo mecánico, se reduce su vida útil cuando
se tienen sólidos presentes, este efecto también se produce en el bombeo
electrosumergible. Sin embargo, esto no sucede cuando se utiliza el
bombeo hidráulico tipo jet, ya que no tiene partes en movimiento. Además
es posible operarlo durante más tiempo en medios corrosivos y fluidos que
contienen arena.
El principio de operación del bombeo hidráulico tipo jet, se basa en la
inyección de un fluido, denominado fluido motriz, hasta la profundidad de la
bomba de fondo. Dicho fluido, llega a la tobera a una alta presión. En este
punto el fluido motriz a alta presión es dirigido a través de la tobera, la cual
transforma la energía potencial (presión) en energía cinética (fluido a alta
velocidad), disminuyendo considerablemente la presión del fluido motriz.
5
La baja presión del fluido motriz permite que los fluidos del yacimiento
entren al pozo y posteriormente a la bomba de fondo, a la presión de
succión y a la tasa de producción. La alta velocidad del fluido motriz se
mezcla con la baja velocidad de los fluidos producidos, en una sección de
área constante denominada cámara de mezclado o garganta (throat). A la
mezcla de fluidos se le llama fluido de retorno.
Cuando el fluido de retorno, alcanza la parte final de la cámara de
mezclado, tiene baja presión y alta velocidad. El fluido entonces sale de la
bomba a través del difusor, para transformar la energía cinética en presión,
estableciéndose de esta manera nuevamente un estado de alta presión y
baja velocidad. Esta alta presión de descarga a través del difusor, debe ser
suficiente para llevar la tasa del fluido de retorno, hasta la superficie.
Una unidad de bombeo hidráulico es un mecanismo formado por un motor
alternativo hidráulico acoplado a una bomba. El principio fundamental
aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley de Pascal”, la
misma que fue enunciada por primera vez por Blas Pascal en el año 1653.
La Ley de Pascal explica que: “La presión aplicada sobre cualquier punto de
un líquido contenido se transmite, con igual intensidad, a cada porción del
fluido y las paredes del recipiente que lo contiene”
La aplicación de este principio permite trasmitir presión desde un lugar
centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de
líquido, hasta cualquier número de pozos petroleros. El líquido a presión en
estas líneas de fluido motriz se dirige hacia una tubería pozo abajo,
haciendo funcionar la bomba hidráulica jet mecánicamente acoplada a una
camisa.
6
Aplicando este principió nos permite transmitir presión desde la superficie,
mediante una tubería llena de líquido, hasta cualquier número de puntos
dentro de un pozo de petróleo. El bombeo hidráulico utiliza bombas fijas y
bombas libres, siendo el sistema de bomba libre el más económico debido
a que se elimina los costos de extracción de la bomba.
En el sistema de bombas libres, las bombas pueden deslizarse con la
misma energía del fluido motriz salvo ciertas excepciones. El fluido motriz a
ser utilizado deberá ser completamente limpio para lo cual se requiere un
minucioso control operacional en su tratamiento, lo que si bien transforma a
este sistema en costoso, pero aplicable donde otros sistemas no pueden
adecuarse.
En el bombeo hidráulico, la generación y transmisión de energía requerida
para levantar el petróleo hasta la superficie, se lo realiza mediante un fluido
conocido como “fluido motriz”, el cual es inyectado a presión mediante una
unidad de potencia a través de una tubería. Este fluido motriz puede ser
agua o petróleo.
La calidad del fluido motriz, especialmente el contenido de sólidos, es un
factor importante en la vida útil de la bomba y en los costos de reparación.
La pérdida de fluido motriz en la sección motriz de la bomba son una
función del desgaste causado por los sólidos abrasivos y la viscosidad del
fluido motriz.
“El contenido admisible de sólidos varía en cierto grado, según la definición
de vida útil aceptable de la bomba y también según la viscosidad, pero un
valor de 10 a 15 ppm es generalmente aceptable para petróleos de 30 a 40°
API.” Para petróleos más densos hay mayor desgaste admisible y,
7
consecuentemente, mayor tolerancia de sólidos, mientras que, para agua,
usualmente hay menor desgaste y menos sólidos admisibles.3
La función de un sistema que acondiciona el fluido motriz en la superficie es
la de proporcionar el volumen necesario y constante para lograr operar las
bombas en el subsuelo, por eso, el objetivo principal al acondicionar el
petróleo crudo o agua para utilizarlos como fluido motriz es librarlo, al
máximo, de sólidos y gases. Hay dos tipos de sistemas para acondicionar el
fluido motriz en las instalaciones de bombeo hidráulico:
Consta de un separador, una bota de gas, un tanque de decantación similar
al tanque de lavado, un tanque de surgencia y las bombas de fluido motriz.
Un sistema centralizado para acondicionar el fluido motriz trata dicho fluido
para uno o más pozos, para eliminar el gas y sólidos en un solo lugar.
Como se muestra en la figura 1
El fluido acondicionado se presuriza mediante una poderosa bomba de
desplazamiento positivo, para luego dirigirse hacia el o los pozos del
sistema. El diseño del sistema de tratamiento supone que, los separadores
normales y tratadores térmicos han entregado un petróleo casi libre de gas,
de la calidad que sería usual en el tanque de almacenamiento para el
sistema de tratamiento.
El tanque de decantación para el fluido motriz en este sistema usualmente
mide 24 pies de alto, con tres anillos empernados. Un tanque de tal altura
generalmente proporciona una caída suficiente para el flujo por gravedad
del fluido desde el tanque hasta la succión de la bomba de carga. El
tamaño del tanque de fluido motriz, se determina según el caudal requerido.
El tanque de fluido motriz no debería hacer más de tres ciclos completos de
rotación al día.
8
El propósito básico del tanque de decantación es separar los sólidos del
fluido motriz que no hayan sido eliminados del sistema de flujo continuo por
el separador de producción. Entonces, se lo utiliza como fuente de fluido
motriz para la bomba en el fondo del pozo.
En un tanque de fluido estático, todo material extraño que sea más pesado
que el fluido en sí tiene que asentarse en el fondo. Algunas partículas,
como por ejemplo, la arena muy fina, caerán más lentamente que los
sólidos más pesados. Estos factores, más los relacionados con la
resistencia por viscosidad, influyen en el ritmo de la separación. Sin
embargo, con el tiempo, todos los sólidos y líquidos más pesados han de
asentarse, dejando una capa de fluido limpio.
En un sistema real de fluido motriz no es práctico, ni tampoco es necesario,
contar con el suficiente espacio en el tanque para ésta decantación bajo
condiciones totalmente estáticas. Más bien, el tanque debe permitir el retiro
continuo y automático del caudal requerido. Se logra una decantación
suficiente bajo estas condiciones cuando el flujo hacia arriba pasa a través
del tanque de decantación que se mantiene a una velocidad apenas inferior
a la velocidad de caída de los materiales contaminantes.
9
Figura 1. Sistema de fluido motriz abierto WEATHERFORD (2010).
Una planta de energía para el lugar donde se encuentra el pozo, es un
paquete completo de componentes, instalado en el pozo o cerca de él que
cumple las mismas funciones que sistema de fluido motriz centralizado. Es
decir que proporciona fluido motriz limpio, sin gas, a una presión adecuada
para la bomba de desplazamiento positivo y la de subsuelo.
Los componentes básicos son: un separador horizontal, un separador
vertical, una o más centrífugas ciclónicas (desarenadoras) para eliminar los
sólidos una bomba de fluido motriz en superficie. Estas unidades son
portátiles, requieren un mínimo de mano de obra y materiales para su
instalación y eliminan la necesidad de la planificación detallada y a largo
plazo que se requiere para un sistema central.
Son bastantes versátiles y pueden proporcionar acondicionamiento del
fluido motriz para más de un pozo. Las unidades de fuerza y
acondicionamiento en el sitio del pozo siempre se utilizan como una
configuración abierta de la tubería del fluido motriz.
10
Figura 2. Sistema de fluido motriz abierto. WEATHERFORD (2010).
Estas unidades tienen una característica que es similar a un sistema central
cerrado: el fluido motriz se contiene en el sitio de pozo. Toda la producción
y únicamente una pequeña porción del fluido motriz de las desarenadoras
ciclónicas se mandan por la línea de flujo hasta la batería del tanque. Así,
se simplifica la comprobación del pozo, y el fluido motriz no aumenta las
cargas sobre las instalaciones superficiales de tratamiento en la batería de
tanques.Este sistema se utiliza en la actualidad para las evaluaciones de
pozos como se muestra en la figura 2.
Hay básicamente dos sistemas de operación en el bombeo hidráulico: el
sistema de fluido motriz abierto (FMA) y el sistema de fluido motriz cerrado
(FMC) pero en el bombeo hidráulico tipo jet siempre se tiene un sistema de
fluido motriz abierto.
El sistema de fluido motriz cerrado (FMC) es donde el fluido motriz de
superficie y de profundidad se mantiene dentro de un circuito cerrado y
no se mezclan con el fluido producido.
11
El sistema de fluido motriz abierto (FMA) es donde el fluido motriz se
mezcla con la producción de fondo y retorna a la superficie el fluido
motriz y el fluido de producción mezclados.
En un sistema de fluido motriz abierto (FMA), el fluido motriz se mezcla con
el fluido producido por el pozo y regresa a la superficie en este estado
(Mezclado).
El sistema mostrado en la figura 3 es un típico sistema de fluido motriz
abierto (OPF). Este tipo de sistema no es recomendable para la
deshidratación de pozos de gas, ya que la entrada de gas es a través de la
bomba. Para la deshidratación de pozos de gas es recomendable utilizar el
sistema de fluido motriz cerrado (FMC), en este tipo de arreglo permite al
gas bypasear a través del espacio anular casing-tubing.
En todos los sistemas de fluido motriz abierto, sólo se requiere dos
conductos de fluido en el pozo: uno para conducir el fluido motriz a presión
(normalmente el tubing) hacia la sección motriz de la bomba jet de
subsuelo, y otro conducto (normalmente el espacio anular casing-tubing)
para conducir la mezcla de fluidos hasta la superficie (fluido que acciono la
bomba, más el fluido de producción).
El sistema de fluido motriz abierto es más sencillo y económico, razón por
la cual es más común en las instalaciones de sistemas de bombeo
hidráulico en Ecuador. Además de la sencillez y la ventaja económica, hay
otras ventajas inherentes a la mezcla de los fluidos de inyección con el de
producción.
12
El fluido motriz circulante es el medio ideal para transportar aditivos
químicos al fondo del pozo. Los inhibidores de corrosión,
incrustación y parafinas pueden agregarse para extender la vida útil
de los equipos de subsuelo en particular y de todos los equipos y
accesorios que conforman el sistema en general. Además si los
fluidos producidos tienden a formar emulsiones dentro del pozo,
pueden añadirse demulsificantes o antiespumantes al fluido motriz.
El fluido motriz, al mezclarse, actúa como diluyente. Cuando se
levantan fluidos de producción altamente corrosivos, el fluido motriz
reduce su concentración a un 50%. Cuando se produce crudos
pesados (extremadamente viscosos), el fluido motriz puede reducir la
viscosidad y facilitar el transporte de éste hasta la superficie.
Al producir fluidos con alto contenido de parafinas o escala, el
sistema permite circular fluidos calentados o disolventes
(Antiparafinicos o antiescalas) dentro de las líneas de fluido motriz,
para eliminar la acumulación de cera o carbonato de calcio, que
pueda restringir o paralizar la producción.
13
5
Figura 3. Sistema de fluido motriz abierto WEATHERFORD (2010).
El sistema mostrado en la figura 4 muestra un sistema de fluido motriz
cerrado (FMC) no se permite que el fluido producido se mezcle con el fluido
motriz en ninguna parte del sistema, se requiere una sarta adicional de
tubería tanto dentro del pozo como de superficie; una sarta para transportar
la producción hasta los tanques y otra para que retorne el fluido motriz que
ya cumplió su función dentro del pozo hasta el tanque respectivo para
volverse a presurizar y recircular. Es un sistema muy costoso y complejo
diseño, es recomendable cuando los fluidos son extremadamente
corrosivos y abrasivos.
14
Figura 4. Sistema de fluido motriz cerrado (FMC) WEATHERFORD (2010).
En cada pozo el petróleo motriz circula hacia abajo por el tubing, opera la
bomba hidráulica (la bomba de profundidad ó unidad de producción del sistema)
y luego vuelve a la superficie mezclado con el petróleo producido por el pozo.
Esta mezcla de fluidos atraviesa cualquier sistema de tratamiento que sea
necesario en el yacimiento y entra por la parte superior del separador
atmosférico que esta inmediatamente antes del tanque de fluido motriz. Allí se
separa el gas y se lo elimina.
Desde el separador atmosférico el petróleo fluye hacia la parte inferior del
tanque y se dispersa mediante un difusor, antes de comenzar su movimiento
ascendente dentro del tanque. La tubería de almacenaje, a mitad de la altura
15
del tanque, se conecta de tal manera que mantenga el nivel de fluido cerca del
techo del tanque, más arriba de la salida de petróleo hacia la unidad de poder.
Esto proporciona una zona tranquila en el tanque, desde la cual el agua y los
sólidos pueden separarse del petróleo antes de ser éste extraído para circular a
través del sistema. El principal elemento de profundidad del sistema de bombeo
hidráulico es la bomba hidráulica, una combinación de motor hidráulico y bomba
de petróleo.
Como se la describe luego en detalle, esta bomba puede bajarse al pozo con
tubería como en los sistemas fijo insertable o fijo casing; o puede bajase como
bomba libre, en cualquiera de los dos sistemas de bombeo con bomba libre:
paralelo o casing. En estos sistemas la bomba hidráulica se denomina “bomba
libre” por qué no es solidaria a ninguna parte del equipo del pozo y puede
bajarse o subirse libremente, mediante el solo empuje del petróleo motriz.
En los dos sistemas de bombeo libre, la bomba hidráulica, se introduce en el
tubing del pozo en la superficie y se desplaza hacia abajo con la circulación del
petróleo motriz. Al asentarse la bomba en el fondo de la tubería, el petróleo
motriz la hace trabajar fluyendo petróleo producido y el petróleo descargado
hacia la superficie por el interior de la tubería de diámetro pequeño, o por el
espacio anular entre el tubing de petróleo motriz y el casing.
Si se hace necesario inspeccionar o reparar la bomba libre, se envía el caudal
de petróleo motriz hacia abajo no por el tubing, sino por la tubería pequeña (o
por el espacio anular) mediante el uso de una válvula en la cabeza del pozo, y
el petróleo motriz lleva entonces a la superficie la bomba libre. Con el sistema
de bomba libre, un solo hombre, sin ningún equipo especial puede extraer la
bomba y colocar la otra dejando el pozo en producción, generalmente en dos ó
tres horas.
16
La potencia que se requiere para operar la bomba hidráulica, es sólo la
necesaria para levantar el fluido producido, más la pérdida de carga por fricción
en el sistema. No se necesita energía para devolver el petróleo motriz a la
superficie, porque en todas las instalaciones hidráulicas, las tuberías
conectadas en el pozo, forman un tubo “U”- el fluido vertido en un tubo “U”
alcanza la misma altura en ambos lados.
Este documento se enfoca dentro de un diseño documental y de campo. Dentro
de este documento se realizará la investigación basándose en estudios
bibliográficos, investigativos y de campo obtenidos del archivo de Petroecuador
ya que esta compañía opero estos campos por cerca de 15 años
Se tomará como punto de partida los conocimientos relacionados al bombeo
hidráulico, selección de una geometría adecuada para la bomba Jet, hasta
llegar a una conclusión acerca de la influencia obtenida por estos métodos.
Se utilizará el método cuantitativo que será de utilidad para revisión y análisis
de la información obtenida durante el transcurso del estudio. Este método se
aplicara en la estructura de la tesis.
Se tomará muy en cuenta la experiencia de campo de los técnicos que
supervisan estas operaciones.
Revisión e interpretación de información referente Analizar la información
técnica del campo, tal como historiales de pozos, completaciones,
intervenciones de W.O. y tesis referentes al diseño y selección de bombas
hidráulicas tipo Jet.
Se desarrollará el estudio investigativo en las instalaciones de PAM EP, Bloque
7, Campo Coca. Además la información será tomada del archivo de
Petroecuador ya que esta compañía opero estos campos por cerca de 10 años.
17
Se realizó una consulta directamente con los técnicos especialistas en
selección de bombas Jet, se solicita apoyo al personal de PAM EP en el área
de operaciones.
Se aprovecharon las charlas impartidas por las diferentes empresas petroleras,
que han expuesto sus materiales dentro de los previos de la universidad y
profesores que han impartido la materia.
Se utilizó el programa de Excel para realizar tablas, gráficos que muestren los
resultados de los análisis realizados durante el desarrollo de la tesis.
Al realizar un estudio de campo se pueden identificar los parámetros y factores
que se definen para la toma de decisiones en las operaciones para un cambio
de geometría tomando en cuenta parámetros reales de producción en varios
pozos petroleros.
Para la realización de un estudio que permita comprender el análisis actual de
la situación, a través de la investigación de campo, condiciones actuales de
producción del pozo, estado del pozo, completación de pozos y facilidades
instaladas.
MARCO TEÓRICO
18
2. MARCO TEÓRICO
El bombeo jet (a chorro) es un sistema especial de bombeo hidráulico, a
diferencia del tipo pistón, no ocupa partes móviles, y su acción de bombeo se
realiza por medio de transferencia de energía entre el fluido motriz y los fluidos
producidos.
El principio fundamental aplicado al Bombeo Hidráulico en el subsuelo es la
“Ley de Pascal”. La cual estable que se ejerce una presión sobre una
superficie líquida esta se transmite a todas las superficies del mismo con igual
intensidad.
La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación
centralizada en la superficie mediante una tubería llena de fluido hasta
cualquier número de pozos dentro del sistema
La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba
Jet tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el
caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.
Cuando la presión del yacimiento no es suficiente para producir a flujo natural
se debe evaluar las facilidades de producción y fondo para poner en
producción el pozo con el sistema de levantamiento artificial hidráulico con
bomba Jet.
19
2.1 TIPOS DE COMPLETACIONES
2.1.1 Sistema de bomba libre
No requiere de unidad especial para correr y reversar la bomba, esta bomba se
desplaza dentro de la sarta de tubería de producción con la ayuda del fluido
motriz se la hace circular hasta el fondo, donde se la aloja en el conjunto de
fondo como se puede ver en la figura 5.
Para recuperar la bomba, se inyecta fluido motriz por el espacio anular. Esta
inyección de fluido invertida hace que se accione la válvula de pie (Standing
Valve) y se presurice en el fondo desasentando la bomba en la parte superior y
de esta forma permite circular hasta superficie para ser reemplazada; en
ciertos casos se requiere de una unidad especial para recuperarla
2.1.2 Sistema de bomba fija
En este sistema, la bomba se inserta conjuntamente con la tubería de
producción y se las baja por igual se utiliza una unidad de Workover para
realizar este trabajo. El fluido motriz ingresa por la tubería de producción, he
ingresa hacia la bomba, el fluido motriz más el fluido producido conjuntamente
con el gas libre se desplazan a través del espacio anular hacia la superficie.
2.1.3 Sistema de bomba paralela (Libre)
En este sistema, dos sartas de tubería de producción son conectadas en el
fondo con un bloque de cruceta, las cuales se insertan independientemente
simultáneamente donde se inserta una válvula fija recuperable, la bomba libre
es circulada con la ayuda del fluido motriz donde se asentaban en las válvulas
fijas y un sello superior con un collar especial.
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2.2 EQUIPOS DE FONDO DE POZO
2.2.1 No-Go
Son herramientas que se utilizan cuando se requiere un medio para asentar
equipos de control de flujo de fondo, elementos registradores de presión,
instalar tapones para cerrar o aislar el flujo a través del tubing, cerrar el pozo
en fondo, probar tubería de producción en operaciones de workover, instalar
standing valves, prevenir perdidas de herramientas en el interior. (Ver anexo 5)
2.2.2 Standing Valve
Es una válvula de retención que está conformado por una bola y un asiento,
un bypass y un ensamblaje de sellos; el bypass se abre cuando se recupera
del fondo del pozo. Se aloja en el no-go niple tipo F y R, como también en
camisas, se utiliza como válvula check para permitir el flujo en un solo sentido,
matiné el fluido en la tubería de producción para evitar que contamine a la
formación productora, son usados para realizar pruebas de presión de tubería
de producción y del espacio anular, esta válvula puede ser corrida y
recuperada con unidad de cable liso o flexible. (Ver anexo 6)
2.2.3 Camisas
2.2.3.1 Modelo SL
Es un niple con orificios dispuestos en su parte media de manera
especialmente para permitir la comunicación entre la tubería de
producción y el espacio anular. En el interior de la camisa se aloja un
elemento deslizable denominado Closing Sleeve que posee los elementos
sellantes y que, mediante su operación permite abrir o cerrar los orificios
de la camisa, de esta forma se permite o se impide el paso de fluido del
21
tubing al casing o viceversa. En esta herramienta se aloja la bomba jet
para pruebas de producción o completaciones definitivas, generalmente
son colocadas cerca del intervalo de la zona o arena productora,
permitiendo únicamente la producción de los fluidos de esta zona. (Ver
Anexo 8).
2.2.3.2 Modelo CSL
Esta camisa tiene la misma aplicación que el Modelo SL Model, pero tiene
un dispositivo adicional para igualar la presión del tubing y del casing a fin
de abrir la camisa. Este dispositivo ha sido diseñado para minimizar los
diferenciales de presión entre la presión del tubing y del espacio anular, y
así optimizar las operaciones de apertura y cierre. Esta camisa se abre con
un movimiento del closing sleeve hacia abajo y se cierra con el movimiento
del mismo hacia arriba. (Ver Anexo 9).
2.2.4 Empaquetadura (Packer)
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la
tubería de producción y la tubería de revestimiento, mediante gomas y cuñas,
la empaquetadura en su interior permite el paso de los fluidos hacia la tubería
de producción cuando esta contiene en su interior un mandril, de lo contrario
esta la aísla completamente las zonas (Ver Anexo 7).
22
2.3.5 Tubería de Producción
La tubería de producción o tubing, es la sarta que se encuentran instalados
desde la superficie hasta el fondo del pozo, son tubos de alta presión (hasta
8000 psi, dependiendo de la cédula a utilizar) a través de ella se inyecta el
fluido motriz a la bomba, cada tubo tiene 32 ft de longitud aproximadamente en
nuestro país los tubing más utilizados son de 3 ½”, 2 7/8” y 2 3/8”.
2.3.6 Tubería de Revestimiento
O casing, es la tubería que va cementada a las paredes del pozo, a las
profundidades hasta donde se instalará todo el conjunto de fondo se tiene
diámetros de 5 ½” y 7”, en el diámetro interior “ID” del casing es donde se
mezclan los fluidos inyectados+producido y de esta forma circular hasta
superficie, en nuestro país debido a longevidad de los casing estos han ido
perdiendo su capacidad de resistencia sobre todo por la corrosión
consecuentemente es limitada su resistencia a altas presiones (+/- 1500 psi).
23
Figura 5: Diagrama de completación Coca 18 Petroamazonas, (2012)
24
2.3. BOMBAS JET
Es un tipo especial de bombas de subsuelo hidráulica, no emplea partes móviles,
su principio de funcionamiento se basa en la transferencia de energía entre el
fluido de inyección y fluido producido, cuando el fluido inyectado atraviesa el
tobera en el fondo del pozo, se produce la transformación de energía potencial en
energía cinética (principio de venturi) lo que finalmente causa la producción del
fluido del pozo. La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a
la bomba jet tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para
el caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.
(Figura 6).
Figura 6: Bomba Jet Sertecpet, (2011)
25
2.4 PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO
Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan
mediante una configuración de tobera y garganta “Venturi“. Diferentes
configuraciones geométricas (áreas internas de tobera y garganta) permiten
manejar diferentes caudales de inyección y producción.
Figura 7: Bomba Jet Sertecpet, (2011)
El fluido motriz se bombea a un caudal determinado (Q1) hasta la bomba jet en
el subsuelo, donde llega a la tobera con una presión total que se designa
como (P1). Este fluido a alta presión se dirige a través de la tobera, lo que
hace que la energía cinética cambia a energía potencial, esto quiere decir que
la presión cambia a velocidad.
La presión baja (P3) llamada presión de succión permite que los fluidos del
pozo entren en la bomba y se descargan por el casing el caudal de producción
deseado (Q3). Entonces el fluido motriz arrastra al fluido del pozo por efectos
de la alta velocidad, estos dos fluidos llegan hasta la sección de área
constante en donde se mezclan, en este punto se mantiene la velocidad y la
presión constante.
26
Cuando los fluidos mezclados llegan al final de esta sección constante, al
iniciar el cambio de áreas en el difusor tenemos que la velocidad va
disminuyendo a medida que aumenta el área mientras tanto la presión se
incrementa. Esta alta presión de descarga (P2) debe ser suficiente para
levantar la mezcla de fluido de inyección (Q1) y producción (Q2) hasta la
superficie.
Las partes importantes de la bomba jet son la tobera y la garganta y sus
correspondientes áreas internas de trabajo correspondientes área de la tobera
(AN), y área de la garganta (AT). El área interna de cada una de ellas
determina el rendimiento de la bomba. El valor de la relación de estas áreas
AN/AT deberá estar comprendido entre el 25 @ 30% de esta relación
adimensional.
El volumen de fluido motriz utilizado es proporcional al tamaño de la tobera. El
área en la bomba debe dar paso al caudal de producción en el espacio anular
entre la tobera y la garganta, como se puede apreciar en la figura 7.
27
2.5 NOMENCLATURA DE LA BOMBA JET
La nomenclatura utilizada para la identificación del tamaño y capacidad de
cada una de las bombas esta en base al siguiente criterio:
La tobera se lo denominara con un Número (# 10)
La garganta se la denominara con una letra ( J )
Figura 8: Nomenclatura Sertecpet, (2011)
2.6. Relaciones toberas/gargantas en volúmenes y presión.
Los componentes clave de una bomba jet son la tobera (boquilla) y la
garganta. La relación del área de la tobera con el área de la garganta se
conoce como la relación de áreas y es la que determina las características de
desempeño o rendimiento de la bomba. Bombas con la misma relación de
áreas tienen las mismas curvas de rendimiento y eficiencia. Los caudales de
fluido motriz y fluido de producción deben estar dentro de los parámetros
físicos de diseño de la boquilla y la garganta con el fin de asegurar un
funcionamiento correcto.
28
Figura 9. Nomenclatura de la Bomba Jet. Sertecpet, (2011)
Dónde:
Ps; Presión del fluido de succión
PN; Presión de entrada a la tobera
PD; Presión del fluido de descarga por el difusor
QS; Caudal de succión
QN; Caudal de inyección por la tobera
QD; Caudal de descarga por el difusor
An; Área de la tobera
At; Área de la garganta
As = (At - An); Área de succión
Si para una tobera dada se selecciona una garganta de modo que el área de la
tobera (AN) sea del 60% del área de la garganta (At) existirá un caudal de
producción grande y una cabeza de levantamiento pequeño, el área de
mezclado para el flujo de producción (As) como se ilustran en la figura 09sirve
para que los fluidos del pozo pasen. Existirán grandes cabezas de
levantamiento si entre la garganta y la tobera se selecciona un área de
mezclado para el flujo de producción (As) pequeño. Como la energía de la
tobera es transferida a un caudal más bajo que el utilizado como fluido motriz.
29
Tanto toberas como gargantas utilizan una estricta progresión de diámetro y
orificios. La progresión establece áreas de relaciones entre la tobera y
diferentes gargantas. Al establecer una tobera seleccionada con el mismo
número de garganta se tendrá siempre la misma relación de área: 0.380 para
Oilmaster, 0.400 para Kobe, y 0.366 para Claw. Esto se denomina relación A,
sucesivamente mayores gargantas seleccionadas con una misma tobera, se
tendrán relaciones A, B, C, D y E como se ilustra en la figura 10.
Figura 10: Relación Tobera-Garganta y producción Sertecpet, (2011)
La relación de área comúnmente usada oscila entre 0.400(A) y 0.235 (C),
relaciones mayores a 0.400 son usadas normalmente en pozos de gran
profundidad con altos levantamientos o solamente cuando es baja la presión
del fluido motriz disponible, pequeñas áreas anulares son más propensas a
cavitación.
30
Relaciones de áreas menores a 0.235 (C, D, E) son usadas en pozos pocos
profundos o cuando es muy baja la presión de inyección se requiere de una
mayor área anular para que pase el fluido reduciendo el potencial de
cavitación.
Las pequeñas relaciones de área (D, E) revelan menor cabeza de
levantamiento pero pueden producir más volumen de fluidos que el usado
como fluido motriz ejemplo geometría “D-5” o “10-H” respectivamente como se
observa en la tabla 1.
TABLA 01: Tabla de inyección y producción
INYECCION MAX.
APROX. PRODUCCION MAX. APROX.
TOBERA INYECCION GEOMETRIA
Sertecpet
PRODUCCION
BIPD BFPD
4 400 5E / 5F 400
5 600 6F / 6G 600
6 750 7G / 7H 800
7 1000 8H / 8I 1000
8 1250 9I / 9J 1400
9 1450 10J / 10K 1600
10 1600 11K / 11L 2200
11 2400 12L / 12M 3200
12 3400 13M / 13N 4500
13 4500 14N / 14O 6000
14 6000
Sertecpet, (2011)
31
2.7 TIPOS DE BOMBA JET
2.7.1 Bomba Jet Directa o Convencional
La bomba Jet Claw Convencional se utiliza comúnmente para la producción
continua de los pozos y, en algunos casos, para pruebas de producción.
Se desplaza y se recupera hidráulicamente, se aloja igual que la reversa en
una camisa deslizable o en una cavidad de existirla; en este caso, el fluido
motriz a alta presión es inyectado por la tubería de producción y el aporte del
pozo más la inyección retornar por el espacio anular hasta la superficie. En
este tipo de bomba, también se pueden alojar en el interior memorias
registradoras de presión y temperatura de fondo para realizar build-up, o los
muestreadores para realizar los análisis de PVT, reduciendo los tiempos y
minimizando el costo. En pozos con el casing deteriorado es recomendable
utilizar solamente este tipo de bomba, debido a que la prisión de retorno por el
espacio anular es baja como se observa en la Figura 11.
2.7.2 Bomba Jet Reversa
La bomba Jet Claw Reversa se utiliza frecuentemente para la obtención de los
datos del yacimiento en forma instantánea, por cuanto es necesario solamente
desplazar los fluidos que se encuentran en el tubing, para que inmediatamente
se obtenga el fluido de formación. Esta bomba se aloja en una camisa
deslizable, es desplazada y recuperada hidráulicamente a través del tubing.
32
En este tipo de levantamiento artificial, el fluido motriz es inyectado por el
espacio anular, y la producción más la inyección retornan por el tubing. En la
evaluación de pozos es muy utilizada cuando se aplica el sistema TCP o DST.
Se puede manipular las presiones desde la superficie generando diferenciales
de las mismas, las cuales son requeridas para realizar pruebas de PVT.
Su mayor aplicación se da en pozos con amplia producción de arena, donde
los sólidos son evacuados a través del tubing evitando así, que se produzcan
la acumulación de sólidos sobre la empacadura. Igualmente en los
tratamientos de limpieza con ácidos, se evita que estos tengan contacto con el
casing.
Las operaciones con este sistema no requieren presiones mayores a 2500
PSI. Su recuperación se puede hacer con la misma presión hidráulica o con
una unidad de slick line.
Tiene la versatilidad de poder instalar en su interior los memory gauges, para
realizar buildup o para ensamblar en la misma los muestreadores para el
análisis PVT, minimizando el tiempo y costo de las operaciones como se
observa en la Figura 12.
33
Figura 11: Bomba jet directa o convencional Sertecpet, (2011)
Figura 12: Bomba jet reversa
Sertecpet, (2011)
34
2.7.3 Bomba Jet Claw Smart
La Bomba Jet Claw Smart se utiliza en pozos exploratorios de desarrollo o
producción para pruebas y evaluaciones de pozos. Este tipo de bomba está
incorporada con una válvula de cierra de fondo y sensores electrónicos.
La válvula de cierre reduce el efecto de almacenamiento optimizando las
pruebas de presión (Build up). Los sensores electrónicos registran de manera
precisa los cambios de presión y temperatura en el fondo; durante la ejecución
de diferentes pruebas de presión permite realizar múltiples flujos y cierres del
pozo. También en este tipo de Bomba Jet Claw se pueden alojar
muestreadores para realizar datos PVT, éstas características permiten reducir
el tiempo y minimizar costos en una sola operación
35
2.8 FABRICANTES DE BOMBAS JET
Algunos fabricantes de bombas a pistón se dedican también a la elaboración
de bombas jet, las geometrías que presentan estos fabricantes son muy
similares variando simplemente la forma en que los fluidos son circulados
dentro y fuera de la sección de trabajo.
Los pozos con el sistema de levantamiento por bombeo hidráulico poseen
geometrías de bombas jet de las siguientes marcas:
KOBE
NATIONAL OILMASTER
GUIBERSON
CLAW
PAKER Co
OILWELL
La tabla 2 contiene los tamaños de toberas y gargantas de cada uno de los
fabricantes mencionados.
Es importante mencionar que los tamaños de toberas y gargantas que
presentan Oilwell son similares a los de Kobe, y que los presentados por Paker
Co son similares a los tamaños de Guiberson con las únicas diferencias
descritas a continuación; tobera “J” para Parker Co es igual a 0.126 y las
designaciones de las toberas Guiberson “BB”, “B” y “C” cambian para Parker a
“BBA”, “BB” y “CC” respectivamente.
36
Sertecpet, (2011)
Tabla 2: GEOMETRÍAS SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA (plg
2)
DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg
2)
DENOM. AREA (plg
2)
DENOM. AREA (plg
2)
DENOM. AREA (plg
2)
DENOM. AREA (plg
2)
DENOM. AREA (plg
2)
DENOM. AREA (plg
2)
DENOM. AREA (plg
2)
1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 000 0.0044 1 0.0024 A 0.0060 1 0.0024 1 0.0060 1 0.0024 1 0.0064
2 0.0030 B 0.0072 CC 0.0028 00 0.0071 2 0.0031 B 0.0077 2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081
3 0.0038 C 0.0140 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.0040 C 0.0100 3 0.0040 3 0.0100 3 0.0039 3 0.0104
4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129 4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131
5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167 5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167
6 0.0094 F 0.0239 B 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215 6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212
7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272 7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271
8 0.0122 H 0.0376 C 0.0123 5 0.0380 8 0.0136 H 0.0353 8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346
9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456 9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441
10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593 10 0.0240 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562
11 0.0239 K 0.0654 E 0.0241 8 0.0661 11 0.0307 K 0.0764 11 0.0310 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715
12 0.0311 L 0.0796 F 0.0314 9 0.0804 12 0.0387 L 0.0989 12 0.0400 12 0.1000 12 0.0346 12 0.0910
13 0.0450 M 0.0957 G 0.0452 10 0.0962 13 0.0498 M 0.1242 13 0.0517 13 0.1242 13 0.0441 13 0.1159
14 0.0658 N 0.1119 H 0.0661 11 0.1125 14 0.0642 N 0.1668 14 0.0668 14 0.1668 14 0.0562 14 0.1476
15 0.0851 O 0.1445 I 0.0855 12 0.1452 15 0.0863 O 0.2107 15 0.0863 15 0.2154 15 0.0715 15 0.1879
16 0.1251 P 0.1763 J 0.1257 13 0.1777 16 0.0111 P 0.2783 16 0.1114 16 0.2783 16 0.0910 16 0.2392
17 0.1552 Q 0.2154 K 0.1588 14 0.2165 17 0.1439 Q 0.3594 17 0.1439 17 0.3594 17 0.1159 17 0.3046
18 0.1950 R 0.2593 L 0.1980 15 0.2606 18 0.1858 R 0.4642 18 0.1858 18 0.4642 18 0.1476 18 0.3878
19 0.2464 S 0.3127 M 0.2463 16 0.3127 19 0.2400 S 0.5995 19 0.2400 19 0.5995 19 0.1879 19 0.4938
20 0.3119 T 0.3780 N 0.3117 17 0.3750 20 0.3100 T 0.7743 20 0.3100 20 0.7743 20 0.2392 20 0.6287
21 0.3850 U 0.4515 O 0.3848 18 0.4513 U 1.0000 21 1.0000
V 0.5426 19 0.5424 V 1.2910 22 1.2916
W 0.6520 20 0.6518 23 1.6681
24 2.1544
37
2.9. CONSIDERACIONES EN LA OPERACIÓN DE BOMBAS JET CLAW
2.9.1. Prueba de inyectividad
Antes de desplazar la bomba jet se debe realizar prueba de inyectividad con la
finalidad de comprobar que exista permeabilidad en la zona productora.
2.9.2. Desplazamiento de bomba jet
La bomba debe desplazarse siempre y cuando el tubing esté lleno y sea del
mismo diámetro interior hasta el alojamiento de la bomba, de variar el tamaño
no se puede desplazar hidráulicamente, se debe recomendar asentar la
bomba con slick line.
2.9.3. Comportamiento de entrada de fluidos en bomba jet
La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo
cuando hay producción se conoce como el comportamiento de entrada de
fluidos. Este comportamiento equivale a la capacidad de un pozo para
entregar sus fluidos.
Para todos los métodos de levantamiento artificial, incluyendo el bombeo
hidráulico tipo jet, el sistema de bombeo tiene que diseñarse para
proporcionar la energía adicional requerida para levantar la producción hasta
la superficie.
38
2.9.4. Profundidad de asentamiento de la bomba jet
La profundidad de asentamiento de la bomba depende de la profundidad de
las formaciones productoras. La bomba se coloca a unos 100 a 200 metros
sobre la profundidad de los punzados
2.9.5. Profundidad Vertical Verdadera (TVD)
Es la profundidad vertical verdadera de la tubería, es obtenida del registro de
survey de un pozo, se utiliza para la selección de la bomba jet (determina la
presión de descarga de la bomba (jet claw) este dato debe ser aplicado en el
software en el icono de profundidad de bomba
2.9.6. Profundidad Medida (MD)
Es la profundidad medida en la tubería, es obtenida por medio de medición de
cinta, cuando se está subiendo o bajando la tubería, se utiliza para el cálculo
de las pérdidas de presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la
bomba JET CLAW.
2.10. DAÑOS MÁS FRECUENTES EN BOMBAS JET
2.10.1. Cavitación
La cavitación es el desgaste producido por la implosión de las burbujas de gas
o vapor al sufrir un cambio de presión (cambio de estado, de vapor o gas a
líquido), provocando cargas puntuales en las paredes de la garganta (presión
de vapor). Normalmente este es un problema que ocurre todas las veces que
demasiado fluido es forzado a atravesar el área anular que está disponible
para esto, esto es el área de la garganta menos el área de la tobera.
39
Cuando mayor sea el volumen para un área de flujo dada, la velocidad es más
alta y más baja la presión estática.
Figura 13: Burbujas de cavitación
Sertecpet, (2011)
La cavitación también es posible cuando hay muy poca producción. Esta
situación es llamada comúnmente cavitación por “fluido motriz”. Como es
siempre el caso, el fluido motriz acelera el fluido de producción hasta una
velocidad alta, pero la diferencia de velocidad está en su punto máximo cuando
la rata de producción se aproxima a cero.
La acción de corte entre los dos flujos generará vórtice y los núcleos de los
vórtices pueden alcanzar presiones suficientes bajas para que se formen
burbujas de cavitación como se puede observar en la figura 13. Estas burbujas
viajaran en la garganta y causarán daños por cavitación ya sea en la sección
de diámetro constante o en el difusor. Más comúnmente el daño está
localizado en el difusor, justo pasando la sección de diámetro constante
40
2.10.2. Taponamiento de la tobera
Debido a la presencia de sólidos en el fluido motriz se tapona el área de la
tobera, incrementándose inmediatamente la presión de operación, debiéndose
reversar la bomba a superficie, realizar limpieza e inspección del área de la
tobera verificar que no exista picaduras que ocasionarían distorsión del
sentido de flujo y ocasionan el desgaste abrasivo en la garganta.
2.10.3. Pérdida de producción
Se debe evidenciar que los parámetros de medición y control de la producción
en superficie estén bien calibrados antes de reversar la bomba jet, una de las
causas más comunes para la pérdida de producción son:
Taponamiento con sólidos en el descarga
Taponamiento con sólidos de garganta
Cavitación de garganta
Desgaste abrasivo de garganta
Para lo cual se debe reversar bomba, inspeccionar visualmente, de
encontrarse sólidos entregar al cliente
2.10.4. Incremento de barriles de inyección
Verificar si los instrumentos de medición de superficie están en buenas
condiciones de operación, se ocasiona por la rotura de la tobera o rotura del
tubing, disminuyendo considerablemente la presión de operación.
41
2.10.5. Falta de aportación
Se deben verificar los parámetros de operación de superficie, barriles de
inyección, presión de operación, estén de acuerdo al diseño de la bomba jet
utilizada, evidenciar el no incremento de nivel en los tanques ni incremento de
altura en el separador de prueba.
Si se está operando con presión de operación que permitan el incremento
hasta 3500 PSI. Se debe incrementar la presión máxima a la segunda hora de
comprobación de la no aportación del pozo, de mantenerse las mismas
condiciones informar al personal de la operadora y reversar la bomba jet para
comprobar su diseño
2.10.6. Emulsiones
Desde hace tiempo atrás se supone que las bombas jet crean emulsiones,
especialmente si el porcentaje de agua está en el rango del 60 al 70%. Sin
embargo aún no se ha identificado un caso en el que la emulsión haya
ocurrido con independencia del porcentaje de agua. Cada vez que un fluido
emulsionado ingresa a la bomba jet, también saldrá un fluido emulsionado si
no se ha intentado romper la emulsión. Este fenómeno normalmente sucede
debido a que la emulsión ha sido creada en otro lugar (por ejemplo;
acidificación de un depósito de carbonato de calcio). Es posible crear una
emulsión en la bomba jet por accidente, debido al uso de químicos
incompatibles en el fluido motriz, en el que esencialmente agregar un
demulsificante en el fluido motriz.
42
2.11 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
Hay numerosas ventajas en la utilización del bombeo hidráulico. Una de las
principales ventajas es que funciona en un amplio rango de condiciones de
pozos, tales como en profundidades de asentamiento de la bomba de hasta
12000 pies y tasas de producción de hasta 6000 bpd. Prácticamente todas las
ventajas se aplican a la deshidratación de pozos de gas, así como también a
las instalaciones de producción típicas.
Normalmente, no se requiere equipo de reacondicionamiento de pozos (rig)
para recuperar las bombas instaladas en el fondo del pozo (bombas libres).
En muchos casos, esta puede ser la principal ventaja de los sistemas de
bombeo hidráulico, en comparación a los otros sistemas.
Tanto las bombas jet como las bombas pistón son altamente flexibles para
ajustarse a un amplio rango de las ratas de producción.
Las bombas jet como las bombas de pistón son capaces de producir
caudales más altos desde asentamientos más profundos, que otros
sistemas de levantamiento artificial como: Bombeo Mecánico
(Reciprocanting Rod Pump), Bombeo de Pistón (Plunger-Lift) o Bombeo de
Cavidades Progresivas (PC Pumps).
Las bombas jet pueden operar de manera confiable en pozos desviados.
Productos químicos pueden ser añadidos al fluido motriz para controlar la
corrosión, parafina, escala (carbonato de calcio), y también se puede
utilizar agua fresca para disolver depósitos de sal.
Las bombas jet no tienen partes móviles.
Las bombas jet normalmente tienen un mejor desempeño en pozos con
una alta relación gas líquido (GLR), que las bombas de desplazamiento
positivo como las bombas de cavidad progresiva, las bombas de varillas,
bombas hidráulicas tipo pistón y bombas electrosumergibles (BES).
43
Las bombas jet tienen largos períodos de vida útil.
Las bombas jet estándar pueden operar sin problemas en temperaturas de
hasta 400°F, sólo es necesario utilizar elastómeros de alta temperatura
para sus o´rings y empaquetaduras.
Las bombas jet tienen bajos costos de mantenimiento.
Las bombas jet se las puede reparar en la locación donde se realiza el
trabajo.
Las bombas jet pueden ser alojadas en diferentes dispositivos de fondo del
pozo, como son camisas, mandriles de Gas Lift, y en cavidades Guiberson.
Las bombas jet permiten una alta tolerancia de sólidos en el fluido de
producción.
Las bombas jet presentan una lata resistencia a los daños por corrosión
mediante el uso de materiales inoxidables y la inyección de inhibidores de
corrosión en el fluido motriz.
Las bombas jet pueden producir altos volúmenes.
Instalaciones con múltiples pozos pueden ser operadas, desde una misma
fuente de poder (Sistema Centralizado).
El fluido motriz sirve como diluyente cuando el fluido de producción es
viscoso.
El fluido motriz puede ser calentado, para levantar crudos pesados o
crudos con un alto punto de solidificación.
Los parámetros operacionales de superficie en el bombeo jet pueden ser
utilizados para determinar la presión de fondo fluyente.
En un sistema centralizado de bombeo hidráulico, se añaden pozos o
unidades de potencia adicionales, sin que esto represente una inversión
considerable.
El bombeo hidráulico ofrece la posibilidad de extraer fluido de formación de
dos arenas de manera simultánea, mediante la utilización de
completaciones duales.
44
2.12 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
La contrapresión en la bomba jet tiene una fuerte influencia en la presión de
inyección del fluido motriz y puede incrementar la presión de inyección de
1,5 a 4 psi por cada psi que se incremente en la contrapresión. Esto es
determinado por la división del área de la boquilla para el área de la
garganta, llamada relación de áreas.
Las bombas jet tienen bajas eficiencias de operación, por lo que requieren
de altos caballajes para su funcionamiento.
La presión de colapso de la tubería de revestimiento es una limitante para
instalaciones de flujo en reversa. Sólo las bombas jet pueden usarse con
flujo en reversa.
Las bombas hidráulicas de pistón tienen una capacidad limitada para tolerar
sólidos en el fluido de producción.
La bomba jet requiere de un valor mínimo de presión de fondo fluyente para
evitar fenómenos de cavitación. Esta presión mínima puede ser del 10 al
30% de la presión hidrostática, dependiendo de la composición del fluido de
producción.
El fluido motriz requiere tratamiento. La arena y otros sólidos deben ser
removidos para evitar daños por erosión en las partes internas de las
bombas hidráulicas.
Las presiones de operación cercanas a los 5000 psi representan un peligro
para la seguridad.
METODOLOGÍA
45
3. METODOLOGÍA.
A continuación presenta el estudio de un análisis detallado de la información
técnica del Campo Coca de Petroamazonas EP. Esta información incluye la
descripción del campo, ubicación, revisión de los archivos de historiales de
producción, geología estructural, diagramas de completación, análisis de las
últimas pruebas de restauración de Build up de los pozos
3.1 BREVE RESEÑA HISTORICA.
De la información obtenida de la Reforma del Plan de Desarrollo del Campo
Coca-Payamino, se tiene que el Campo Coca-Payamino fue descubierto por
Texaco en diciembre de 1970, con la perforación del pozo Coca # 1. La arena
Hollin Principal fue probada en el pozo descubridor, los registros eléctricos
indican un intervalo productivo arriba de un contacto agua/petróleo. La Hollin
principal fue también probada cuando se perforó el pozo Payamino # 1 en
1986 por British Petroleum Development Limited (B.P) en diciembre de 1993
la producción promedia del campo en ese entonces fue de 9500 BOPD y
21800 BWPD.
El 18 de diciembre de 1985, la ex Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana,
(CEPE) actualmente Empresa Publica Petroecuador (EP PETROECUADOR),
suscribió con British Petroleum Development Limited (B.P)., un contrato de
Prestación de Servicios para la exploración y explotación de Hidrocarburos en
el Bloque 7 de la Región Amazónica Ecuatoriana. A la finalización de la
Exploración B.P había perforado 7 pozos y corrido 1100 kilómetros de líneas
sísmica, habiendo descubierto 5 estructuras que probaron tasas de producción
entre 200 y 1500 barriles por día, tales estructuras encontradas fueron:
Payamino, Jaguar, Oso, Mono y Lobo. Con la información disponible de ese
46
entonces se estableció que el campo vecino Coca de Petroecuador y el campo
Payamino eran compartidos.
Durante el período de Exploración B.P, sometió a consideración de
Petroecuador el Plan de Desarrollo para la Explotación Unificada de la
Formación Hollin Principal del Campo Coca-Payamino, dejando abierta la
posibilidad de la producción de los yacimientos superiores, el que fue materia
de varias negociaciones tanto con el Ministerio de Energía y Minas como con
Petroecuador, habiendo sido aprobado el Plan mediante resolución del
Directorio de Petroecuador el 26 de Junio de 1990, y por el Ministerio de
Energía y Minas a través de la Dirección Nacional de Hidrocarburos el 20 de
junio de 1990.
El 16 de agosto de 1990 el Directorio de Petroproducción autorizó a dicha
compañía el inicio del período de Explotación. El 30 de agosto de 1990 B.P
declaro la comercialidad del Bloque 7 de la Región Amazónica Ecuatoriana.
El 30 de agosto de 1990, el Ministerio de Energía y Minas autorizo a B.P
Petroleum Development Limited, la transferencia del 100% de sus derechos y
obligaciones que poseía en el Bloque 7 de la Región Amazónica Ecuatoriana a
favor de ORIX ECUADOR ENERGY COMPANY,
CEPE perforó los pos Payamino # 2 y # 4 en el área contigua al Bloque 7,
resultado ellos productivos. Posteriormente y como consecuencia de la
perforación del pozo Jabalí (Payamino # 10) y su posterior interpretación llegó
a demostrar que la estructura Jabalí era parte del campo Coca-Payamino, por
lo que a mediados de 1993, Petroecuador y la actual compañía contratista,
llevaron a cabo un estudio de actualización de reservas del campo Coca-
Payamino habiéndose llegado a determinar nuevos porcentajes de
47
participación. Los nuevos porcentajes aprobados por las partes son de 54%
para Petroecuador y 46% para la compañía contratista.
La producción registrada en el mes de abril de 1998 da una producción de
28,019,231 barriles de petróleo correspondiendo 14,444,316 a la formación
Hollin Principal 6,754,359 a la formación Hollin superior, 4,166,502 a la
Arenisca U y 2,542,498 a la Arenisca Basal Tena. Perenco toma parte el 4 de
septiembre del 2002. Uno de ellos es un Contrato de Participación para la
Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Bloque 21 de la Región
Amazónica Ecuatoriana (“el Contrato de Participación del Bloque 21”) y el otro
es la modificación del Contrato de Prestación de Servicios para la Exploración
y Explotación de Hidrocarburos del Bloque 7 de la Región Amazónica,
incluyendo el Contrato del Campo Unificado Coca-Payamino (“el Contrato de
Participación del Bloque 7”).
A estos contratos se les referirá en adelante como “los Contratos de
Participación”. Perenco también suscribió Acuerdos de Operación Conjunta
con otras entidades que participan en los Bloques 7 y 21. Perenco fue el único
operador y el tenedor mayoritario de los derechos de los Contratos de
Participación en ambos bloques, manteniendo una participación de 53.7% en
el Bloque 21 y 57.50% en el Bloque 7.
El Ministro de Recursos Naturales No Renovables declara la caducidad del
contrato y convenios suscritos con Perenco Ecuador y Burlington el 20 de julio
de 2010 y encarga a EP PEC y PAM EP la operación de los Bloque 7-21. Con
fecha 16 de agosto del 2010, el Secretario de Hidrocarburos asignó la gestión
directa de los Bloques 7-21 a Petroamazonas EP actualmente la Operadora de
dicho campo.
48
3.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El Bloque 7, se encuentra ubicado aproximadamente a 160 kilómetros al este
de Quito en el oriente Ecuatoriano. El bloque cubre una área de 198665.459
acres El campo Coca se encuentra en la Bloque 7 formando parte del tren de
estructuras orientadas en sentido Norte-Sur. Está situado dentro de las
coordenadas -77° 2´ 47.194” Longitud Oeste, y -0° 27´ 3.038” Latitud Sur;
teniendo una extensión alrededor de 2055.488 acres. Está delimitado al Norte
por el Bloque 18 y por las estructuras Huachito, Biguno, Paraíso,
correspondientes a la Compañía Enap Sipec, al Sur por el Campo Gacela, al
Este se encuentra el Campo Sacha, y el Campo Culebra Yulebra operados por
Petroecuador EP, y al Oeste se encuentra Campo Balsayacu y Jatumpamba
pertenecientes al Bloque 18.
Figura 14. Ubicación del Campo Coca. Petroamazonas (2012)
49
3.3 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL
En el mapa isópaco de pago neto como se muestra en el Anexo 01 se
determina que es un anticlinal con dirección noroeste-suroeste con cierre al
esté definido por una falla inversa. Esta estructura es dividida en el área del
Coca al Norte y el área Payamino al Sur. El limite Oeste de la estructura es el
área Payamino fue definido después de la perforación del pozo Payamino el
cual resulto mojado en Hollin Principal.
La acumulación de petróleo en Hollin Principal está sustentada por una
importante columna de agua. La arena Hollin Principal aflora varias millas al
oeste del Coca-Payamino en la cordillera de los Andes, se cree que el acuífero
tiene una acción infinita. El Campo Coca-Payamino tiene 11 kilómetros de
largo por 2 kilómetros de ancho y configura un anticlinal de aproximadamente
80pies de cierre estructural. La columna de petróleo está acompañada de un
acuífero “infinito”, el anticlinal tiene dos columnas, la una en el norte y es
llamada Coca y la otra en el sur y es llamada Payamino.
3.4 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGIA
Los tipos de formaciones que tiene el campo Payamino son en orden
descendente: Secuencia Post-Orteguaza (Oligoceno-Plioceno), formación
Orteguaza (Eoceno-Oligoceno), Formación Tiyuyacu (Eoceno), Formación
Tena (Paleoceno Temprano-Eoceno), Arenisca Basal Tena, Formación Napo
(Albiense-Campanian), Lutita de Napo Superior, Caliza A, Zona de arena U,
Lutita de Napo Central, Caliza B, Zona de la Arenisca T, Lutita de Napo
Inferior, Formación Hollin, Arena Hollin superior, Arena Hollin Principal,
secuencia del Pre-Hollin (Pre-cretacico), Formación Chapiza (JurasicoTardio-
Cretaceo Temprano), miembro Misahualli.
50
3.5 RESERVORIOS DE PRODUCCIÓN.
Los reservorios de producción del Campo Coca son los siguientes:
3.5.1 Formación Tena
La formación Tena está constituida por arcillas predominantes de color café,
gris amarillento, firmes a moderadamente duras, localmente sublaminadas,
micro-micaceas y son inclusiones de granos de cuarzo gradando a limolitas de
color café oscuro, moderadamente firmes a firmes, micro-micáceas con
inclusiones arenosas con cemento ligeramente calcáreo.
3.5.2 Formación Napo
En el grupo Napo, el ambiente de sedimentación se vuelve netamente marino.
La transición de la Hollín a la Napo es rápida y la superposición claramente
concordante. El Grupo empieza en el Albiano inferior y quizás es la secuencia
más importante en el Oriente Ecuatoriano, consiste de una sucesión de lutitas
negras y areniscas calcáreas.
3.5.2.1 Formación Napo Basal (Albiano inferior – Albiano Superior)
Descansa en concordancia con la formación Hollín, posee un
espesor promedio de 60 m, está constituida por las areniscas
basales, glauconiticas de grano fino a medio, intercaladas con
limolitas y calizas delgadas. La caliza “C”, de tipo masivo, con lutitas
en la base, las lutitas Napo basal de color negro, las calizas “T” con
intercalaciones de margas glauconíticas y las areniscas “T”.
51
3.5.2.2 La Formación Napo Inferior (Albiano superior – Cenomaniano
Superior),
Posee un espesor aproximado de 60 m, comprende la caliza “B” que
son calizas margosas de medio anóxico alternadas con lutitas
negras; y las Areniscas U y T, glauconíticas, masivas, a menudo
divididas en dos y tres miembros por niveles lutáceos, localmente
con calizas. Hacia la zona subandina cambian a facies de areniscas
muy finas y limo – arcillosas.
3.5.2.3 Formación Napo Medio (Turoniano)
Tiene un espesor de 75 a90 metros, es una unidad calcárea marina,
compuesta por las calizas “A” de color gris oscuras a negras,
ocasionalmente con cherts culminando con margas y calizas, en
cuya base ocasionalmente se desarrollan depósitos arenosos
conocidos como Arenisca “M-2”.
3.5.2.4 La formación Napo Superior (Coniciano inferior – Campaniano
Medio)
Alcanza 320 metros de espesor. De base a tope, comprende: una
secuencia de lutitas con intercalaciones de bancos calcáreos; la
Caliza “M-1” integrada por calizas y lutitas oscuras, la Arenisca “M-1
inferior”, que consiste de lutitas con intercalaciones delgadas e
intercalaciones de areniscas y la Arenisca “M-1 masiva”, que es una
secuencia grano – decreciente de areniscas discordantes cubiertas
por un delgado nivel lutáceo
52
3.5.3 Formación Hollin
La Formación Hollín consiste de una arenisca blanca, grano grueso a medio,
en capas gruesas y a veces macizas, muchas veces con una estratificación
cruzada y presencia de ondulitas, intercalando con lentes irregulares de lutita.
Tiene un espesor de 80 a240 metros e incluye lutitas fracturadas, capas
guijarrosas delgadas, limolitas. Hacia el sur de la cuenca (cordillera del
Cutucú), el espesor es máximo y bastante grande en la parte central de la
cuenca (pozos Aguila y Tiguino) y en la región del domo de Napo; disminuye
hacia el oeste en la depresión tectónica de Mera – Puyo. En esta formación se
encontraron microfósiles, restos de plantas, lechos carbonosos, presencia de
pólenes de angioespermas, lo que permitió que con dataciones palinólogicas
determinar que la base de la formación Hollín no es más antigua que la base
del Aptiano superior
Figura 15. Arenas productoras del Campo Coca-Payamino Petroproducción EP (1997)
53
3.6 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS
A partir de las relaciones de los análisis de PVT, basados en las pruebas de
laboratorio tomados del pozo Coca #1 en diciembre de 1986, se logró
determinar que el crudo del yacimiento está altamente saturado con una
presión del punto de burbuja de 94 psia. El gas en solución sobre el punto de
burbuja fue medido y resulto de 12 SCF/STB. Durante la prueba de
perforación de los pozos Coca #1 y #8, la presión y temperatura inicial del
yacimiento fue medido resultando 4,174 psia y 216 grados Fahrenheit
respectivamente.
A fin de determinar la porosidad y permeabilidad, se efectuaron análisis de
núcleos los cuales se tomaron la mayoría de la columna de petróleo y una
porción de la columna de agua en la arena Hollín Principal.
El análisis de presión a través de la herramienta DST en el Coca #1 produjo
una permeabilidad efectiva al petróleo de 454 milidarcies. Los análisis de
núcleos indicaron una permeabilidad promedio de líquido de 452 milidarcies
en los mismos 45 pies intervalo probado por el DST.
La presión capilar se determinó, de igual forma, a partir del análisis de
núcleos. El rango de saturaciones de la fase de agua irreductible de 10 a
40% a la presión capilar equivalente a 70 pies de espesor sobre el contacto
agua/petróleo. De las siete muestras, solo una tuvo una saturación de la fase
de agua irreductible mayor de 14%. Por medio de análisis de registro por
computadora y pruebas de permeabilidad relativa indicaron saturaciones de
agua irreductible cercano entre el 20 y 30%. Se podría utilizar una saturación
del 23.3% sin tener mayores problemas.
54
Con la sola excepción de solo la prueba de presión capilar de saturación de
agua irreductible que tuvo una permeabilidad de 121 milidarcies, la
permeabilidad absoluta de las muestras tuvo un rango entre 990 y
1600milidarcies. La acumulación de petróleo es este campo está sobre una
significante columna de agua de gran extensión. Porque el yacimiento está
limitado al este por muchas fallas.
3.6.1 Permeabilidad horizontal y vertical.
A fin de obtener las permeabilidades horizontales y verticales de cada uno de
los pozos, se recurrió a los análisis de núcleos. Se hicieron varios análisis de
núcleos de distintos pozos, pero el mejor se aproxima a la realidad, debido a
la cantidad de muestras tomadas de la formación Hollin principal, es la del
pozo Coca #1.
Sobre la base de la porosidad de la formación se aproxima la permeabilidad
horizontal kh y vertical kv dividendo estas dos últimas se obtiene la relación
de permeabilidad horizontal/vertical kh / kv. Mayor detalle respecto a la
fórmula se la encuentra en la tabla 3.
55
Tabla 3: Características Petrofísicas.
Petroproducción EP (1997)
Información de los Pozos
Pozos Geo Bo
RB/STB API ρo
gr/cc ρw
gr/cc Salinidad
ppm ht ft
hn ft
hp ft
re ft
rw inch
μo cp
Pws psi
POR %
Sw % WOR
Kh md
Kv md Kh/Kv
qc max
Co # 1 v 1,1 22,6 0,9182 1.03 8200 38 36 11 840 5.5 4174 14,0 38,0 61,29 137 86 1,59 1,42
Co # 2 v 1,1 22,2 0,9206 1.03 11200 41 41 6 840 7 4174 16,1 26,2 35,5 321 170 1,89 4,04
Co # 4 v 1,1 22,9 0,9165 1.03 1100 26 25 10 840 7 4174 16,1 30,8 44,51 321 170 1,89 1,46
Co # 6 v 1,1 24,5 0,9071 1.03 620 23 23 6 840 7 4174 14,5 35,3 54,56 168 101 1,66 0,57
Co # 7 v 1,1 23,0 0,9159 1.03 300 69 58 24 840 7 4174 17,0 29,0 40,85 463 227 2,04 19,19
Co # 8 H 1,1 22,8 0,9170 1.03 10600 50 42 42 840 7 4174 15,5 25,0 33,33 252 140 1,80 4,93
Co # 10 v 1,1 23,3 0,9141 1.03 400 41 24 10 840 7 4174 16,2 27,1 37,17 334 175 1,91 4,21
Co # 11 v 1,1 22,7 0,9176 1.03 N/R 32 26 10 840 7 4174 15,6 23,1 30,04 262 144 1,82 1,88
Co # 12 v 1,1 23,2 0,9147 1.03 410 62 52 20 840 7 4174 16,1 27,1 37,17 321 170 1,89 10,32
Co # 13 v 1,1 22,8 0,9170 1.03 N/R 42 42 14 840 7 4174 15,8 22 28,21 284 154 1,84 3,77
Co # 15 v 1,1 23,1 0,9153 1.03 300 62 56 18 840 7 4174 17,8 21,4 27,23 640 293 2,18 20,98
Co # 18 v 1,1 24,0 0,9100 1.03 170 840 7 4174
Co # 19 v 1,1 26,9 0,8933 1.03 775 840 7 4174
56
3.6.2 Contacto Agua-Petróleo
El contacto agua-petróleo varia a lo largo del campo con diferencias de hasta
19 pies. La máxima longitud a la profundidad del contacto agua-petróleo es
alrededor de 10,5 kilómetros, según los análisis de registro, el contacto no es
uniforme. En muchos pozos hay diferencia en elevaciones de
aproximadamente 12 pies
3.7 RESERVAS
Es todo volumen de petróleo que puede ser extraído del yacimiento bajo las
condiciones técnicas y económicas rentables a partir de una determinada
fecha en adelante. Las estimaciones de los valores de reserva de petróleo
para el campo han ido variando y tienen un cierto grado de incertidumbre
3.7.1 Reservas Probadas
Son aquellos volúmenes de petróleo que mediante análisis de los datos
geológicos y de ingeniería demuestran con certeza razonable como
recuperables en años futuros a partir de yacimientos conocidos, bajo las
condiciones técnicas y económicas existentes, es decir, precios y costos a la
fecha en que se realiza la estimación. Son las reservas que pueden ser
recuperadas en las áreas en donde se ha desarrollado el campo.
El estudio realizado por la compañía contratista en el año de 1994 indica que
el petróleo original en el Campo Coca-Payamino es de 33,8 MM STB, con un
factor de recobro del 32,8%, comparando esta cifra con la producción
acumulada de petróleo del yacimiento a Abril de 1998 de 14,44 MM STB, se
tiene que las reservas remantes serian de 19,36 MM STB
57
3.7.2 Reservas No Probadas
Estas reservas se basan en datos geológicos de ingeniería similar usada
para calcular reservas probadas, pero con incertidumbre en regulaciones,
condiciones económicas, contractuales y técnicas, todo lo cual no permite
clasificarlas como probadas.
Las reservas no probadas pueden clasificarse como reservas probables y
reservas posibles, al ser el Coca un campo desarrollado y con muchos años
de producción no se considera las reservas probables y posibles, únicamente
las reservas probadas y remanentes.
3.8 PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS
A continuación se adjunta la tabla 4 – 5- 6, donde se podrá observar las
presiones de reservorio corregido al Datum de los campos de los Bloques 7.
Cabe mencionar que para los reservorios que tienen soporte (acuífero) de
fondo como en Hollín, las presiones en el tiempo no variarán mayormente,
mientras que los reservorios estratigráficos como BT, U, T sufrirán una
depletación natural lo cual conlleva a la disminución de presión, a menos que
se implementen proyectos de EOR como en Lobo U y Payamino U.
58
Tabla 4: Presión Estática de Reservorio Campo Coca
WELL RESERVOIR DATE DATUM(p
si) P_STATIC_DATUM
(psi) EVENT
COC01:BTEN BASAL_TENA 04-Jul-01 7461 790 BHP
COC01:BTEN BASAL_TENA 20-Jan-07 7461 575 BUP
COC01:MHOL MAIN_HOLLIN 01-Feb-91 8601 4209 BUP INITIAL
COC01:MHOL MAIN_HOLLIN 01-Jan-96 8601 3360 BHP
COC02:BTEN BASAL_TENA 24-Dec-06 7461 542 BUP
COC02:BTEN BASAL_TENA 21-Mar-04 7461 615 BHP
COC02:BTEN BASAL_TENA 30-Apr-95 7461 3261 BUP
COC02:BTEN BASAL_TENA 08-May-96 7461 2850 BUP
COC04:BTEN BASAL_TENA 21-Jan-90 7461 3508 BUP INITIAL
COC04:MHOL MAIN_HOLLIN 05-Jun-92 8601 4267 BUP
COC04:UHOL UPPER_HOLLIN 01-Jan-91 8559 4250 BHP
COC04:UHOL UPPER_HOLLIN 17-Dec-00 8559 3351 BUP
COC06:MHOL MAIN_HOLLIN 01-Jul-96 8601 3732 BHP
COC06:MHOL MAIN_HOLLIN 24-Dec-90 8601 4201 BUP INITIAL
COC06:UHOL UPPER_HOLLIN 05-Jul-08 8559 3727 STATIC
COC07:BTEN BASAL_TENA 04-Oct-89 7461 3568 BUP INITIAL
COC07:MHOL MAIN_HOLLIN 13-Jun-01 8601 4454 BUP
COC07:MHOL MAIN_HOLLIN 22-Mar-04 8601 2977 BHP
COC07:MHOL MAIN_HOLLIN 18-Aug-00 8601 3859 BUP
COC07:MHOL MAIN_HOLLIN 22-Sep-89 8601 4249 BUP INITIAL
COC07:MHOL MAIN_HOLLIN 01-Oct-02 8601 3584 BHP
COC08:BTEN BASAL_TENA 21-Jan-97 7461 2521 BUP INITIAL
COC08:BTEN BASAL_TENA 04-Dec-06 7461 622 BUP
COC09:MHOL MAIN_HOLLIN 13-Jun-01 8601 3406 BUP
COC09:MHOL MAIN_HOLLIN 22-Jan-93 8601 4157 BUP INITIAL
COC09:MHOL MAIN_HOLLIN 05-May-96 8601
COC09:MHOL MAIN_HOLLIN 16-Aug-00 8601 3636 BUP
COC09:MHOL MAIN_HOLLIN 01-Sep-94 8601 4148 BUP
COC10:BTEN BASAL_TENA 24-Jul-96 7461 2873 BUP INITIAL
COC10:MHOL MAIN_HOLLIN 16-Oct-93 8601 4175 BUP INITIAL
COC10:MHOL MAIN_HOLLIN 06-Mar-02 8601 4191 BUP
COC11:MHOL MAIN_HOLLIN 20-Jul-96 8601 4205 BUP INITIAL
COC11:USND U_SAND 26-May-02 8175 2951 BUP INITIAL
COC11:USND U_SAND+BTEN 01-Dec-06 7461 613 BUP
COC13:MHOL MAIN_HOLLIN 26-Nov-94 8601 4136 BUP INITIAL
COC13:USND U_SAND 21-Dec-01 8175 2264 BUP
COC15:MHOL MAIN_HOLLIN 24-Mar-00 8601 3908 BUP
COC16:UHOL UPPER_HOLLIN 26-May-01 8559 4197 BUP INITIAL
COC18:MHOL MAIN_HOLLIN 30-Sep-01 8601 4241 BUP INITIAL
COC19:MHOL MAIN_HOLLIN 24-Jan-04 8601 3956 BUP
COC18:UHOL UPPER_HOLLIN 18-Oct-10 8559 4236 BUP
COC18:UHOL UPPER_HOLLIN 07-Dec-10 8559 4187 BUP
Petroproducción EP (1997)
59
Tabla 5: Punto de Burbuja de los fluidos del Campo Coca
Pozos Pb (psi) Arena
COCA - 1 302 BASAL TENA
COCA - 2 724 BASAL TENA
COCA - 4 900 HOLLIN SUP
COCA - 6 190 HOLLIN SUP
COCA - 7 264 HOLLIN SUP
COCA - 8 413 BASAL TENA
COCA - 9 195 HOLLIN SUP
COCA - 10 179 HOLLIN SUP
COCA - 11 150 BT+ U
COCA - 12 721 BASAL TENA
COCA - 13 340 NAPO U
COCA - 15 190 HOLLIN INF
COCA - 16 190 HOLLIN SUP
COCA - 18 167 HOLLIN SUP
COCA - 19 190 HOLLIN INF
Petroproducción EP (2012)
Tabla 6: Presión Promedio de Reservorio Bloque 7
Petroproducción EP (2012)
Main Hollín 4000
U 1700
T 1300
Basal Tena 500
Main Hollín 4000
Upper Hollín 4100
U 2500
Basal Tena 1000
Main Hollín 4000
Upper Hollín 4100
U 1400
Basal Tena 3100
Main Hollín 4100
U 1300
T 3900
LOBO U 1700
Main Hollín 4500
U 2200
T 4100
YURALPA Main Hollín 3300
Coca
Payamino
Gacela
MONO
Presión de
Reservorio (psi)ArenaCampo
Oso
60
3.9 FACILIDADES CENTRALES DE SUPERFICIE
3.9.1 Generalidades
El Campo Coca actualmente produce 1403 BPPD de 22.9 API @ 60°F
(Noviembre, 2012), que provienen de la producción de 15 pozos, utilizan el
sistema de levantamiento hidráulico, bombeo electrosumergible y flujo
natural como se muestra a continuación en la tabla 7.
Tabla 7: Sistemas de levantamiento POZOS JET PISTÓN FLUJO NATURAL BES CERRADOS ARENA
COO 1 X BASAL TENA
COO 2 X BASAL TENA
COO 4 X HOLLIN SUPERIOR
COO 6 X HOLLIN SUPERIOR
COO 7 X HOLLIN SUPERIOR
COO 8 X BASAL TENA
COO 9 X HOLLIN SUPERIOR
COO 10 X HOLLIN SUPERIOR
COO 11 X BT/U
COO 12 X HOLLIN SUPERIOR
COO 13 X ARENA U
COO 15 X HOLLIN PRINCIPAL
COO 16 X HOLLIN SUPERIOR
COO 18 X HOLLIN SUPERIOR
COO 19 X HOLLIN SUPERIOR
Petroamazonas EP (2012)
La estación Coca recibe 8952 BFPD de estos, 1403 BPPD corresponden a la
producción neta, 12940 BPPD al fluido motriz inyectado en los pozos con
bombas hidráulicas y 11292 BAPD producida, que equivale a un 84,3 % de
BSW promedio para el campo. La información que se describe a
continuación relata directamente las operaciones de la central de
procesamiento Coca.
61
Tabla 8: Potencial de Producción
POZO
Dis LEV.
ZONA Pp Piny Biny Pc
BFPD BPPD BAPD BSW API GAS
Pies
3
GOR HZ Bomba BIPD
(blls)
ppm TASA
(pies) ART. PHD A / V psi % 60 °F gpm Tipo
Cl- DNH
Co-01 3280 BH BT 3600 3000 1496 46 146 117 29 20 17.3 5.2 44.4 JET 9H 1210 8200 300
Co-02 262 BH BT 3800 3150 789 34 314 154 160 51 17.3 7.9 51.3 26 3"x48" 813 11200 900
Co-04 9186 BH HS 3500 3200 1116 74 796 239 557 70 22.4 6.2 25.9 30 3"x54" 1229 1100 1000
Co-06 7545 HS
Co-07 6561 BH HS 3600 3150 1486 35 339 46 293 86.3 26.0 2.5 54.3 JET 9H 1176 300 800
Co-08 9514 BH BT 3750 2300 1598 115 68 24 44 65 21.5 1.25 52.1 JET D-5 1598 10600 200
Co-09 2788 BES HS NR 169/439 32 556 211 345 62.0 26.1 4.2 19.9 56.0 P-6
380stgs 290 250
Co-10 6233 BH HS 3600 3200 1355 48 822 123 699 85.0 27 1.8 14.6 40 3"x48" 1912 400 400
Co-11 9514 BH BT+U 3600 2800 1724 95 112 76 36 32.0 17.3 3.5 46.1 JET D+5 1698 150
Co-12 5413 BH HS 3600 3200 1762 44 195 97 98 50.2 26.2 6 61.9 JET 10-I 1440 400 550
Co-13 14435 BH U 3500 3250 1534 260 112 94 18 16 21.0 3.6 38.3 JET C+5 1202 300
Co-15 5249 BH MH 3400 2400 580 60 65 21 44 67.8 27.3 0.7 33.3 30 3"AM 14.17 310
Co-16 6233 FN HS FN 64 4521 47 4474 99.0 26.0 0.4 8.5 FN 120 120
Co-18 2952 BH HS 3300 3300 1578 134 743 22 721 97.0 24.0 0.8 36.4 50 10-J 2100 180 2000
Co-19 2952 BH HS 3100 3000 1690 119 163 132 31 19.2 26.4 1.2 9.1 10-I 1958 1825
TOTAL 13440 8952 1403 7549 84.3 22.9 45.3 496.2
Petroproducción EP (2012)
62
3.9.2 Historial de producción
En la actualidad la producción de agua supera a la de petróleo,
convirtiéndose así, en el principal problema del campo. Los pozos se
inundan rápidamente disminuyendo la producción, a tal punto que menos
de la décima parte del campo se encuentra libre de inundación de agua.
Este efecto es provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo
hidráulico, disminución de la eficiencia de la bomba, altos cortes de agua, la
declinación de producción del campo se ha incrementado progresivamente
y continuará acentuándose en los próximos años; esto puede corroborarse
con los datos de producción anual presentados en la tabla 9:
Tabla 9: Potencial histórico de Producción
AÑO
FLUIDO PETRÓLEO AGUA BSW
BFPD BPPD BAPD %
2003 22298 6333 15965 71.6
2004 22134 6131 16003 72.3
2005 21382 5602 15780 73.8
2006 19675 4899 14776 75.1
2007 17356 2933 14423 83.1
2008 15298 2081 13217 86.4
2009 13657 1652 12005 87.9
2010 12655 1506 11149 88.1
2011 12835 1438 11397 88.8
Petroamazonas EP (2012)
63
En el grafico 1 se muestra claramente como la producción de petróleo ha
ido disminuyendo con el transcurso de los años mientras que el BSW del
campo ha ido incrementando como se observa en el gráfico 2.
Grafico 1: Producción anual del Campo coca Petroamazonas EP (2012)
Grafico 2: Bsw anual del Campo coca
Petroamazonas EP (2012)
0
5000
10000
15000
20000
25000
2003 2005 2007 2009 2011
Bar
rile
s
Años
PETROLEO
AGUA
FLUIDOS
50
60
70
80
90
100
2003 2005 2007 2009 2011
_%
Años
BSW CAMPO
BSW CAMPO
Lineal (BSWCAMPO)
64
3.10 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE CRUDO EN LA ESTACIÓN COCA
3.10.1 Manifold
Un manifold está localizado al inicio del flujograma de una planta de proceso.
El mismo que recibe el crudo de las 15 líneas de flujo de los pozos en
producción. Las líneas de flujo son de 4" STD las cuales son conectadas a
línea de 6" STD estas tuberías tienen una resistencia de 1900 psi y una
capacidad de 0.01765 bls/ft, 0.03726 bls/ft respectivamente, las mismas que
nos permitirán alinear independientemente los pozos a los separadores.
Las válvulas de seguridad se encuentran instaladas, están calibradas para
que se accionen a 100 psi de presión en caso de tener una sobrepresión de
operación en las líneas. Los indicadores de presión (manómetros) y las
conexiones para muestreo (toma muestras), son instaladas para monitorear la
entrada de crudo. A continuación se detalla los parámetros operativos de
presión en el manifold y pozos en la tabla 10.
Tabla 10: Tabla de presiones en el manifold Pozos 1 2 4 6 7 8 9 10 11 12 13 15 16 18 19
Presión separador (psi)
22 25 25 22 22 22 22 22 22 25 22 22 22 22 22
Presión manifold (psi)
35 32 30 30 28 26 27 27 26 27 43 32 30 27 24
Presión cabeza (psi)
52 35 58 105 71 50 40 60 75 60 140 74 146 68 110
Petroamazonas EP (2012)
Los pozos 1, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 13, 15, 16, 18, 19 están alineados al Free Water,
por alto BSW. Los pozos 2, 4, 12, se los alinea a los separadores de producción
por cuanto tienen alta producción de gas y su BSW es bajo
65
3.10.2 Separador de prueba (V-101)
La central de proceso está provista de un solo separador de prueba y línea
de entrada para realizar pruebas a los diferentes pozos independientemente,
en las pruebas de los pozos se determinan volúmenes de petróleo, gas y
agua.
Es un separador horizontal trifásico de 48 pulgadas" O.D. por 16 pies de
longitud, y está diseñado para trabajar a una máxima presión de 100 psi a 120
ºF, con una capacidad de procesamiento de 4000 BPD. Generalmente trabaja
a una presión promedio de 25 psi y dependiendo del pozo en prueba a una
temperatura de 100 °F.
Los separadores están provistos de controladores de nivel y válvulas de
control para mantener el nivel en el separador. La presión puede variar en
rangos de entre 10 a 100 psi y es controlado por una válvula controladora de
presión neumática. El separador se encuentra protegido de las
sobrepresiones, por medio de una válvula de seguridad que esta calibrada a
una presión de 75 psi, también está provisto de sellos de seguridad que se
rompen a una presión de 97 psi.
El flujo de gas es direccionado al Domo de Gas V - 105 (Flare knock-out
drum). El flujo de crudo y agua es direccionado a la bota de gas. Los
separadores son monitoreados y controlados por alarmas de alto y bajo nivel
y switches de cierre. Un panel de control local está en cada separador el cual
nos da un constante estado de operación del mismo.
66
3.10.3 Separador de producción
Hay un separador de producción, (V 102). La producción en los separadores se
reciben del manifold, el cual separa los tres fases, agua que se dirige hacia los
tanques de agua de formación T 210 y T 211, el gas que pasa a través de un
scrubber para recolectar el condensado y luego para ser quemado el gas
restante, el crudo es enviado directamente hacia el Tanque de almacenamiento
de producción ya que los pozos 2, 4 y 12 son de bajo BSW.
Cada separador es horizontal de tres fases el cual tienen 50 pulgadas de ID por
20 pies de largo, están hechos para trabajar con 125 psig a 230 F los cuales
procesan 8000 barriles de petróleo por día y 0.70 MMCPF por días y 2000
barriles de agua por día. Al momento procesan 5.314 BFPD que provienen de
los pozos 2, 4 y12
3.10.4 Separador de Agua Libre
En el separador V 104 llamado Free Water Knowkout , se separan las dos
fases, es decir el agua y el petróleo, el agua sigue el curso hacia los tanques
del sistema de reinyección de agua T 210 y T-211 y el petróleo hacia la bota de
producción, este maneja 30.981 BFPD, tiene una capacidad de proceso de
50.000 BFPD, es de 120" x 50 pies, se encuentra operando a una presión de 22
psi y 170 F de temperatura, el volumen del Free Water es de 700 bls, lo que le
da al fluido una residencia de 16 minutos al caudal que se maneja.
67
3.10.5 Bota de gas
La bota de gas es un separador de segunda etapa y separa petróleo y gas
antes que el fluido entre al tanque de lavado T -101 de producción. La bota
de gas es vertical, mide 48 pulgadas de OD y 59 pies (9 anillos + 4 pies), 6
pies de largo de costura a costura y está diseñada para trabajar a 25 psig y
200 F. El tamaño del tanque a toda capacidad puede recibir 20000 barriles
de petróleo por día y 1.4 MMCPF de gas por día El gas de la bota entra al
V-105 domo de gas, donde hay una condensación de fluidos y el resto de gas
pasa hacia el mechero.
3.10.6 Tanque de lavado.
El tanque T- 101 recibe el petróleo directamente de la bota de gas y es el
último paso para la separación del petróleo o etapa final, el Tanque de lavado
puede almacenar 18.130 barriles de petróleo, tiene un diámetro de 60 pies y
de alto 36 pies hasta la boca de medidas. Está diseñado para trabajar a la
presión atmosférica y a 200 F.
El tanque trabaja normalmente con un colchón de 13 pies, tiene la descarga
de crudo a 33 pies, está protegido con válvulas de altapresión o de venteo
las cuales se encuentran sobre la tapa en número de tres. El tanque tiene
alarmas de alto nivel y de bajo nivel las cuales llevan señales directas hacia el
PLC instalado en la oficina de la estación.
El tanque posee un sistema contraincendios con espuma la cual es inyectada
hacia el interior del tanque por el sistema de bombas contraincendios.
68
3.10.7 Tanque de almacenamiento de producción
El tanque T - 102 recibe la producción del tanque de lavado T- 101 el cual
descarga por gravedad, este tanque tiene una capacidad de 24680 barriles de
petróleo. Su altura es de 36 pies y tiene un diámetro de 70 pies, pero es
operativo hasta los 33 pies, por cuanto la descarga del tanque T-101
(washtank), se encuentra a 33 pies.
El tanque de almacenamiento tiene dos funciones principales, la primera de
almacenar crudo para el sistema centralizado de PowerOil, tiene líneas de
descarga a 3'(91 cm) y 7' 8" y la segunda de almacenar la producción para el
bombeo hacia la línea de oleoducto la descarga está a 2' 5" y 14'. El nivel
mínimo de operación es de 4 pies (122 cm) mínimo de petróleo por lo dicho
anteriormente.
El tanque posee un sistema contraincendios con espuma la cual es inyectada
hacia el interior del tanque por el sistema de bombas contraincendios. El
tanque está protegido con válvulas de alta presión o de venteo las cuales se
encuentran sobre la tapa en número de tres. El tanque tiene alarmas de alto
nivel y de bajo nivel las cuales llevan señales directas hacia el panel de
control instalado en la oficina de la estación.
69
3.10.8 Tanque de almacenamiento (V-106 PAYAMINO)
El tanque V- 106 recibe la producción de Payamino y del campo Sur. Este
tanque es considerado de almacenamiento de la estación Payamino. Tiene
una capacidad de 11746 barriles de petróleo. Sus dimensiones son 43 pies
de OD y 41 pies en nivel operativo hasta la boca de medición.
El tanque posee un sistema contraincendios con espuma la cual es inyectada
hacia el interior del tanque por el sistema de bombas contraincendios. El
tanque está protegido con válvulas de alta presión o de venteo las cuales se
encuentran sobre la tapa en número de tres. El tanque tiene alarmas de alto
nivel y de bajo nivel las cuales llevan señales directas hacia el PLC instalado
en la oficina de la estación, las líneas de descarga se encuentran a 3'1"(91
cm).
3.10.9 Bombas Booster y de transferencia
La estación para este servicio tiene cuatro bombas Booster eléctricas las
cuales alimentan a los contadores calibrados para la transferencia de crudo
hacia el oleoducto. Están divididas en 2 para el tanque T -102 y dos para el
tanque T -106 con sus respectivos contadores. Para la calibración de los
contadores posee un medidor Master de pulsos calibrado que se lo puede
alinear hacia cada uno (cuatro) de los contadores para su calibración
quincenal. En la estación se tiene dos bombas de transferencia horizontal, de
marca Centrilift con capacidad de 27000 barriles por día cada una y una
marca wortintong 670 barriles por hora. Estas unidades son alimentadas por
motores eléctricos, pudiendo trabajar independientemente cada una de ellas.
70
3.10.10 Tanques de agua de formación producida T-210 Y T-211
Toda el agua de formación separada en el proceso esto es Free
WaterKnockout, WashTank, se envía a los tanques T-210 y T-211 para
posteriormente ser inyectado en el pozo Punino 01. Los dos tanques son de
5000 bls cada uno, tienen una altura de 32 pies, y están diseñados para
operar a presión atmosférica a 200 F.
3.10.11 Bombas de reinyección de agua
El agua almacenada en los tanques T-210 y T-211 es reinyectada en el pozo
inyector Punino-01 mediante las bombas P-214A. P-214B, P214C, las cuales
son bombas centrifugas horizontales multietapas
Figura 16. Esquema de estación Coca.
Petroamazonas EP, (2012)
ANÁLISIS DE RESULTADO
71
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS.
4.1 ANÁLISIS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA GEOMETRIA DE LA BOMBA JET
El método que se presenta en esta sección es propuesto por Eddie E Smart, de la
división Guiberson. Dicho método pretende calcular directamente la geometría
óptima de una bomba tipo jet, para un conjunto de condiciones dadas.
El bombeo tipo jet es una variante del bombeo hidráulico, en el cual ha
incrementado su aplicación debido a su flexibilidad y durabilidad. El principio
básico de este sistema de levantamiento artificial, es inyectar un fluido a alta
presión hacia el fondo del pozo (fluido motriz), para transferir energía a la bomba
de fondo y de esta manera poder operarla. El bombeo hidráulico tipo jet tienen la
ventaja de que se puede aplicar en pozos profundos y desviados.
En las bombas de desplazamiento positivo, como en el caso del bombeo
hidráulico tipo pistón y del bombeo mecánico, se reduce su vida útil cuando se
tienen solidos presentes este efecto también se produce en el bombeo
electrosumergible. Sin embargo, esto no sucede cuando se utiliza el bombeo
hidráulico tipo jet, ya que no tiene partes en movimiento. Además es posible
operarlo durante más tiempo en medios corrosivos y fluidos que contienen arena.
En los artículos publicados por Petrie y otros, se propone un método para calcular
la potencia, HP, requerida por una bomba previamente seleccionada o mediante el
funcionamiento de esta, determinar el comportamiento de afluencia del pozo, IPR.
72
Aspectos Teóricos del Bombeo Hidráulico Tipo Jet.
El principio de operación del bombeo hidráulico tipo jet, se basa en la inyección de
un fluido, denominado fluido motriz, hasta la profundidad de la bomba de fondo.
Dicho fluido, llega a la tobera a una alta presión definida como PN (Figura 17). En
este punto el fluido motriz a alta presión es dirigido a través de la tobera, la cual
transforma la energía potencial (presión) en energía cinética (fluido a alta
velocidad), disminuyendo considerablemente la presión del fluido motriz.
La baja presión del fluido a la bomba de fondo, a la presión Ps y a la tasa de
producción Qs. La alta velocidad (momentum) del fluido motriz se mezcla con la
baja velocidad (momentun) de los fluidos producidos, en una sección de área
constante denominada cámara de mezclado o garganta. A la mezcla de fluidos se
los llama fluido de retorno.
Figura 17. Nomenclatura de la bomba jet según Smart
Manual Ing. Melo, (2012)
73
Cuando el fluido de retorno, alcanza la parte final de la cámara de mezclado, tiene
baja presión y alta velocidad. El fluido entonces sale de la bomba a través del
difusor, para transformar la energía cinética en presión, estableciendo de esta
manera nuevamente un estado de alta presión y baja velocidad. Esta alta presión
de descarga PD, debe ser suficiente para llevar la tasa del fluido de retorno QD,
hasta la superficie.
A continuación se presenta la secuencia de cálculo del método propuesto por
Smart para determinar la geometría óptima de una bomba jet.
1. Considerar la presión de inyección superficial deseada Piny (psi).
2. Como valor inicial suponer una relación de flujo adimensional igual a 1. Este
es utilizado únicamente para calcular las pérdidas de presión por fricción
inicial
3. Calcular el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su gravedad API.
[ ]
Donde:
= gradiente de petróleo producido (psi/pie)
74
4. Calcular el gradiente de presión del fluido producido, basado en los
gradientes de petróleo y agua.
[2]
Donde:
= gradiente del fluido producido (psi/pie)
= gradiente de agua de formación (psi/pie) = gradiente del petróleo producido (psi/pie) = Fracción de agua de formación
= Fracción de crudo
5. Estimar el factor de volumen de formación para el petróleo y el agua
[ (
) ] [3]
Donde:
= Factor de volumen de formación
= Relación gas petróleo (pie3/bls) = presión de succión (psi) = Fracción de agua de formación
= Fracción de crudo
75
6. Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción en la
producción deseada y la relación de flujo adimensional, M.
[4]
Donde:
Tasa de fluido motriz (bls/día) Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera (psi/pie) = gradiente del fluido producido (psi/pie)
= Factor de volumen de formación Relación de flujo adimencional
7. Utilizando la ecuación
[ (( ) )
]
[5]
Dónde:
( )(
) ( ( ))
Flujo anular Flujo por T.P
0
Calcular las pérdidas de presión por fricción en la tubería por la que fluye el
fluido motriz, ya sea a través de una sección anular o circular, y considera
que:
Donde:
Pédida de presión por fricción del fluido motriz (psi) = Diámetro interno de la tubería de retorno (plg)
= Diámetro exterior de la tubería de producción (plg) Longitud de la sarta de producción (pies) Viscosidad del petróleo (cp)
Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera (psi/pie) Tasa de fluido motriz (bls/día)
76
8. Calcular la presión del fluido motriz en la tobera PN, como la suma de la
presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la
pérdida de presión por fricción de éste, en la tubería.
[6]
Donde:
Presión en la entrada de la tobera (psi) Presión de trabajo (psi) Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera (psi/pie) D= Profundidad vertical del pozo (pies)
Pédida de presión por fricción del fluido motriz (psi)
9. Calcular la tasa del fluido de retorno como la suma de la tasa de
producción y la tasa del fluido motriz.
[7]
Donde:
Tasa de fluido de retorno (bls/día) Tasa de fluido motriz (bls/día)
Tasa de fluido producido (bls/día)
10. Calcular el gradiente del fluido de retorno como un promedio del
gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido producido.
[8]
Donde:
= gradiente del fluido producido (psi/pie) Tasa de fluido producido (bls/día)
Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera (psi/pie) Tasa de fluido motriz (bls/día) Tasa de fluido de retorno (bls/día)
77
11. Calcular la fracción de agua del fluido de retorno , dependiendo si el
fluido motriz es petróleo o agua, con las siguientes ecuaciones:
Fracción de agua en el fluido de retorno (fluido motriz petróleo)
[9]
Donde:
Fracción de agua en el fluido de retorno
Tasa de fluido producido (bls/día) = Fracción de agua de formación. Tasa de fluido de retorno (bls/día)
Fracción de agua en el fluido de retorno (fluido motriz agua)
[10]
Donde:
Fracción de agua en el fluido de retorno Tasa de fluido motriz (bls/día)
Tasa de fluido producido (bls/día) = Fracción de agua de formación. Tasa de fluido de retorno (bls/día)
12. Determinar la relación gas-líquido del fluido de retorno GLR.
[11]
Donde:
Relación gas-liquido del fluido de retorno (pie3/bls) Tasa de fluido producido (bls/día) = Fracción de crudo
Relación gas-petróleo (pie3/bls) Tasa de fluido de retorno (bls/día)
78
13. Determinar la viscosidad del fluido de retorno , como un promedio
ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.
( ) [12]
Donde:
Viscosidad del fluido de retorno (cp) Fracción de agua en el fluido de retorno
Viscosidad del agua (cp)
Viscosidad del petróleo (cp)
14. Determinar la presión de descarga de la bomba , como la suma de la
presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en
el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si la GLR
es menor 10 pie3/bl, determinar con la ecuación del literal 7
[13]
Donde:
Presión de descarga de la bomba (psi) Presión de cabeza (psi)
Gradiente del fluido de retorno (psi/pie) D = Profundidad vertical del pozo (pies)
Pérdida de presión por fricción del fluido de retorno (psi)
Si la GLR es mayor o igual que 10 pie3/bls, se debe utilizar una correlación
adecuada para flujo multifásico.
79
15. Calcular un nuevo valor de la relación de presiones H, mediante la ecuación
[14]
Donde:
Relación adimensional de recuperación de presión
Presión de descarga de la bomba (psi) = presión de succión (psi) Presión en la entrada de la tobera (psi)
16. Basado en el valor de H obtenido en el paso 15 se toma la Figura 18 o tabla
11, se determina la relación de áreas óptimas (R).
Figura 18: Curva de comportamiento de Guiberson Manual Ing. Melo. (2007).
80
RELACIÓN DE ÁREAS, R RANGO DE RELACIÓN DE PRESIONES, H
0.60 2.930 - 1.300
0.50 1.300 - 0.839
0.40 0.839 - 0.538
0.30 0.538 - 0.380
0.25 0.380 - 0.286
0.20 0.286 - 0.160
0.15 0.160
Tabla 11: Relación de áreas óptimas
Manual Ing. Melo. (2007)
17. Utilizando la curva de comportamiento de la Figura 18 se encuentra un
nuevo valor para M correspondiente al valor de H paso 15. También se
puede utilizar la siguiente ecuación para calcular M, usando el valor de R
obteniendo en el paso anterior.
√
( )
[15]
Donde:
= 2R
( )
( )
= (1+ )
= 1+
= 0,20
= 0,03
81
Donde:
Relación de flujo
= Coeficientes de pérdida establecidos por Guiberson = Coeficientes de pérdida establecidos por Guiberson
Relación de áreas Aj/At
Si en el paso No. 20 se determina la existencia de cavitación, se recomienda usar
las Curvas de Comportamiento de la figura 19, para encontrar un nuevo valor de
M en lugar de la figura 18. Usar el valor de R determinando en el paso 16. En vez
de usar la figura 19 se puede utilizar la ecuación (No 15) anterior.
Figura 19: Curva H-M de Guiberson Manual Ing. Melo (2007)
82
18. Comparar el nuevo valor de M con el anterior, si la variación de M es menor
del 1%, se considera que se ha obtenido la convergencia y se continúa en
el paso 19. Caso contrario regresar al paso 6 usando el nuevo valor M.
%ERROR = |
| [16]
19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación con
la siguiente ecuación.
( )
√
( ) [17]
Dónde:
Relación de flujo adimensional en el límite de cavitación
Relación de áreas Aj/At = Presión de succión (psi) Presión en la entrada de la tobera (psi)
20. Si M < no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso
24. Si M > , entonces se tendrá problemas de cavitación, por lo que se
requiere un ajuste y continuar en el paso siguiente.
21. Si M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionadas para
calcular un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de
comportamiento de la Figura 18 también se puede usar para encontrar el
valor H correspondiente a . El valor de R se debe mantener constante en
los cálculos para evitar cavitación
83
22. Se calcula a presión de operación superficial requerida para evitar la
cavitación:
[18]
Donde:
PD = Presión de descarga de la bomba (psi) PS = Presión de succión (psi) H = Relación adimensional de recuperación de presión GD = Gradiente del fluido de retorno (psi/pie) PFN = Pérdida de presión por fricción del fluido motriz (psi) D = Profundidad vertical del pozo (pies)
23. Repetir los cálculos para evitar cavitación, regresando al paso 5
24. Determinar el área de la tobera requerida para manejar la tasa de fluido
motriz calculada en el paso 6.
√
[19]
Donde:
Área de tobera (plg2) Tasa de fluido motriz (bls/día) Presión en la entrada de la tobera (psi)
= Presión de succión (psi) Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera (psi/pie)
84
25. La relación de áreas encontrada en el paso 16 junto con el área de la tobera
del paso 22define el área de la garganta, obteniendo así la geometría
óptima de la bomba tipo jet, para la presión de operación superficial dada.
[20]
Dónde:
Área de la garganta. (plg2)
Área de tobera (plg2) Relación de áreas Aj/At
Esta área de la tobera y garganta es la medida ideal requerida para que la tasa
calculada del fluido motriz pase a través de ella. Generalmente el diámetro
exacto de la tobera no es el comercial y no se encuentra disponible por lo que
se selecciona el diámetro disponible más cercano así como la garganta que
combina con esta tobera comercialmente disponible, para obtener la relación de
áreas óptima.
26. Determinar la potencia requerida para la bomba de superficie.
[21]
Dónde: Potencia para la bomba de superficie (HP)
= Caudal de inyección. (Bls/día)
Tasa de fluido motriz (Bls/día)
85
27. Determina la potencia para la bomba de fondo
[22]
.
Dónde: =
= Diferencial de presión (psi).
Presión de descarga de la bomba (psi) = Presión de succión (psi) Potencia para la bomba de fondo
86
4.1.1 Análisis del pozo Coca 01
Pozo Coca 01 Datos
Pb psi 302 Qs bl/día 200
Pwh psi 50 µo cp 5.3
Pr psi 541 µw cp 1
Pwf psi 218 Tubería Producción
API 17.3 OD pulg 2,8750
GOR pcs/bf 30 ID pulg 2,441
Prof pies 8231 Tubería de Revestimiento
ppm 8200 OD pulg 5 1/2
Piny psi 3400 ID pulg 4,892
Gw psi/ft 0.436 BSW % 27 Fw 0.27 Fo 0.73
Tabla 12. Datos Coca 01 Petroamazonas, (2012)
1. El valor de Pt se toma el valor 3400 ya que este pozo llega hasta esta presión
debido a que este campo tiene un sistema centralizado.
2. Se toma M = 1, es utilizado para calcular las pérdidas por fricción.
3. Cálculo del gradiente de presión del petróleo producido a partir de su gravedad
api.
87
4. Cálculo del gradiente de presión del fluido producido.
5. Estimación del factor volumétrico de formación para el petróleo y agua.
[ (
)
]
[ (
)
]
6. Cálculo de la tasa de fluido motriz, con base en la producción deseada y la relación de flujo adimensional, M.
= 241,62 bls/día
7. Cálculo de las pérdidas de presión por fricción en la tubería.
[ (( ) )
]
( )(
) ( ( ))
( )( ) ( ( ))
C = 86,66
88
[ (( ) )
]
8. Cálculo de la presión del fluido motriz en la garganta Pn, como la suma de la presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la pérdida de presión por fricción de éste, en la tubería.
9. Cálculo de la tasa de fluido de retorno.
441,62 bls/día
10. Cálculo del gradiente del fluido de retorno GD como un promedio ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido producido.
89
11. Calculo de la fracción de agua del fluido de retorno FWD dependiendo si el fluido motriz es petróleo o agua, en este caso se utiliza la fórmula para fluido motriz petróleo ya que se inyecta crudo en todo el sistema.
12. Determinación de la relación gas-líquido del fluido GLR.
13. Determinación de la viscosidad del fluido de retorno µD como un promedio ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.
( )
( )
14. Determinación de la presión de descarga de la bomba PD como la suma de la presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si GLR es menor que 10 pie3 / bl, determinar PFD con la ecuación del numeral 7.
[ (( ) )
]
( )(
) ( ( ))
( )( ) ( ( ))
C = 541
90
[ (( ) )
]
15. Cálculo del nuevo valor de H
16. Basado en el valor de H obtenido en el paso 15 se toma la figura 18 o la tabla 11, se determina la relación de áreas óptimas (R).
R= 0,5
17. Determinación del nuevo valor de M = 2R
= 2*0,5
= 1
( )
( )
( )
( )
91
= (1+ )
= (1+0,20)
= 0,3
= 1+
= 1+ 0,03
= 1,03
√
( )
√
( )
18. Calculo del porcentaje de error.
%ERROR = |
|x 100
%ERROR = |
|x 100
%ERROR =72,1 %
Debido a que se obtuvo un porcentaje de error del 72.1% se realiza una segunda
iteración en los cálculos.
92
Segunda iteración
1. Presión de trabajo PT = 3400 psi
2. M= , es utilizado para calcular las pérdidas por fricción.
3. Cálculo del gradiente de presión del petróleo producido a partir de su gravedad API.
4. Calculo de la gradiente de presión del fluido producido.
5. Estimación del factor volumétrico de formación para el petróleo y agua.
[ (
)
]
[ (
)
]
6. Cálculo de la tasa de fluido motriz con base en la producción deseada y la relación de flujo adimensional, M
93
= 866 bls/día
7. Cálculo de las pérdidas de presión por fricción en la tubería.
[ (( ) )
]
( )(
) ( ( ))
( )( ) ( ( ))
C = 86,66
[ (( ) )
]
8. Cálculo de la presión del fluido motriz en la garganta PN como la suma de la presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la pérdida de presión de éste, en la tubería.
9. Calculo de la tasa de fluido de retorno.
1066 bls/día
94
10. Cálculo del gradiente del fluido de retorno GD como un promedio ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido producido.
11. Calculo de la fracción de agua del fluido de retorno FWD dependiendo si el fluido motriz es petróleo o agua, en este caso se utiliza la fórmula para fluido motriz petróleo ya que se inyecta crudo en todo el sistema.
12. Determinar de la relación gas-líquido del fluido de retorno GLR.
95
13. Determinación de la viscosidad de fluido de retorno µD como un promedio ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.
( )
( )
14. Determinación de la presión de descarga de la bomba PD como la suma de la presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si GLR es menor que 10 pie3 / bl, determinar PFD con la ecuación del numeral 7.
[ (( ) )
]
( )(
) ( ( ))
( )( ) ( ( ))
C = 541
[ (( ) )
]
15. Cálculo del nuevo valor de H.
96
16. Basado en el valor de H obtenido en el paso 15 se toma la figura 18 o la tabla 11, se determina la relación de áreas óptimas (R).
R= 0,5
17. Determinación del nuevo valor de M
= 2R
= 2*0,5
= 1
( )
( )
( )
( )
= (1+ )
= (1+0,20)
= 0,3
= 1+
= 1+ 0,03
= 1,03
√
( )
√
( )
97
18. Cálculo del porcentaje de error.
%ERROR = |
|x 100
%ERROR = |
|x 100
%ERROR =27,78 %
19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, ML con la siguiente ecuación
( )
√
( )
( )
√
( )
20. Si M < no existe problema de cavitación, Si M > , entonces se tendrá
problemas de cavitación, por lo que se requiere un ajuste y continuar en el paso
siguiente.
98
21. Si M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionadas para calcular
un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la
Figura 17 también se puede usar para encontrar el valor H correspondiente a
. El valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar
cavitación.
M = ML = M = 0,16
( ) [
]
( ) ( )
( ) [
]
( ) ( )
( )
( )
99
Tercera iteración
1. Presión de trabajo PT = 2455 psi.
2. M = 0,160, es utilizado para calcular las pérdidas por fricción.
3. Cálculo del gradiente de presión del petróleo producido a partir de su gravedad API.
4. Calculo de la gradiente de presión del fluido producido.
5. Estimación del factor volumétrico de formación para el petróleo y agua.
[ (
)
]
[ (
)
]
6. Cálculo de la tasa de fluido motriz con base en la producción deseada y la relación de flujo adimensional, M.
= 1509 bls/dia
100
7. Cálculo de las pérdidas de presión por fricción en la tubería.
[ (( ) )
]
( )(
) ( ( ))
( )( ) ( ( ))
C = 86,66
[ (( ) )
]
8. Cálculo de la presión del fluido motriz en la garganta PN como la suma de la presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la pérdida de presión por fricción de éste, en la tubería.
9. Calculo de la tasa de fluido de retorno.
1709 bls/día
101
10. Cálculo del gradiente del fluido de retorno GD como un promedio ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido producido.
11. Calculo de la fracción de agua del fluido de retorno FWD dependiendo si el fluido motriz es petróleo o agua, en este caso se utiliza la fórmula para fluido motriz petróleo ya que se inyecta crudo en todo el sistema.
12. Determinar de la relación gas-líquido del fluido de retorno GLR.
13. Determinación de la viscosidad de fluido de retorno µD como un promedio ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.
( )
( )
102
14. Determinación de la presión de descarga de la bomba PD como la suma de la presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si GLR es menor que 10 pie3 / bl, determinar PFD con la ecuación del numeral 7.
[ (( ) )
]
( )(
) ( ( ))
( )( ) ( ( ))
C = 541
[ (( ) )
]
15. Cálculo del nuevo valor de H.
16. Basado en el valor de H obtenido en el paso 15 se toma la figura 18 o la tabla 11, se determina la relación de áreas óptimas (R).
R= 0,5
103
17. Determinación del nuevo valor de M
= 2R
= 2*0,5
= 1
( )
( )
( )
( )
= (1+ )
= (1+0,20)
= 0,3
= 1+
= 1+ 0,03
= 1,03
√
( )
√
( )
104
18. Cálculo del porcentaje de error.
%ERROR = |
|x 100
%ERROR = |
|x 100
%ERROR = 6,12%
19. Calculo de la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación.
( )
√
( )
( )
√
( )
20. Comparación de M y
M <
0,1502 < 0,1739
21. Área de la tobera.
√
√
105
22. Área de la garganta.
23. Potencia requerida para la bomba de superficie
Con los cálculos realizados se observa que el pozo Coca-01 operando con una
presión de operación superficial de 2455 psi y produciendo 200 BFPD, necesita
una bomba tipo jet con una área de tobera de 0.01579 plg2 y una área de garganta
de 0.03159 plg2, lo cual significa que la relación entre el área de la tobera y
garganta debe ser de; a su vez inyectar una tasa de fluido motriz de 1509 bls/día
con una bomba de superficie de 65 HP de potencia. Comercialmente encontrar
una bomba tipo jet con las áreas de tobera y garganta mencionadas es difícil
puesto que las áreas son preestablecidas, por lo que se toman la tobera y
garganta más cercanas a las necesidades y se determina la mejor relación R para
cada uno de los fabricantes. Esta selección se ilustra en la tabla:
106
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA plg2 DENOM. AREA plg2 DENOM. AREA plg2 DENOM. AREA plg2 DENOM. AREA plg2 DENOM. AREA plg2
1 0,0018 A 0,0046 DD 0,0016 0 0,0044 1 0,0024 A 0,006
2 0,003 B 0,0072 CC 0,0028 0 0,0071 2 0,0031 B 0,0077
3 0,0038 C 0,014 BB 0,0038 0 0,0104 3 0,004 C 0,01
4 0,0054 D 0,0142 A 0,0055 1 0,0143 4 0,0052 D 0,0129
5 0,0074 E 0,0187 A+ 0,0075 2 0,0189 5 0,0067 E 0,0167
6 0,0094 F 0,0239 BB 0,0095 3 0,0241 6 0,0086 F 0,0215
7 0,0108 G 0,0311 B+ 0,0109 4 0,0314 7 0,0095 G 0,0272
8 0,0122 H 0,0376 CC 0,0123 5 0,038 8 0,0136 H 0,0353
9 0,0148 I 0,0447 C+ 0,0149 6 0,0452 9 0,0181 I 0,0456
10 0,0175 J 0,0526 D 0,0177 7 0,0531 10 0,0229 J 0,0593
11 0,0239 K 0,0654 E 0,0241 8 0,0661 11 0,0307 K 0,0764
12 0,0311 L 0,0796 F 0,0314 9 0,0804 12 0,0387 L 0,0989
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA
1 0,0024 1 0,006 1 0,0024 1 0,0064
2 0,0031 2 0,0077 2 0,0031 2 0,0081
3 0,004 3 0,01 3 0,0039 3 0,0104
4 0,0052 4 0,0129 4 0,005 4 0,0131
5 0,0067 5 0,0167 5 0,0064 5 0,0167
6 0,0086 6 0,0215 6 0,0081 6 0,0212
7 0,0111 7 0,0278 7 0,0103 7 0,0271
8 0,0144 8 0,0359 8 0,0131 8 0,0346
9 0,0186 9 0,0464 9 0,0167 9 0,0441
10 0,024 10 0,0599 10 0,0212 10 0,0562
11 0,031 11 0,0774 11 0,0271 11 0,0715
12 0,04 12 0,1 12 0,0346 12 0,091
Tabla 13: Geometrías establecidas para Pozo Coca 01
Petroamazonas, (2012)
107
4.1.2 Análisis del Pozo Coca 07
Pozo Coca 07 Datos
Pb psi 264 Qs bl/día 350
Pwh psi 45 µo cp 2
Pr psi 2977 µw cp 0,4
Pwf psi 420 Tubería Producción
API 26 OD pulg 4,0000
GOR pcs/bf 60 ID pulg 3,476
Prof pies 8063 Tubería de Revestimiento
ppm 300 OD pulg 7
Piny psi 3500 ID pulg 6,366
Gw psi/ft 0,4336 BSW % 86,3 Fw 0,863 Fo 0,137
Tabla 14. Datos Pozo Coca 07. Petroamazonas, (2012)
El análisis para el diseño de la geometría de la bomba tipo jet del pozo Coca-07 se
realiza con el procedimiento anteriormente indicado desde la página (86 a la 106),
se resume los cálculos realizados en la tabla 14 se presentan el resumen de los
resultados obtenidos a partir del Pozo Coca-07
108
Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración
PT 3500 psi 3500 psi 2622,49265 psi
M 1 0,3141951 0,22812009
Go 0,3890127 psi/pie 0,3890127 psi/pie 0,3890127 psi/pie
Gs 0,42749154 psi/pie 0,42749154 psi/pie 0,42749154 psi/pie
BT 1,03713308 1,03713308 1,03713308
QN 398,902057 bl/día 1269,59985 bl/día 1748,6494 bl/día
C 507,456522 507,456522 507,456522
PFN 1,03493782 psi 8,22105035 psi 14,5814777 psi
PN 6635,57445 psi 6628,38834 psi 5744,52056 psi
QD 748,902057 bl/día 1619,59985 bl/día 2098,6494 bl/día
GD 0,40699582 psi/día 0,39732808 psi/día 0,39542997 psi/día
FWD 0,40332377 0,18649668 0,1439259
GLR 3,84162384 1,7763647 1,37088167
mD 1,35468197 cp 1,70160531 cp 1,76971856 cp
C 1571,27362 1571,27362 1571,27362
PFD 1,23981606 psi 5,0760123 psi 8,10759077 psi
PD 3327,84709 psi 3253,73234 psi 3241,45941 psi
H 0,87910724 0,83970999 1,12720354
R 0,5 0,5 0,5
C1 1 1 1
C2 0 0 0
C3 0,3 0,3 0,3
C4 1,03 1,03 1,03
KTD 0,2 0,2 0,2
KN 0,03 0,03 0,03
M 0,3141951 0,32899819 0,2304522
%ERROR 218,273577 4,4994416 1,01196972
ML 0,22798818 0,22812009 0,2463274
Tabla 15. Resumen de cálculos por cada iteración para el pozo Coca 7.
Petroamazonas, (2012)
109
Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y puede
continuar con los cálculos
( )
√
( )
( )
√
( )
Si M < no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso 24. Si
M > , entonces se tendrá problemas de cavitación, por lo que se requiere un
ajuste y continuar en el paso siguiente.
Si M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionadas para calcular un
nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la
Figura 17 también se puede usar para encontrar el valor H correspondiente a .
El valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar cavitación.
√
√
110
Potencia requerida para la bomba de superficie
Con los cálculos realizados se observa que el pozo Coca-7 operando con una
presión de operación superficial de 2623 psi y produciendo 350 BFPD, necesita
una bomba tipo jet con una área de tobera de 0.01816 plg2 y una área de garganta
de 0.03632 plg2, lo cual significa que la relación entre el área de la tobera y
garganta debe ser de 0.5; a su vez inyectar una tasa de fluido motriz de 1750
bls/día con una bomba de superficie de 80 HP. Comercialmente encontrar una
bomba tipo jet con las aéreas de tobera y garganta mencionadas es difícil puesto
que las aéreas son preestablecidas, por lo que se toman la tobera y garganta más
cercanas a las necesidades a continuación se presenta en la tabla N 16.
111
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2)
1 0,0018 A 0,0046 DD 0,0016 0 0,0044 1 0,0024 A 0,006
2 0,003 B 0,0072 CC 0,0028 0 0,0071 2 0,0031 B 0,0077
3 0,0038 C 0,014 BB 0,0038 0 0,0104 3 0,004 C 0,01
4 0,0054 D 0,0142 A 0,0055 1 0,0143 4 0,0052 D 0,0129
5 0,0074 E 0,0187 A+ 0,0075 2 0,0189 5 0,0067 E 0,0167
6 0,0094 F 0,0239 BB 0,0095 3 0,0241 6 0,0086 F 0,0215
7 0,0108 G 0,0311 B+ 0,0109 4 0,0314 7 0,0095 G 0,0272
8 0,0122 H 0,0376 CC 0,0123 5 0,038 8 0,0136 H 0,0353
9 0,0148 I 0,0447 C+ 0,0149 6 0,0452 9 0,0181 I 0,0456
10 0,0175 J 0,0526 D 0,0177 7 0,0531 10 0,0229 J 0,0593
11 0,0239 K 0,0654 E 0,0241 8 0,0661 11 0,0307 K 0,0764
12 0,0311 L 0,0796 F 0,0314 9 0,0804 12 0,0387 L 0,0989
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2)
1 0,0024 1 0,006 1 0,0024 1 0,0064
2 0,0031 2 0,0077 2 0,0031 2 0,0081
3 0,004 3 0,01 3 0,0039 3 0,0104
4 0,0052 4 0,0129 4 0,005 4 0,0131
5 0,0067 5 0,0167 5 0,0064 5 0,0167
6 0,0086 6 0,0215 6 0,0081 6 0,0212
7 0,0111 7 0,0278 7 0,0103 7 0,0271
8 0,0144 8 0,0359 8 0,0131 8 0,0346
9 0,0186 9 0,0464 9 0,0167 9 0,0441
10 0,024 10 0,0599 10 0,0212 10 0,0562
11 0,031 11 0,0774 11 0,0271 11 0,0715
12 0,04 12 0,1 12 0,0346 12 0,091
Tabla 16: Geometrías establecidas para Pozo Coca 7
Petroamazonas, (2012)
112
4.1.3 Análisis del Pozo Coca 08
Pozo Coca 08
Datos
Pb psi 403 Qs bl/día 150
Pwh psi 142 µo cp 2,6
Pr psi 622 µw cp 0,47
Pwf psi 220 Tubería Producción
API 21,5 OD pulg 3,5
GOR pcs/bf 50 ID pulg 2,992
Prof pies 8171 Tubería de Revestimiento
ppm 10600 OD pulg 9 5/8
Piny psi 2500 ID pulg 8,755
Gw psi/ft 0,4367
BSW % 65
Fw 0,65
Fo 0,35
Tabla 17. Datos Pozo Coca 8
Petroamazonas, (2012)
El análisis para el diseño de la geometría de la bomba tipo jet del pozo Coca-8 se
realiza con el procedimiento anteriormente indicado desde la página (86 a la 106),
se resume los cálculos realizados en la tabla 17 se presentan el resumen de los
resultados obtenidos a partir del Pozo Coca-8
113
Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración
PT 2500 psi 2500 psi 2019,08163 psi
M 1 0,15875268 0,11655762
Go 0,40045425 psi/pie 0,40045425 psi/pie 0,40045425 psi/pie
Gs 0,42401399 psi/pie 0,42401399 psi/pie 0,42401399 psi/pie
BT 1,16560859 1,16560859 1,16560859
QN 185,127645 bl/día 1166,13871 bl/día 1588,29301 bl/día
C 239,777234 239,777234 239,777234
PFN 0,58844429 psi 15,8640711 psi 27,5802109 psi
PN 5771,52322 psi 5756,24759 psi 5263,61308 psi
QD 335,127645 bl/día 1316,13871 bl/día 1738,29301 bl/día
GD 0,41099937 psi/día 0,40313935
psi/día 0,40248725
psi/día
FWD 0,29093392 0,07408034 0,05608951
GLR 7,83283635 1,99447063 1,51010215
mD 1,98031075 cp 2,44220888 cp 2,48052935 cp
C 22935,76 22935,76 22935,76
PFD 0,02306928 psi 0,27475981 psi 0,45298924 psi
PD 3500,2989 psi 3436,32636 psi 3431,17635 psi
H 1,44428662 1,38639463 1,75240776
R 0,6 0,6 0,6
C1 1,2 1,2 1,2
C2 -0,45 -0,45 -0,45
C3 0,432 0,432 0,432
C4 1,03 1,03 1,03
KTD 0,2 0,2 0,2
KN 0,03 0,03 0,03
M 0,15875268 0,16762748 0,11611754
%ERROR 529,910628 5,29436153 0,3789926
ML 0,11639714 0,11655762 0,12211739
Tabla 18. Resumen de cálculos por cada iteración para el pozo Coca - 08
Petroamazonas, (2012)
114
Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se
puede continuar con los cálculos
( )
√
( )
( )
√
( )
Si M < no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso 24. Si
M > , entonces se tendrá problemas de cavitación, por lo que se requiere un
ajuste y continuar en el paso siguiente.
Si M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionadas para calcular un
nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la
Figura 7 también se puede usar para encontrar el valor H correspondiente a . El
valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar cavitación.
√
√
115
Potencia requerida para la bomba de superficie
Con los cálculos realizados se observa que el pozo Coca-08 operando con una
presión de operación superficial de 2019 psi y produciendo 150BFPD, necesita
una bomba tipo jet con una área de tobera de 0.01119 plg2 y una área de garganta
de 0.02866 plg2, lo cual significa que la relación entre el área de la tobera y
garganta debe ser de 0.6; a su vez inyectar una tasa de fluido motriz de 1588
bls/día con una bomba de superficie de 56 HP de potencia
Comercialmente encontrar una bomba tipo jet con las áreas de tobera y garganta
mencionadas es difícil puesto que las áreas son preestablecidas, por lo que se
toman la tobera y garganta más cercanas a las necesidades y se determina la
mejor relación R para cada uno de los fabricantes. Esta selección se ilustra en la
tabla 19:
116
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2)
1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006
2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077
3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01
4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129
5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167
6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215
7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272
8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353
9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456
10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2)
1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064
2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081
3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104
4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131
5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167
6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212
7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271
8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346
9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441
10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562
Tabla 19: Geometrías establecidas para Pozo Coca 07
Petroamazonas, (2012)
117
4.1.4 Análisis de pozo Coca 12-HS
Pozo Coca 12
Datos
Pb psi 721 Qs bl/día 300
Pwh psi 50 µo cp 2,5
Pr psi 3000 µw cp 0,47
Pwf psi 600 Tubería Producción
API 26,2 OD pulg 3,5
GOR pcs/bf 60 ID pulg 2,992
Prof pies 8158 Tubería de Revestimiento
ppm 410 OD pulg 7
Piny psi 3100 ID pulg 6,366
Gw psi/ft 0,4336
BSW % 50,2
Fw 0,502
Fo 0,498
Tabla 20: Datos de Reservorio
Petroamazonas, (2012)
El análisis para el diseño de la geometría de la bomba tipo jet del pozo Coca-12 se
realiza con el procedimiento anteriormente indicado desde la página (86 a la 106),
se resume los cálculos realizados en la tabla 20 se presentan el resumen de los
resultados obtenidos a partir del Pozo Coca-8
118
Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración
PT 3100 psi 3100 psi 2881,6561 psi
M 1 0,3015927 0,28569295
Go 0,38851934 psi/pie 0,38851934 psi/pie 0,38851934 psi/pie
Gs 0,41114983 psi/pie 0,41114983 psi/pie 0,41114983 psi/pie
BT 1,08798069 1,08798069 1,08798069
QN 345,406031 bl/día 1145,2732 bl/día 1209,01139 bl/día
C 239,777234 239,777234 239,777234
PFN 1,73737272 psi 14,8501121 psi 16,3618668 psi
PN 6267,80341 psi 6254,69067 psi 6034,83501 psi
QD 645,406031 bl/día 1445,2732 bl/día 1509,01139 bl/día
GD 0,39903853 psi/día 0,39321682 psi/día 0,39301841 psi/día
FWD 0,23334148 0,10420175 0,09980044
GLR 13,8889313 6,20228757 5,940313
mD 2,02631679 cp 2,28847044 cp 2,29740511 cp
C 2481,8174 2481,8174 2481,8174
PFD 0,64527708 psi 2,77018743 psi 2,99392259 psi
PD 3306,00159 psi 3260,63304 psi 3259,23811 psi
H 0,91363358 0,88863789 0,95807792
R 0,5 0,5 0,5
C1 1 1 1
C2 0 0 0
C3 0,3 0,3 0,3
C4 1,03 1,03 1,03
KTD 0,2 0,2 0,2
KN 0,03 0,03 0,03
M 0,3015927 0,3106825 0,28585387
%ERROR 231,573017 2,92575498 0,05629451
ML 0,28536228 0,28569295 0,29141424
Tabla 21. Resumen de cálculos por cada iteración para el pozo Coca-12 Petroamazonas, (2012)
119
Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se
puede continuar con los cálculos
( )
√
( )
( )
√
( )
Si M < no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso 24. Si
M > , entonces se tendrá problemas de cavitación, por lo que se requiere un
ajuste y continuar en el paso siguiente.
Si M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionadas para calcular un
nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la
Figura 17 también se puede usar para encontrar el valor H correspondiente a .
El valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar cavitación.
√
√
120
Potencia requerida para la bomba de superficie
Con los cálculos realizados se observa que el pozo Coca-12 operando con una
presión de operación superficial de 2882 psi y produciendo 300BFPD, necesita
una bomba tipo jet con una área de tobera de 0.01242 plg2 y una área de garganta
de 0.02484 plg2, lo cual significa que la relación entre el área de la tobera y
garganta debe ser de 0,5; a su vez inyectar una tasa de fluido motriz de1209
bls/día con una bomba de superficie de 65 HP.
Comercialmente encontrar una bomba tipo jet con las áreas de tobera y garganta
mencionadas es difícil puesto que las áreas son preestablecidas, por lo que se
toman la tobera y garganta más cercanas a las necesidades y se determina la
mejor relación R para cada uno de los fabricantes. Esta selección se ilustra en la
tabla:
121
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2)
1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006
2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077
3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01
4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129
5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167
6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215
7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272
8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353
9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456
10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2)
1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064
2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081
3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104
4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131
5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167
6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212
7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271
8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346
9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441
10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562
Tabla 22: Geometrías establecidas para Pozo Coca 12
Petroamazonas, (2012)
122
4.1.5 Análisis del Pozo Coca 13
Pozo Coca 13
Datos
Pb psi 1010 Qs bl/día 150
Pwh psi 200 µo cp 2,3
Pr psi 1800 µw cp 0,47
Pwf psi 300 Tubería Producción
API 21 OD pulg 3,5
GOR pcs/bf 45 ID pulg 2,992
Prof pies 8936 Tubería de Revestimiento
ppm 0 OD pulg 7
Piny psi 3000 ID pulg 6,366
Gw psi/ft 0,4335
BSW % 16
Fw 0,16
Fo 0,84
Tabla 23: Datos de Reservorio
Petroamazonas, (2012)
El análisis para el diseño de la geometría de la bomba tipo jet del pozo Coca-13 se
realiza con el procedimiento anteriormente indicado desde la página (86 a la 106),
se resume los cálculos realizados en la tabla 23 se presentan el resumen de los
resultados obtenidos a partir del Pozo Coca-13
123
Primera Iteración
Segunda Iteración
Tercera Iteración
PT 3100 psi 3100 psi 2455,33652 psi
M 1 0,20291421 0,19020241
Go 0,40176721 psi/pie 0,40176721 psi/pie 0,40176721 psi/pie
Gs 0,40684446 psi/pie 0,40684446 psi/pie 0,40684446 psi/pie
BT 1,24140532 1,24140532 1,24140532
QN 188,563996 bl/día 929,279405 bl/día 991,385938 bl/día
C 239,777234 239,777234 239,777234
PFN 0,64984894 psi 11,2907583 psi 12,6769782 psi
PN 6689,54197 psi 6678,90106 psi 6032,85136 psi
QD 338,563996 bl/día 1079,2794 bl/día 1141,38594 bl/día
GD 0,40401668 psi/día 0,40247286 psi/día 0,40243446 psi/día
FWD 0,07088763 0,02223706 0,02102707
GLR 16,7472031 5,25350523 4,96764487
mD 2,17027563 cp 2,25930618 cp 2,26152047 cp
C 2481,8174 2481,8174 2481,8174
PFD 0,22817859 psi 1,82759803 psi 2,02037428 psi
PD 3810,52119 psi 3798,32505 psi 3798,17471 psi
H 1,21934555 1,2144533 1,56540532
R 0,5 0,5 0,5
C1 1 1 1
C2 0 0 0
C3 0,3 0,3 0,3
C4 1,03 1,03 1,03
KTD 0,2 0,2 0,2
KN 0,03 0,03 0,03
M 0,20291421 0,20433396 0,11279829
%ERROR 392,819109 0,69481942 0,68621715
ML 0,19004397 0,19020241 0,20063357
Tabla 24. Resumen de cálculos por cada iteración
Petroamazonas, (2012)
124
Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se
puede continuar con los cálculos
( )
√
( )
( )
√
( )
Si M < no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso 24. Si
M > , entonces se tendrá problemas de cavitación, por lo que se requiere un
ajuste y continuar en el paso siguiente.
Si M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionadas para calcular un
nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la
Figura 17 también se puede usar para encontrar el valor H correspondiente a .
El valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar cavitación.
√
√
125
Potencia requerida para la bomba de superficie
Con los cálculos realizados se observa que el pozo Coca-13 operando con una
presión de operación superficial de 2455 psi y produciendo 150BFPD, necesita
una bomba tipo jet con una área de tobera de 0,0100 plg2 y una área de garganta
de 0,0201 plg2, lo cual significa que la relación entre el área de la tobera y
garganta debe ser de 0,5; a su vez inyectar una tasa de fluido motriz de 991
bls/día con una bomba de superficie de 46 HP.
Comercialmente encontrar una bomba tipo jet con las áreas de tobera y garganta
mencionadas es difícil puesto que las áreas son preestablecidas, por lo que se
toman la tobera y garganta más cercanas a las necesidades y se determina la
mejor relación R para cada uno de los fabricantes. Esta selección se ilustra
continuación.
126
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA
1 0,0018 A 0,0046 DD 0,0016 0 0,0044 1 0,0024 A 0,006
2 0,003 B 0,0072 CC 0,0028 0 0,0071 2 0,0031 B 0,0077
3 0,0038 C 0,014 BB 0,0038 0 0,0104 3 0,004 C 0,01
4 0,0054 D 0,0142 A 0,0055 1 0,0143 4 0,0052 D 0,0129
5 0,0074 E 0,0187 A+ 0,0075 2 0,0189 5 0,0067 E 0,0167
6 0,0094 F 0,0239 BB 0,0095 3 0,0241 6 0,0086 F 0,0215
7 0,0108 G 0,0311 B+ 0,0109 4 0,0314 7 0,0095 G 0,0272
8 0,0122 H 0,0376 CC 0,0123 5 0,038 8 0,0136 H 0,0353
9 0,0148 I 0,0447 C+ 0,0149 6 0,0452 9 0,0181 I 0,0456
10 0,0175 J 0,0526 D 0,0177 7 0,0531 10 0,0229 J 0,0593
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA
1 0,0024 1 0,006 1 0,0024 1 0,0064
2 0,0031 2 0,0077 2 0,0031 2 0,0081
3 0,004 3 0,01 3 0,0039 3 0,0104
4 0,0052 4 0,0129 4 0,005 4 0,0131
5 0,0067 5 0,0167 5 0,0064 5 0,0167
6 0,0086 6 0,0215 6 0,0081 6 0,0212
7 0,0111 7 0,0278 7 0,0103 7 0,0271
8 0,0144 8 0,0359 8 0,0131 8 0,0346
9 0,0186 9 0,0464 9 0,0167 9 0,0441
10 0,024 10 0,0599 10 0,0212 10 0,0562
Tabla 25: Geometrías establecidas para Pozo Coca 13 .Petroamazonas, (2012)
127
4.1.6 Análisis del Pozo Coca 18
Pozo Coca 18
Datos
Pb psi 167 Qs bl/día 150
Pwh psi 100 µo cp 2,3
Pr psi 3530 µw cp 0,47
Pwf psi 1200 Tubería Producción
API 24 OD pulg 3,5
GOR pcs/bf 40 ID pulg 2,992
Prof pies 7960 Tubería de Revestimiento
ppm 140 OD pulg 7
Piny psi 3300 ID pulg 6,366
Gw psi/ft 0,4335
BSW % 16
Fw 0,16
Fo 0,84
Tabla 26: Datos de Reservorio .Petroamazonas, (2012)
El análisis para el diseño de la geometría de la bomba tipo jet del pozo Coca-18 se
realiza con el procedimiento anteriormente indicado desde la página (86 a la 106),
se resume los cálculos realizados en la tabla 26 se presentan el resumen de los
resultados obtenidos a partir del Pozo Coca-18
128
Primera Iteración
Segunda Iteración
Tercera Iteración
PT 3300 psi 3300 psi 3300 psi
M 1 0,46856665 0,47196672
Go 0,39401608 psi/pie 0,39401608 psi/pie 0,39401608 psi/pie
Gs 0,4003335 psi/pie 0,4003335 psi/pie 0,4003335 psi/pie
BT 1,03970926 1,03970926 1,03970926
QN 158,456904 bl/día 338,173675 bl/día 335,73745 bl/día
C 239,777234 239,777234 239,777234
PFN 0,41751134 psi 1,6217635 psi 1,60090996 psi
PN 6435,95046 psi 6434,74621 psi 6434,76706 psi
QD 308,456904 bl/día 488,173675 bl/día 485,73745 bl/día
GD 0,39708819 psi/día 0,39595722 psi/día 0,39596695 psi/día
FWD 0,07780666 0,04916283 0,04940941
GLR 16,3393976 10,3241946 10,3759757
mD 2,15761382 cp 2,21003202 cp 2,20958078 cp
C 2481,8174 2481,8174 2481,8174
PFD 0,16950307 psi 0,38661453 psi 0,38315873 psi
PD 3260,99149 psi 3252,20607 psi 3252,28012 psi
H 0,64913957 0,64483274 0,64486678
R 0,4 0,4 0,4
C1 0,8 0,8 0,8
C2 0,08888889 0,08888889 0,08888889
C3 0,192 0,192 0,192
C4 1,03 1,03 1,03
KTD 0,2 0,2 0,2
KN 0,03 0,03 0,03
M 0,46856665 0,47196672 0,4719398
%ERROR 113,416812 0,72040628 0,00570525
ML 0,62981419 0,62988663 0,62988538
Tabla 27. Resumen de cálculos por cada iteración para el pozo Coca 18.
.Petroamazonas, (2012)
129
Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se
puede continuar con los cálculos
( )
√
( )
( )
√
( )
Si M < no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso 24. Si
M > , entonces se tendrá problemas de cavitación, por lo que se requiere un
ajuste y continuar en el paso siguiente.
Si M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionadas para calcular un
nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la
Figura 17 también se puede usar para encontrar el valor H correspondiente a .
El valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar cavitación.
√
√
130
Potencia requerida para la bomba de superficie
Con los cálculos realizados se observa que el pozo Coca-18 operando con una
presión de operación superficial de 3300 psi y produciendo 150 BFPD, necesita
una bomba tipo jet con una área de tobera de 0,0035 plg2 y una área de garganta
de 0,0088 plg2, lo cual significa que la relación entre el área de la tobera y
garganta debe ser de 0.4; a su vez inyectar una tasa de fluido motriz de 335
bls/día con una bomba de superficie de 21 HP de potencia
Comercialmente encontrar una bomba tipo jet con las áreas de tobera y garganta
mencionadas es difícil puesto que las áreas son preestablecidas, por lo que se
toman la tobera y garganta más cercanas a las necesidades y se determina la
mejor relación R para cada uno de los fabricantes. Esta selección se ilustra en la
tabla:
131
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2)
1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006
2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077
3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01
4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129
5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167
6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215
7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272
8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353
9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456
10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593
11 0.0239 K 0.0654 E 0.0241 8 0.0661 11 0.0307 K 0.0764
12 0.0311 L 0.0796 F 0.0314 9 0.0804 12 0.0387 L 0.0989
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2)
1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064
2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081
3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104
4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131
5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167
6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212
7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271
8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346
9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441
10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562
11 0.031 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715
12 0.04 12 0.1 12 0.0346 12 0.091
Tabla 28: Geometrías establecidas para Pozo Coca 18
Petroamazonas, (2012)
132
4.1.7Análisis del Pozo Coca 19
Pozo Coca 19
Datos
Pb psi 200 Qs bl/día 500
Pwh psi 110 µo cp 2,6
Pr psi 3000 µw cp 0,47
Pwf psi 2500 Tubería Producción
API 26,4 OD pulg 3,5
GOR pcs/bf
10 ID pulg 2,992
Prof pies 9580 Tubería de
Revestimiento
ppm 1750 OD pulg 7
Piny psi 3300 ID pulg 6,366
Gw psi/ft 0,434
BSW % 19
Fw 0,19
Fo 0,81
Tabla 29: Datos de Reservorio Petroamazonas, (2012)
El análisis para el diseño de la geometría de la bomba tipo jet del pozo Coca-19 se
realiza con el procedimiento anteriormente indicado desde la página (86 a la 106),
se resume los cálculos realizados en la tabla 29 se presentan el resumen de los
resultados obtenidos a partir del Pozo Coca-18
133
Primera Iteración
Segunda Iteración
Tercera Iteración
PT 3300 psi 3300 psi 3300 psi
M 1 0,74172219 0,7456851
Go 0,38802723 psi/pie 0,38802723 psi/pie 0,38802723 psi/pie
Gs 0,39676206 psi/pie 0,39676206 psi/pie 0,39676206 psi/pie
BT 1,00300687 1,00300687 1,00300687
QN 512,792709 bl/día 691,354144 bl/día 687,679975 bl/día
C 239,777234 239,777234 239,777234
PFN 4,16871599 psi 7,11656521 psi 7,04900841 psi
PN 7013,13217 psi 7010,18432 psi 7010,25188 psi
QD 1012,79271 bl/día 1191,35414 bl/día 1187,67998 bl/día
GD 0,39233948 psi/día 0,39169316 psi/día 0,3917045 psi/día
FWD 0,09380004 0,07974119 0,07998788
GLR 3,99884395 3,39949294 3,4100095
mD 2,40020591 cp 2,43015126 cp 2,42962582 cp
C 2218,23278 2218,23278 2218,23278
PFD 1,93807509 psi 2,59517773 psi 2,58081058 psi
PD 3870,55029 psi 3865,01561 psi 3865,10989 psi
H 0,43612238 0,43400394 0,4340376
R 0,3 0,3 0,3
C1 0,6 0,6 0,6
C2 0,07346939 0,07346939 0,07346939
C3 0,108 0,108 0,108
C4 1,03 1,03 1,03
KTD 0,2 0,2 0,2
KN 0,03 0,03 0,03
M 0,74172219 0,7456851 0,74562207
%ERROR 34,8213678 0,53144528 0,0084536
ML 1,5231269 1,52362457 1,52361316
Tabla 30. Resumen de cálculos por cada iteración para el pozo Coca-19 Petroamazonas, (2012)
134
Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se
puede continuar con los cálculos
( )
√
( )
( )
√
( )
Si M < no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso 24. Si
M > , entonces se tendrá problemas de cavitación, por lo que se requiere un
ajuste y continuar en el paso siguiente.
Si M = y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionadas para calcular un
nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la
Figura 17 también se puede usar para encontrar el valor H correspondiente a .
El valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar cavitación.
√
√
135
Potencia requerida para la bomba de superficie
Con los cálculos realizados se observa que el pozo Coca-19 operando con una
presión de operación superficial de 3300 psi y produciendo 500 BFPD, necesita
una bomba tipo jet con una área de tobera de 0.0077 plg2 y una área de garganta
de 0.0258 plg2, lo cual significa que la relación entre el área de la tobera y
garganta debe ser de 0.3; a su vez inyectar una tasa de fluido motriz de 687
bls/día con una bomba de superficie de 43 HP de potencia
Comercialmente encontrar una bomba tipo jet con las aéreas de tobera y garganta
mencionadas es difícil puesto que las áreas son preestablecidas, por lo que se
toman la tobera y garganta más cercanas a las necesidades y se determina la
mejor relación R para cada uno de los fabricantes. Esta selección se ilustra en la
tabla:
136
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg
2) DENOM. AREA (plg
2) DENOM. AREA (plg
2) DENOM. AREA (plg
2) DENOM. AREA (plg
2)
1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006
2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077
3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01
4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129
5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167
6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215
7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272
8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353
9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456
10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2) DENOM. AREA (plg2)
1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064
2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081
3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104
4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131
5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167
6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212
7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271
8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346
9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441
10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562
Tabla 31: Geometrías establecidas para Pozo Coca 19
Petroamazonas, (2012)
137
4.2. OPTIMIZACIÓN DE LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA
HIDRÁULICA TIPO JET MEDIANTE EL PROGRAMA OILWELL
4.2.1 Análisis de pozo Coca 01-BT, Histórico de producción.
A continuación se tomara la información del histórico de producción, y se lo
representa en el gráfico 3 y 4 para una mejor visualización con respecto al tiempo
así como su presión de inyección con sus respectivos barriles de inyección.
Grafico 3: Histórico de producción Coca 01-BT
Petroamazonas EP (2012),
Grafico 4: Presión de inyección vs BFPD inyección Petroamazonas EP (2012),
0
50
100
150
200
250
300
19-a
br-
01
01-s
ep-0
2
14-e
ne
-04
28-m
ay-0
5
10-o
ct-0
6
22-f
eb-0
8
06-j
ul-
09
18-n
ov-
10
01-a
br-
12
PR
OD
UC
CIÓ
N (
BFP
D)
AÑOS
HISTORICO DE PRODUCCIÓN COCA 01-BT
BFPD
Tendencia
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
19-a
br-
01
01-s
ep-0
2
14-e
ne-
04
28-m
ay-0
5
10-o
ct-0
6
22-f
eb-0
8
06-j
ul-
09
18-n
ov-
10
01-a
br-
12
AÑOS
Presion de Inyección vs BFPD inyeccion
Piny
BFPD iny
138
4.2.1.2 Datos de reservorio Coca 01 - BT
Estos datos son tomados en base al último Build-up registrado para la arena BT
en Enero del 2007, análisis del potencial del pozo, completaciónes del pozo Coca
01 y análisis en laboratorio.
Pozo Coca 01 Datos
Pb psi 302 Qs bl/día 200
Pwh psi 50 µo cp 5.3
Pr psi 541 µw cp 1
Pwf psi 218 Tubería Producción
API 17.3 OD pulg 2,8750 GOR pcs/bf 30 ID pulg 2,441
Prof pies 8231 Tubería de Revestimiento
ppm 8200 OD pulg 5 1/2
Piny psi 3400 ID pulg 4,892
Gw psi/ft 0.436 BSW % 27 Fw 0.27 Fo 0.73
Tabla 32: Datos de Reservorio Coca 01-BT.
Petroamazonas EP, (2012)
4.2.1.3 Análisis del pozo Coca 01 - BT mediante el programa OILWELL
Para la selección de la bomba se aplicara el software de la compañía OILWELL,
un programa de cómputo muy versátil y amigable que permite simular o realizar
ejercicios para con varios set de datos de yacimientos y completación de pozos.
Como primer paso se debe llenar la primera pantalla con información general del
pozo, datos de profundidad de tubería y asentamiento de la bomba, tamaño y
profundidad del casing de producción, caudal y presión de fondo fluyente
deseados, propiedades del fluido producido e inyectado, presión de bomba
máxima permisible, presión de cabeza, y definir algunos criterios operativos
considerados como banderas.
139
La pantalla 1 (figura 20) muestra el ingreso de la información antes descrita y que
permite continuar con el siguiente paso del programa.
Figura 20: Pantalla 1, Información General Coca 01. OILWELL, 2010
La pantalla 2 (figura 21) corresponde a la definición de cuatro banderas o
instrucciones que definen lo siguiente:
1. El cálculo de la presión de bomba será realizado usando la presión de
intake o presión de fondo fluyente.
2. El cálculo de presión de descarga es realizado con gas.
3. Se tiene instalada una bomba jet en el fondo del pozo.
4. El sistema de fluido es abierto.
140
Figura 21: Pantalla 2, Instrucciones definidas en el programa OILWELL, 2010
Luego el programa despliega una lista de geometrías de bombas (Pantalla 3 –
Figura 22) que se ajustan a las condiciones ingresadas en la pantalla 1 tomando
en consideración los criterios definidos en la pantalla 1 y 2. En la pantalla 3 se
tiene el área mínima de la garganta que evitara su cavitación y en la tabla inferior
la posible combinación de tamaños de bombas tomando encuentra el tamaño
mínimo de la garganta mencionado anteriormente.
141
Figura 22: Pantalla 3, Lista de geometrías de Bomba Jet OILWELL, 2010
De la lista presentada anteriormente, se realiza corridas para determinar cuál es la
bomba que mejor se ajusta a las condiciones deseadas y que cumple con las
condiciones operativas o disponibles de las instalaciones del sistema.
La pantalla 3 (figura 22) muestra el ingreso (0.0181/0.0353) que nos da una (9.H),
a ser corrida en el programa para obtener el resultado de los parámetros con los
que trabajaría de ser corrida en el pozo. En la parte superior se ingresa el tamaño
de la bomba, en la parte inferior se muestra el área de flujo de la garganta, el área
de flujo anular.
142
La pantalla 4 (figura 23) despliega los parámetros operativos de las bombas que
han sido pre-seleccionadas. Entre los parámetros operativos se tienen: tamaño de
la bomba, presión de trabajo, volumen de fluido motriz, potencia requerida por la
bomba, producción deseada, presión de succión y producción máxima posible.
Figura 23: Pantalla 4, Parámetros operativos de la bomba Jet pre- Seleccionadas
OILWELL, (2010)
Es necesario ingresar algunos datos de yacimiento como la presión de formación,
datos de caudal y presión de fondo fluyente de una prueba de producción para
establecer la curva de comportamiento IPR del pozo.
Además, se debe ingresar incrementos de presión de bomba así como
incrementos de producción para la construcción de la curva del pozo. La pantalla 5
(figura 24) muestra el registro de los datos mencionados anteriormente.
143
Figura 24: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo OILWELL, (2010)
Figura 25: Pantalla 5, Curva IPR del pozo OILWELL, (2010)
144
4.2.1.4 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación.
Escenario actual
PRODUCCIÓN REAL
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
125 100 25 20 3300 1452 80 8H
Escenario propuesto.
PRODUCCIÓN PROPUESTA
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
200 160 40 20 2290 1019.16 65 9H
Balance.
Ganancia de
Producción (BPPD)
Incremento de de la presión
Piny (psi)
Ahorro de potencia
(HP)
Ahorro de fluido motriz (BFPD)
60 -1000 15 433
145
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA
1 0,0018 A 0,0046 DD 0,0016 0 0,0044 1 0,0024 A 0,006
2 0,003 B 0,0072 CC 0,0028 0 0,0071 2 0,0031 B 0,0077
3 0,0038 C 0,014 BB 0,0038 0 0,0104 3 0,004 C 0,01
4 0,0054 D 0,0142 A 0,0055 1 0,0143 4 0,0052 D 0,0129
5 0,0074 E 0,0187 A+ 0,0075 2 0,0189 5 0,0067 E 0,0167
6 0,0094 F 0,0239 BB 0,0095 3 0,0241 6 0,0086 F 0,0215
7 0,0108 G 0,0311 B+ 0,0109 4 0,0314 7 0,0095 G 0,0272
8 0,0122 H 0,0376 CC 0,0123 5 0,038 8 0,0136 H 0,0353
9 0,0148 I 0,0447 C+ 0,0149 6 0,0452 9 0,0181 I 0,0456
10 0,0175 J 0,0526 D 0,0177 7 0,0531 10 0,0229 J 0,0593
11 0,0239 K 0,0654 E 0,0241 8 0,0661 11 0,0307 K 0,0764
12 0,0311 L 0,0796 F 0,0314 9 0,0804 12 0,0387 L 0,0989
13 0,045 M 0,0957 G 0,0452 10 0,0962 13 0,0498 M 0,1242
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA
1 0,0024 1 0,006 1 0,0024 1 0,0064
2 0,0031 2 0,0077 2 0,0031 2 0,0081
3 0,004 3 0,01 3 0,0039 3 0,0104
4 0,0052 4 0,0129 4 0,005 4 0,0131
5 0,0067 5 0,0167 5 0,0064 5 0,0167
6 0,0086 6 0,0215 6 0,0081 6 0,0212
7 0,0111 7 0,0278 7 0,0103 7 0,0271
8 0,0144 8 0,0359 8 0,0131 8 0,0346
9 0,0186 9 0,0464 9 0,0167 9 0,0441
10 0,024 10 0,0599 10 0,0212 10 0,0562
11 0,031 11 0,0774 11 0,0271 11 0,0715
12 0,04 12 0,1 12 0,0346 12 0,091
13 0,0517 13 0,1242 13 0,0441 13 0,1159
Tabla 33: Geometrías establecidas para Pozo Coca 01
Petroamazonas EP, (2012)
146
4.2.2 Análisis de pozo Coca 07- HS Histórico de producción
A continuación se tomara la información del histórico de producción, y se lo
representa en el grafico 5 - 6 para una mejor visualización con respecto al tiempo
así como su presión de inyección con sus respectivos barriles de inyección.
Grafico 5: Histórico de producción Coca 07-HS
Petroamazonas EP (2012),
Grafico 6: Presión de inyección vs BFPD inyección
Petroamazonas EP (2012),
0
100
200
300
400
500
02-feb-06 28-abr-07 21-jul-08 14-oct-09 07-ene-11 01-abr-12
Pro
du
cció
n (
BFP
D)
AÑOS
HISTORICO DE PRODUCCIÓN COCA 07-HS
BFPD
Tendencia
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
02-feb-06 28-abr-07 21-jul-08 14-oct-09 07-ene-11 01-abr-12 Años
Presión de inyección vs BFPD inyección
Piny
BFPD iny
147
4.2.2.1 Datos de reservorio Coca 07 - HS
Estos datos son tomados en base al último Build-up registrado para la arena HS
el 22 de Marzo del 2004, análisis del potencial del pozo, completaciónes del pozo
Coca 07 y análisis en laboratorio.
Pozo Coca 07 Datos
Pb psi 264 Qs bl/día 350
Pwh psi 45 µo cp 2
Pr psi 2977 µw cp 0,4
Pwf psi 420 Tubería Producción
API 26 OD pulg 4,0000
GOR pcs/bf 60 ID pulg 3,476
Prof pies 8063 Tubería de Revestimiento
ppm 300 OD pulg 7
Piny psi 3500 ID pulg 6,366
Gw psi/ft 0,4336 BSW % 86,3 Fw 0,863 Fo 0,137
Tabla 34: Datos de Reservorio Coca 07 HS Petroamazonas EP, (2012)
4.2.2.2Análisis del pozo Coca 07 - HS mediante el programa OILWELL
A continuación ingresamos los datos que se encuentran en la tabla 34 dentro del
programa para poder simular (Figura 27), se escoge diferentes bombas jet hasta
ajustar a las condiciones establecidas, con diferentes bombas jet pre-
seleccionadas, tomamos la bomba (0,01816/0,03632) que nos da una bomba 9,H
de la compañía Oilwell ya que esta se ajusta a las condiciones actuales del pozo.
148
Figura 26: Pantalla 1, Información General Coca 07 OILWELL, (2010)
Figura 27: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas OILWELL, (2010)
Una vez tomada la bomba seleccionada (figura 25) se ingresa los datos Presión
de reservorio, presión de fondo fluyente, caudal deseado e incrementos de
presión y caudal en la pantalla 5 (figura 26) para poder simular la curva del IPR y
determinar la presión óptima. (Figura 27).
149
Figura 28: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo
OILWELL, (2010)
Figura 29: Pantalla 5, Curva IPR del pozo OILWELL, (2010)
150
4.2.2.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación.
Escenario actual
PRODUCCION REAL
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
350 47.95 302.05 86.3 3200 1863 130 10H
Escenario propuesto.
PRODUCCION REAL
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
350 47.95 302.05 86.3 2754 1782 93 9H
Balance.
Ganancia de
Producción (BPPD)
Incremento de de la presion
Piny (psi)
Ahorro de potencia
(HP)
Ahorro de fluido motriz (BFPD)
0 -446 0 81
151
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2)
1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006
2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077
3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01
4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129
5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167
6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215
7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272
8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353
9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456
10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2)
1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064
2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081
3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104
4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131
5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167
6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212
7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271
8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346
9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441
10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562
Tabla 35: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-07 HS
Petroamazonas EP, (2012)
152
4.2.3 Análisis de pozo Coca 08 - BT Histórico de producción
A continuación se tomara la información del histórico de producción, y se lo
representa en el gráfico 7 - 8 para una mejor visualización con respecto al tiempo
así como su presión de inyección con sus respectivos barriles de inyección.
Grafico 7: Histórico de producción Coca 08-BT
Petroamazonas EP (2012)
Grafico 8: Presión de inyección vs BFPD inyección
Petroamazonas EP (2012)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
19-a
br-
01
01-s
ep-0
2
14-e
ne-
04
28-m
ay-0
5
10
-oct
-06
22-f
eb-0
8
06
-ju
l-0
9
18-n
ov-
10
01-a
br-
12
PR
OD
UC
CIÓ
N (
BFP
D)
Años
HISTORICO DE PRODUCCIÓN COCA 08-BT
BFPD
Potencial (BFPD)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
06-dic-99 01-sep-02 28-may-05 22-feb-08 18-nov-10 14-ago-13 Años
Presión de inyección vs BFPD de inyección
Piny
BFPDiny
153
4.2.3.1 Datos de reservorio Coca 08 - BT
Estos datos son tomados en base al último Build-up registrado para la arena BT
el 06 de Diciembre del 2004, análisis del potencial del pozo, completaciónes del
pozo Coca 08 y análisis en laboratorio.
Pozo Coca 08
Datos
Pb psi 403 Qs bl/día 150
Pwh psi 142 µo cp 2,6
Pr psi 622 µw cp 0,47
Pwf psi 220 Tubería Producción
API 21,5 OD pulg 3,5
GOR pcs/bf 50 ID pulg 2,992
Prof pies 8171 Tubería de Revestimiento
ppm 10600 OD pulg 9 5/8
Piny psi 2500 ID pulg 8,755
Gw psi/ft 0,4367
BSW % 65
Fw 0,65
Fo 0,35
Tabla 36: Datos de Reservorio Coca 08 BT
Petroamazonas EP, (2012)
4.2.3.2 Análisis del pozo Coca 08 - BT mediante el programa OILWELL
A continuación ingresamos los datos que se encuentran en la tabla 36 dentro del
programa para poder simular (Figura 30), se escoge diferentes bombas jet hasta
ajustar a las condiciones establecidas, con diferentes bombas jet pre-
seleccionadas, tomamos la bomba (0,0136/0,0272) que nos da una bomba 8,G
de la compañía Oilwell ya que esta se ajusta a las condiciones actuales del pozo.
154
Figura 30: Pantalla 1, Información General Coca 08 OILWELL, (2010)
Figura 31: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas
OILWELL, (2010)
Una vez tomada la bomba seleccionada (figura 31) se ingresa los datos Presión
de reservorio, presión de fondo fluyente, caudal deseado he incrementos de
presión y caudal en la pantalla 5 (figura 32) para poder simular la curva del IPR y
determinar la presión optima
155
Figura 32: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo OILWELL, (2010)
Figura 33: Curva IPR del pozo OILWELL, (2010)
156
4.2.3.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación.
Escenario actual
PRODUCCION REAL
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
125 44 81.25 65 2300 1590 80 D5
Escenario propuesto.
PRODUCCION PROPUESTA
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
150 53 97.5 65 2500 1300 55 8G
Balance.
Ganancia
de Producción
(BPPD)
Incremento de de la presion
Piny (psi)
Ahorro de potencia
(HP)
Ahorro de fluido motriz (BFPD)
9 200 25 290
157
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2)
1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006
2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077
3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01
4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129
5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167
6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215
7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272
8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353
9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456
10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593
11 0.0239 K 0.0654 E 0.0241 8 0.0661 11 0.0307 K 0.0764
12 0.0311 L 0.0796 F 0.0314 9 0.0804 12 0.0387 L 0.0989
13 0.045 M 0.0957 G 0.0452 10 0.0962 13 0.0498 M 0.1242
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA FABRICANTES BOMBA
DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) SERTECPET - CLAW 9.G
1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064 BLADER - GUIBERSON C+.4
2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081 OILWELL 8.G
3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104 KOBE 8.7
4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131 NATIONAL-OLIMASTER 9.8
5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167
6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212
7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271
8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346
9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441
10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562
11 0.031 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715
12 0.04 12 0.1 12 0.0346 12 0.091
13 0.0517 13 0.1242 13 0.0441 13 0.1159
Tabla 37: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-08 B
Petroamazonas EP, (2012)
158
4.2.4. Análisis de pozo Coca 12 - HS Histórico de producción
A continuación se tomara la información del histórico de producción, y se lo
representa en el gráfico 9 – 10 para una mejor visualización con respecto al
tiempo así como su presión de inyección con sus respectivos barriles de
inyección.
Grafico 9: Histórico de producción Coca 12-HS
Petroamazonas EP (2012)
Grafico 10: Presión de inyección vs BFPD inyección
Petroamazonas EP (2012)
0
200
400
600
800
1000
01-oct-00 01-sep-02 01-ago-04 02-jul-06 01-jun-08 02-may-10 01-abr-12
Pro
du
cció
n (
BFP
D)
Años
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN COCA 12 - HS
BFPD
Potencial (BFPD)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
01-oct-00 01-sep-02 01-ago-04 02-jul-06 01-jun-08 02-may-10 01-abr-12Años
Presión de inyección vs BFPD inyección
Piny
BFPDiny
159
4.2.4.1 Datos de reservorio Coca 12 - HS
Estos datos son tomados en base al último Build-up registrado para la arena HS
el 29 de Septiembre del 2005, análisis del potencial del pozo, completaciónes del
pozo Coca 12 y análisis en laboratorio.
Pozo Coca 12
Datos
Pb psi 721 Qs bl/día 300
Pwh psi 50 µo cp 2,5
Pr psi 3000 µw cp 0,47
Pwf psi 600 Tubería Producción
API 26,2 OD pulg 3,5
GOR pcs/bf 60 ID pulg 2,992
Prof pies 8158 Tubería de Revestimiento
ppm 410 OD pulg 7
Piny psi 3100 ID pulg 6,366
Gw psi/ft 0,4336
BSW % 50,2
Fw 0,502
Fo 0,498
Tabla 38: Datos de Reservorio Coca 12 HS
Petroamazonas EP, (2012)
4.2.4.2 Análisis del pozo Coca 12 - HS mediante el programa OILWELL
A continuación ingresamos los datos que se encuentran en la tabla 38 dentro del
programa para poder simular (Figura 35), se escoge diferentes bombas jet hasta
ajustar a las condiciones establecidas, se presentan los valores simulados con
diferentes bombas jet pre-seleccionadas, tomamos la bomba (0,0136/0,0272) que
nos da una bomba 8G de la compañía Oilwell ya que esta se ajusta a las
condiciones actuales del pozo.
160
Figura 34: Pantalla 1, Información General Coca 12
OILWELL, (2010)
Figura 35: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas OILWELL, (2010)
161
Una vez tomada la bomba seleccionada (figura 35) se ingresa los datos Presión
de reservorio, presión de fondo fluyente, caudal deseado he incrementos de
presión y caudal en la pantalla 5 (figura 36) para poder simular la curva del IPR y
determinar la presión optima (figura 37).
Figura 36: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo
OILWELL, (2010)
Figura 37: Curva IPR del pozo
OILWELL, (2010)
162
4.2.4.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación.
Escenario actual
PRODUCCIÓN REAL
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
175 87 88 50.2 3200 1461 80 9H
Escenario propuesto.
PRODUCCIÓN PROPUESTA
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
300 149 151 50.2 3100 1312 67 8G
Balance.
Ganancia de
Producción (BPPD)
Incremento de de la presión
Piny (psi)
Ahorro de potencia
(HP)
Ahorro de fluido motriz (BFPD)
62 -100 13 149
163
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2)
1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006
2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077
3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01
4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129
5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167
6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215
7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272
8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353
9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456
10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2)
1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064
2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081
3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104
4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131
5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167
6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212
7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271
8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346
9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441
10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562
Tabla 39: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-12 HS Petroamazonas EP, (2012)
164
4.2.5 Análisis de pozo Coca 13 - HS Histórico de producción
A continuación se toma la información del histórico de producción, y se lo
representa en el gráfico 11 – 12 para una mejor visualización con respecto al
tiempo así como su presión de inyección con sus respectivos barriles de
inyección.
Grafico 11: Histórico de producción Coca 13-HS
Petroamazonas EP (2012)
Grafico 12: Presión de inyección vs BFPD inyección
Petroamazonas EP (2012)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
19-abr-01 01-sep-02 14-ene-04 28-may-05 10-oct-06 22-feb-08 06-jul-09 18-nov-10 01-abr-12
Pro
du
cció
n (
BFP
D)
Años
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN COCA 13
BFPD
Potencial (BFPD)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
19-abr-01 01-sep-02 14-ene-04 28-may-05 10-oct-06 22-feb-08 06-jul-09 18-nov-10 01-abr-12 Años
Piny
BFPD iny
165
4.2.5.1 Datos de reservorio Coca 13 - HS
Estos datos son tomados en base al último Build-up registrado para la arena U el
21 de Diciembre del 2001, análisis del potencial del pozo, completaciónes del
pozo Coca 13 y análisis en laboratorio.
Pozo Coca 13
Datos
Pb psi 1010 Qs bl/día 150
Pwh psi 200 µo cp 2,3
Pr psi 1800 µw cp 0,47
Pwf psi 300 Tubería Producción
API 21 OD pulg 3,5
GOR pcs/bf 45 ID pulg 2,992
Prof pies 8936 Tubería de Revestimiento
ppm 0 OD pulg 7
Piny psi 3000 ID pulg 6,366
Gw psi/ft 0,4335
BSW % 16
Fw 0,16
Fo 0,84
Tabla 40: Datos de Reservorio Coca 13 HS.
Petroamazonas EP, (2012)
4.2.5.2 Análisis del pozo Coca 13 - HS mediante el programa OILWELL
A continuación ingresamos los datos que se encuentran en la tabla 40 dentro del
programa para poder simular (Figura 39), se escoge diferentes bombas jet hasta
ajustar a las condiciones establecidas, se presentan los valores simulados con
diferentes bombas jet pre-seleccionadas, tomamos la bomba (0,095/0,0215) que
nos da una bomba 7F de la compañía Oilwell ya que esta se ajusta a las
condiciones actuales del pozo.
166
Figura 38: Pantalla 1, Información General Coca 13 OILWELL, (2010)
Figura 39: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas OILWELL, (2010)
Una vez tomada la bomba seleccionada (figura 39) se ingresa los datos Presión
de reservorio, presión de fondo fluyente, caudal deseado e incrementos de presión
y caudal en la pantalla 5 (figura 40) para poder simular la curva del IPR y
determinar la presión óptima (figura 41).
167
Figura 40: Datos para calcular la curva IPR del pozo OILWELL, (2010)
Figura 41: Curva IPR del pozo
OILWELL, (2010)
168
4.2.5.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación.
Escenario actual
PRODUCCIÓN REAL
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
95 80 15 16 3500 1518 95 C+5
Escenario propuesto.
PRODUCCIÓN PROPUESTA
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
150 126 24 16 3000 987 54 7F
Balance.
Ganancia
de Producción
(BPPD)
Incremento de de la presión
Piny (psi)
Ahorro de potencia
(HP)
Ahorro de fluido motriz (BFPD)
46 -500 41 531
169
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2) DENOM. AREA(plg
2)
1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006
2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077
3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01
4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129
5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167
6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215
7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272
8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353
9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456
10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593
11 0.0239 K 0.0654 E 0.0241 8 0.0661 11 0.0307 K 0.0764
12 0.0311 L 0.0796 F 0.0314 9 0.0804 12 0.0387 L 0.0989
13 0.045 M 0.0957 G 0.0452 10 0.0962 13 0.0498 M 0.1242
KOBE NATIONAL-OLIMASTER FABRICANTES BOMBA
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA SERTECPET - CLAW 7F
DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) BLADER - GUIBERSON BB3
1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064 OILWELL 7F
2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081 KOBE 76
3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104 NATIONAL-OLIMASTER 77
4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131
5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167
6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212
7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271
8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346
9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441
10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562
11 0.031 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715
12 0.04 12 0.1 12 0.0346 12 0.091
13 0.0517 13 0.1242 13 0.0441 13 0.1159
Tabla 41: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-13 HS
Petroamazonas EP, (2012)
170
4.2.6 Análisis de pozo Coca 18 - HS Histórico de producción
A continuación se toma la información del histórico de producción, y se lo
representa en el gráfico 13 – 14 para una mejor visualización con respecto al
tiempo así como su presión de inyección con sus respectivos barriles de
inyección.
Grafico 13: Histórico de producción Coca 18-HS
Petroamazonas EP (2012),
Grafico 14: Presión de inyección vs BFPD inyección
Petroamazonas EP (2012)
0
200
400
600
800
1000
1200
10-ago-10 18-nov-10 26-feb-11 06-jun-11 14-sep-11 23-dic-11 01-abr-12
Pro
du
cció
n (
BFP
D)
Años
HISTORICO DE PRODUCCIÓN COCA 18-HS
BFPD
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
10-ago-10 18-nov-10 26-feb-11 06-jun-11 14-sep-11 23-dic-11 01-abr-12Años
Presion de inyección vs BFPD iny
Piny
BFPD iny
171
4.2.6.1 Datos de reservorio Coca 18 - HS
Estos datos son tomados en base al último Build-up registrado para la arena HS
el 09 de Diciembre del 2010, análisis del potencial del pozo, completaciones del
pozo Coca 18 y análisis en laboratorio.
Pozo Coca 18
Datos
Pb psi 167 Qs bl/día 150
Pwh psi 100 µo cp 2,3
Pr psi 3530 µw cp 0,47
Pwf psi 1200 Tubería Producción
API 24 OD pulg 3,5
GOR pcs/bf 40 ID pulg 2,992
Prof pies 7960 Tubería de Revestimiento
ppm 140 OD pulg 7
Piny psi 3300 ID pulg 6,366
Gw psi/ft 0,4335
BSW % 16
Fw 0,16
Fo 0,84
Tabla 42: Datos de Reservorio Coca 18 HS Petroamazonas EP, (2012)
4.2.6.2 Análisis del pozo Coca 18 - HS mediante el programa OILWELL
A continuación ingresamos los datos que se encuentran en la tabla 42 dentro del
programa para poder simular, se escoge diferentes bombas jet hasta ajustar a las
condiciones establecidas, con diferentes bombas jet pre-seleccionadas, tomamos
la bomba (0,004/0,0129) que nos da una bomba 4C de la compañía Oilwell ya
que esta se ajusta a las condiciones actuales del pozo.
172
Figura 42: Pantalla 1, Información General Coca 18 OILWELL, (2010)
Figura 43: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas OILWELL, (2010)
Una vez tomada la bomba seleccionada (figura 43) se ingresa los datos Presión
de reservorio, presión de fondo fluyente, caudal deseado e incrementos de presión
y caudal en la pantalla 5 (figura 44) para poder simular la curva del IPR y
determinar la presión óptima (figura 45).
173
Figura 44: Datos para calcular la curva IPR del pozo
OILWELL, (2010)
Figura 45: Curva IPR del pozo OILWELL, (2010)
174
4.2.6.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación.
Escenario actual
PRODUCCION REAL
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
144 120 23 16 3300 745 59 5E
Escenario propuesto.
PRODUCCION PROPUESTA
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
150 126 24 16 3300 383 24 4C
Balance.
Ganancia
de Producción
(BPPD)
Incremento de de la presión
Piny (psi)
Ahorro de potencia
(HP)
Ahorro de fluido motriz (BFPD)
6 0 35 362
175
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2)
1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006
2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077
3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01
4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129
5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167
6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215
7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272
8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353
9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456
10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593
11 0.0239 K 0.0654 E 0.0241 8 0.0661 11 0.0307 K 0.0764
12 0.0311 L 0.0796 F 0.0314 9 0.0804 12 0.0387 L 0.0989
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2)
1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064
2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081
3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104
4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131
5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167
6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212
7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271
8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346
9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441
10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562
11 0.031 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715
12 0.04 12 0.1 12 0.0346 12 0.091
Tabla 43: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-18 HS
Petroamazonas EP, (2012)
176
4.2.7 Análisis de pozo Coca 19-HS Histórico de producción
A continuación se toma la información del histórico de producción, y se lo
representa en el gráfico 15 – 16 para una mejor visualización con respecto al
tiempo así como su presión de inyección con sus respectivos barriles de
inyección.
Grafico 15: Histórico de producción Coca 19-HS
Petroamazonas EP (2012)
Grafico 16: Presión de inyección vs BFPD inyección
Petroamazonas EP (2012)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
01-sep-02 14-ene-04 28-may-05 10-oct-06 22-feb-08 06-jul-09 18-nov-10 01-abr-12
Pro
du
cció
n (
BFP
D)
Años
HISTORICO DE PRODUCCIÓN COCA 19-HS
BFPD
Potencial (BFPD)
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
01-sep-02 14-ene-04 28-may-05 10-oct-06 22-feb-08 06-jul-09 18-nov-10 01-abr-12
Años
Piny
BFPD iny
177
4.2.7.1 Datos de reservorio Coca 19 - HS
Estos datos son tomados en base al último Build-up registrado para la arena HS
el 04 de Junio del 2006, análisis del potencial del pozo, completaciónes del pozo
Coca 19 y análisis en laboratorio.
Pozo Coca 19
Datos
Pb psi 200 Qs bl/día 500
Pwh psi 110 µo cp 2,6
Pr psi 3000 µw cp 0,47
Pwf psi 2500 Tubería Producción
API 26,4 OD pulg 3,5
GOR pcs/bf
10 ID pulg 2,992
Prof pies 9580 Tubería de
Revestimiento
ppm 1750 OD pulg 7
Piny psi 3300 ID pulg 6,366
Gw psi/ft 0,434
BSW % 19
Fw 0,19
Fo 0,81
Tabla 44: Datos de Reservorio Coca 19 HS Petroamazonas EP, (2012)
4.2.7.2 Análisis del pozo Coca 19 - HS mediante el programa OILWELL
A continuación ingresamos los datos que se encuentran en la tabla 44 dentro del
programa para poder simular, se escoge diferentes bombas jet hasta ajustar a las
condiciones establecidas, con diferentes bombas jet pre-seleccionadas, tomamos
la bomba (0,0181/0,0456) que nos da una bomba 10I de la compañía Oilwell ya
que esta se ajusta a las condiciones actuales del pozo.
178
Figura 46: Pantalla 1, Información General Coca 19 OILWELL, (2010)
Figura 47: Parámetros operativos de la bomba Jet pre-seleccionadas OILWELL, (2010)
179
Una vez tomada la bomba seleccionada (figura 45) se ingresa los datos Presión
de reservorio, presión de fondo fluyente, caudal deseado e incrementos de presión
y caudal en la pantalla 5 (figura 46) para poder simular la curva del IPR y
determinar la presión óptima (figura 47).
Figura 48: Pantalla 5, Datos para calcular la curva IPR del pozo OILWELL, (2010)
Figura 49: Curva IPR del pozo OILWELL, (2010)
180
4.2.7.3 Análisis de los escenarios con respecto al programa de simulación.
Escenario actual
PRODUCCION REAL
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP) Bomba Jet
140 113.4 26.6 19 3000 2034 145 10I
Escenario propuesto.
PRODUCCION PRPOPUESTA
BFPD BPPD BAPD BSW % Piny (psi) BFPD iny
Potencia (HP)
Bomba Jet
500 405 95 19 3300 770.00 48 6H
Balance.
Ganancia de
Producción (BPPD)
Incremento de de la presion
Piny (psi)
Ahorro de potencia
(HP)
Ahorro de fluido motriz (BFPD)
292 300 97 1264
181
SERTECPET - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2)
1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 0 0.0044 1 0.0024 A 0.006
2 0.003 B 0.0072 CC 0.0028 0 0.0071 2 0.0031 B 0.0077
3 0.0038 C 0.014 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.004 C 0.01
4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129
5 0.0074 E 0.0187 A+ 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167
6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215
7 0.0108 G 0.0311 B+ 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272
8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.038 8 0.0136 H 0.0353
9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456
10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593
KOBE NATIONAL-OLIMASTER
NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA
DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2) DENOM. AREA(plg2)
1 0.0024 1 0.006 1 0.0024 1 0.0064
2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081
3 0.004 3 0.01 3 0.0039 3 0.0104
4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131
5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167
6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212
7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271
8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346
9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441
10 0.024 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562
Tabla 45: Diseño de geometrías por fabricante para el pozo Coca-19 HS
Petroamazonas EP, (2012)
182
4.3 Análisis de resultados. Luego de realizar el análisis de los pozos con sistema de bombeo hidráulico en el
Campo Coca, se presentan el consolidado de valores obtenidos del análisis
matemático y la corrida con el programa Oil-Well comparados los 2 a la vez, y la
propuesta realizada para incrementar la producción, en la tabla 46 se presenta la
comparación entre las bombas y los parámetros de operación de trabajo actuales
con los cálculos realizados y con la corrida del programa se observa que hay
bombas sobredimensionadas puesto que están utilizando gran cantidad de fluido
motriz mayor a la necesaria para la producción actual. Con la propuesta
presentada se obtienen parámetros de trabajo de mayor eficiencia, porque la
geometría calculada da como resultado la utilización de menor caudal de fluido
motriz, incrementado en la producción y mayor eficiencia con las bombas
sugeridas.
Las geometrías de bombas escogidas en las tablas 33, 35, 37, 39, 41, 43, 45, para
los pozos operados por bombeo hidráulico tipo jet señalan la mejor opción por
fabricante en relación al menor caudal de fluido motriz requerido para obtener el
caudal de producción propuesto, esto se resume en la tabla 46.
En la gráfica 17 se puede observar la reducción del caudal de fluido motriz y su
ahorro con el cambio de geometría propuesto y en la gráfica 18 se observa el
aumento en el caudal de producción que se obtendrá y en la gráfica 19 se observa
la disminución de potencia en superficie.
183
ESTADO ACTUAL ESCENARIO PROPUESTO (ANALISIS MATEMATICO) ESCENARIO PROPUESTO (PROGRAMA OIL-WELL)
POZOS BPPD BFPD iny Potencia (HP) Bomba BPPD BFPD iny Potencia (HP) Bomba BPPD BFPD iny Potencia (HP) Bomba
COCA-001 100 1452 80 9H 160 1019 65 8H 160 1405 83 8H
COCB-002 156 813 75 Pistón 156 813 75 Pistón 156 813 75 Pistón
COCC-004 237 1133 75 Pistón 237 1133 75 Pistón 237 1133 75 Pistón
COCE-007 43 1414 85 9H 48 1211 80 8H 48 1405 89 8H
COCF-008 24 1510 79 D5 53 1179 56 8G 53 1329 59 8G
COCG-009 208 NR NR ESP 208 NR NR ESP 208 NR NR ESP
COCH-010 125 1309 83 Pistón 125 1309 83 Pistón 125 1309 83 Pistón
COCI-011 82 1711 84 Pistón 82 1711 84 Pistón 82 1711 84 Pistón
COCJ-012 89 1747 97 9.I 149 1113 65 8H 149 1343 75 8G
COCK-013 80 1518 95 C+.5 126 998 55 7F 126 987 54 7F
COCL-015 19 683 78 Pistón 19 683 78 Pistón 19 683 78 Pistón
COCH-016 46 NR NR FN 46 NR NR FN 46 NR NR FN
COCM-018 15 2100 145 10.J 21 1792 112 10I 21 1738 110 10I
COCM-019 129 1678 135 10I 500 770 65 6H 500 770 48 6H
TOTAL 1353 17068 1111
1930 13731 893
1930 14626 913
Tabla 46. Cálculos realizados para los pozos del Campo Coca
Petroamazonas, (2012) Departamento de Ingeniería
Nota: Las bombas citadas en esta tabla corresponde a Oil-Well, tanto para el análisis matemático como para el programa Oil-Well.
184
Grafico 17: Reducción del fluido motriz utilizado en el Campo Coca
Petroamazonas EP (2012)
Grafico 18: Aumento de producción en el Campo Coca. Petroamazonas EP (2012)
0
5000
10000
15000
20000
1
BFP
D
CAUDAL DE INYECCIÓN
ACTUAL
ANALISIS MATEMATICO
PROGRAMA OIL-WEL
0
500
1000
1500
2000
1
BP
PD
AUMENTO DE PRODUCCIÓN PROPUESTA
ACTUAL
ANÁLISIS MATEMÁTICO
PROGRAMA OIL-WELL
185
Grafico 19: Disminución de potencia en superficie. Petroamazonas EP (2012)
0
200
400
600
800
1000
1200
1
HP
POTENCIA EN SUPERFICIE
ACTUAL
ANALÍSIS MATEMÁTICO
PROGRAMA OIL-WELL
186
4.3. ANÁLISIS ECONÓMICO
Luego de haber realizado el rediseño de las geometrías de las bombas y la
selección adecuada para optimizar el fluido motriz a cada uno de los pozos que
trabajan con el sistema centralizado, el siguiente paso se debe llevar a cabo es la
elaboración del análisis económico que nos permite visualizar el valor monetario,
que demandara la ejecución del proyecto, el mismo que es fundamental para
conseguir el financiamiento que permita la ejecución del misma. La importancia
del análisis económico, radica en que la implementación del sistema debe
satisfacer las exigencias técnicas a la par de mínimos costos de instalación y
mantenimiento.
4.3.1 Estimación de ingresos.
Los ingresos se estiman en base al incremento de producción que se obtendrán
con los cambios de geometría o bombas, es decir la producción mensual adicional
multiplicada por el precio del petróleo ecuatoriano.
Para determinar la producción mensual en el tiempo de evaluación económica del
proyecto se considera una declinación de producción del 4% anual considerando
el mes de estudio de 30.41 días y un periodo semanal de 7 días.
4.3.2 Flujo neto de caja (FNC)
Representa el movimiento neto de caja o la generación neta de fondos durante
cierto periodo de tiempo que generalmente es el año, y es igual al monto previsto
de los egresos correspondientes al tiempo del proyecto (tiempo K,
correspondiente a 1 año), se maneja una tasa de actualización del 12% anual, 1%
mensual para todos sus proyectos.
187
[22]
Dónde:
Monto previsto de ingresos para el año “t”.
Monto previsto de egresos para el año “t”.
4.3.3 Valor actual neto (VAN)
Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado
número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La metodología
consiste en descontar al momento actual, todos los flujos de caja futuros del
proyecto. A este valor se le resta la inversión inicial, de tal modo que el valor
obtenido es el valor actual neto del proyecto.
∑
( )
[23]
Dónde:
Flujo neto de caja Valor de desembolso inicial. k = Tasa de actualización. T = tiempo.
El criterio de valor actual dice “Si el valor actual neto de una inversión es positiva,
la inversión debe aceptarse y rechazarse si es negativa. Es normal que al inicio de
una inversión el VAN sea negativo, puesto que se está en la etapa de inversión,
será positivo para la fase de recuperación de la inversión.
188
4.3.4 Tasa interna de retorno (TIR)
La tasa interna de retorno de una inversión es la tasa de actualización que anula
el valor actual neto del flujo de caja. Se acepta un proyecto si su TIR es mayor a
un cierto valor fijado a priori, es decir a la tasa de actualización de la empresa o en
lo que respecta a la evaluación de la mejor alternativa del proyecto, es decir, se
debe seleccionar aquella alternativa que presente la mayor tasa interna de
retorno.
∑
( )
[24]
Dónde:
Flujo neto de caja
Tasa interna de retorno. T = tiempo.
4.3.5 Relación Beneficio/Costo
La relación beneficio-costo refleja los beneficios equivalentes en dólares para el
usuario y el costo equivalente en dólares para quien lo patrocina, el valor de la
relación beneficio-costo debe ser uno o mayor; si la relación es igual a uno, los
beneficios y los costos equivalentes son iguales y la situación representa la
justificación mínima para una inversión, lo cual hace necesario que la relación sea
mayor que uno, para encontrar una justificación de la inversión realizada en el
proyecto.
[25]
Dónde:
Monto previsto de ingresos para el año “t”.
Monto previsto de egresos para el año “t”. I = Inversión a realizar.
189
4.3.6 Estimación de los egresos
Los egresos en el periodo de estudio es decir, para el primer mes constituyen la
suma de los costos de trabajo de reacondicionamiento típico para el cambio de
geometría de bombas de fondo tipo jet, y para los meses siguientes los egresos
constituyen el costo operativo de producción de barril de petróleo estimado en 7.8
dólares.
4.3.6.1 Costos de Bomba Jet.
En la siguiente tabla 47 se determina los precios unitarios de cada parte la bomba
jet para poder determinar los egresos de que se debe asumir la empresa para el
cambio de bomba.
Componentes de bomba Jet
Descripción Precio USD$
Nose (Fishingneck) 1710
Upperpackingmandrel&plug 1200
Outertube 720
NozzleRetainer 350
HousingThroat 427
Difusser 760
DischargeBody 1520
AdapterExtension 551
Center Adapter 95
EndAdapter 95
Bottom Plug 800
Filtro 35
Extención CMD 494
ChevronPacking 38
Throat 1858
Nozzle 927
Oring 5
Total 11585
Tabla 47: Componentes de la Bomba Jet. Sertecpet, (2012)
190
Una vez determinado el costo unitario de la bomba jet, determinamos el precio
total de todas las bombas que vamos a realizar el cambio como se puede ver en la
tabla 48.
POZOS Bomba Precio bombaUSD$
COCA-001 8H 11,585.00
COCB-002 Pistón COCC-004 Pistón COCE-007 8H 11,585.00
COCF-008 8G 11,585.00
COCG-009 ESP COCH-010 Pistón COCI-011 Pistón COCJ-012 8H 11,585.00
COCK-013 7F 11,585.00
COCL-015 Pistón COCH-016 FN COCM-018 10I 11,585.00
COCM-019 6H 11,585.00
TOTAL
81,095.00
Tabla 48: Precio total para bombas
Petroamazonas EP, (2012)
4.3.6.2 Costos por cambio (Reversar Hidráulicamente)
Para realizar el cambio de las bombas jets se va a proceder a realizar el cambio
mediante el método de reversar hidráulicamente el cual consisten en la
manipulación de fluido motriz mediante el movimiento de las válvulas en el
cabezal de pozo. Para realizar esta operación se necesita del siguiente equipo
que se detalla a continuación en la tabla 49 los valores son unitarios de un solo
día de operación.
191
Costos por cambio USD $
Vacum 300.00 día
Camión Pluma 500 día
Técnico de operación 560.00 día
Procedimiento de cambio 1,300 día
Total 2,660.00 día
Tabla 49: Costos por cambio.
Petroamazonas EP, (2012)
4.3.6.3 Costos por mantenimiento
El mantenimiento de los equipos de superficie VRFs y turbinas se los puede
realizar una vez al año, que se los puede considerar en este proyecto, se puede
programar el cambio de las mismas antes del cambio para tener mejores
resultados. En la tabla 50 se presentan los costos para el mantenimiento estos
datos son de un día de operación.
Costos por mantenimiento USD $
Mantenimiento de vrf 500.00 día
Mantenimiento de turbina 350.00 día
Total 850.00 día
Tabla 50: Costos por mantenimiento Petroamazonas EP, (2012)
4.3.6.4 Costos por contingencia
Los costos de contingencia se los presenta en este proyecto ya que las bombas
jets están sujetas a quedar atrapas en el tubing cuando se está reversando
hidráulicamente, por sus propios chevronpackings y/o rings, para esto se utilizara
equipos de pesca que se presentan en la tabla 51. Los precios presentados de un
día de operación.
192
Costo por Contingencias USD $
Slick line 800.00 día
Equipo saw 2,000.00 día
Camion torre 800.00 día
Total 3,600.00 día
Tabla 51: Costos por contingencia. Petroamazonas EP, (2012)
4.3.6.5 Costos totales del proyecto
Una vez determinados todos los costos de operación para el cambio de una
bomba jet determinamos el costo total del proyecto para su análisis y después
para su ejecución, se presenta en la tabla 52.
COSTO TOTAL DE LA INVERSIÓN USD $
Costos Bomba 7 11,585.00 81,095.00
Costos por cambio 7 2,660.00 18,620.00
Costos por mantenimiento 7 700.00 4,900.00
Costos por contingencia 7 3,600.00 25,200.00
Total
129,815.00
Tabla 52: Costos total por inversión Petroamazonas EP, (2012)
193
4.3.7 Análisis Económico del proyecto
El estudio económico contempla tres posibles escenarios. El primer escenario
(pesimista) con el precio del crudo de 70 USD $, el análisis se realiza para un
periodo de 12 meses, en el segundo escenario (conservador) se considera el
precio por barril de petróleo en 80 USD $ y por últimos e contempla un tercer
escenario (optimista) con un precio de 100 USD $ por barril de petróleo.
4.3.7.1 Consideraciones.
Es necesario mencionar los parámetros considerados para la consecución del
presente estudio económico.
La tasa de actualización es del 12% anual, 1% mensual
Costo del proyecto 129815 USD $
El costo operativo por producción de 1 barril es de 7.8 USD $.
Mes de estudio 30.41 días con una declinación anual del 4%, y una
declinación al día de 0,3378 %
Se considera un primer escenario de 70 USD $ como pesimista.
Un segundo escenario (conservador) con un precio de barril de 90 USD $.
Por último, se realizará el análisis de un tercer escenario (optimista) con un
precio de 100USD $.
194
194
MES PERIODO PRODUCC
BPPM INGRESOS
USD $
EGRESOS
USD $
FNC USD
$ Tasa
INGRESOS ACTUALIZADOSUSD
$
EGRESOS ACTUALIZADOSUSD
$
FNC ACTUALIZADOUSD
$
ene-12 0 129815 -129815 1.0 0 129815 -129815
feb-12 1 58691 4108391 457792 3650599 0.9 3668206.25 408742.9821 3259463.3
mar-12 2 58493 4094509.2 456245 3638264 0.8 3264117.668 363715.9688 2900401.7
abr-12 3 58295.35 4080674 454704 3625971 0.7 2904543.373 323649.1187 2580894.3
may-12 4 58098.37 4066886.17 453167 3613719 0.6 2584579.682 287996.0217 2296583.7
jun-12 5 57902.07 4053144.61 451636 3601508 0.6 2299863.102 256270.4599 2043592.6
jul-12 6 57706.42 4039449 450110 3589339 0.5 2046510.821 228039.7772 1818471.0
ago-12 7 57511.44 4025800.63 448589 3577211 0.5 1821067.758 202918.9787 1618148.8
sep-12 8 57317.11 4012198 447073 3565124 0.4 1620459.439 180565.4804 1439894.0
oct-12 9 57123.44 3998641 445563 3553078 0.4 1441950.078 160674.4372 1281275.6
nov-12 10 56930.43 3985130 444057 3541073 0.3 1283105.258 142974.5859 1140130.7
dic-12 11 56738.07 3971665 442557 3529108 0.3 1141758.739 127224.5452 1014534.2
24076162.17 2812587.356 21263574.8
COSTO DE IMPLEMENTACIÓN 129815 USD $
TASA INTERNA DE RETORNO < 150 %
VALOR ACTUAL NETO 21,263,574.81 USD $
BENEFICIO/COSTO 8.56 TIEMPO DE RECUPERACIÓN 25.95 HORAS
Tabla 53: Escenario pesimista. Análisis Económico para un precio de petróleo de 70 USD $.
195
MES PERIODO PRODUCC
BPPM INGRESOS
$ EGRESOS $ FNC $ Tasa INGRESOS
ACTUALIZADOS EGRESOS
ACTUALIZADOS FNC
ACTUALIZADO
ene-12 0 129815 -129815 1.0 0 129815 -129815
feb-12 1 58691 4695304 457792 4237512 0.9 4192235.714 408742.9821 3783492.7
mar-12 2 58493 4679439.09 456245 4223194 0.8 3730420.193 363715.9688 3366704.2
abr-12 3 58295.35 4663628 454704 4208924 0.7 3319478.14 323649.1187 2995829.0
may-12 4 58098.37 4647869.9 453167 4194703 0.6 2953805.35 287996.0217 2665809.3
jun-12 5 57902.07 4632165.27 451636 4180529 0.6 2628414.974 256270.4599 2372144.5
jul-12 6 57706.42 4616514 450110 4166404 0.5 2338869.51 228039.7772 2110829.7
ago-12 7 57511.44 4600915.01 448589 4152326 0.5 2081220.295 202918.9787 1878301.3
sep-12 8 57317.11 4585369 447073 4138296 0.4 1851953.645 180565.4804 1671388.2
oct-12 9 57123.44 4569876 445563 4124313 0.4 1647942.946 160674.4372 1487268.5
nov-12 10 56930.43 4554434 444057 4110377 0.3 1466406.009 142974.5859 1323431.4
dic-12 11 56738.07 4539046 442557 4096489 0.3 1304867.13 127224.5452 1177642.6
27515613.91 2812587.356 24703026.6
COSTO DE IMPLEMENTACIÓN 129815 USD
TASA INTERNA DE RETORNO < 150 %
VALOR ACTUAL NETO $24,703,026.55 USD
BENEFICIO/COSTO 9.78 TIEMPO DE RECUPERACIÓN 22.36 HORAS
Tabla 54: Escenario conservador. Análisis Económico para un precio de petróleo de 80 dólares.
196
COSTO DE IMPLEMENTACIÓN 129815 USD $
TASA INTERNA DE RETORNO < 150 %
VALOR ACTUAL NETO 31,581,930.03 USD $
BENEFICIO/COSTO 12.23 TIEMPO DE RECUPERACIÓN 17.51 HORAS
Tabla 55: Escenario optimista. Análisis Económico para un precio de petróleo de 100 dólares.
MES PERIODO PRODUCC
BPPM INGRESOS
USD $
EGRESOS
USD $
FNC
USD $ Tasa
INGRESOS ACTUALIZADOS
USD $
EGRESOS ACTUALIZADOS
USD $
FNC ACTUALIZADOUSD
$
ene-12 0 129815 -129815 1.0 0 129815 -129815
feb-12 1 58691 5869130 457792 5411338 0.9 5240294.643 408742.9821 4831551.7
mar-12 2 58493 5849298.86 456245 5393054 0.8 4663025.241 363715.9688 4299309.3
abr-12 3 58295.35 5829535 454704 5374831 0.7 4149347.675 323649.1187 3825698.6
may-12 4 58098.37 5809837.38 453167 5356670 0.6 3692256.688 287996.0217 3404260.7
jun-12 5 57902.07 5790206.59 451636 5338570 0.6 3285518.717 256270.4599 3029248.3
jul-12 6 57706.42 5770642 450110 5320532 0.5 2923586.888 228039.7772 2695547.1
ago-12 7 57511.44 5751143.76 448589 5302555 0.5 2601525.368 202918.9787 2398606.4
sep-12 8 57317.11 5731711 447073 5284638 0.4 2314942.056 180565.4804 2134376.6
oct-12 9 57123.44 5712344 445563 5266782 0.4 2059928.682 160674.4372 1899254.2
nov-12 10 56930.43 5693043 444057 5248986 0.3 1833007.511 142974.5859 1690032.9
dic-12 11 56738.07 5673807 442557 5231250 0.3 1631083.913 127224.5452 1503859.4
34394517.38 2812587.356 31581930.0
197
4.3.8 Análisis de Resultados.
De los resultados finales del análisis económico del proyecto para los tres
escenarios propuestos se puede observar que en sí, todos son rentables y
representan una ganancia económica para la empresa. Sin embargo el escenario
optimista analizado a un valor de comercialización de 100 USD $ por barril de
petróleo se obtiene una tasa interna de retorno mayor al 150% y la mayor
rentabilidad con una relación beneficio-costo de 12.23 lo cual representa que la
inversión será recuperada en el primer mes de trabajo bajo las nuevas
condiciones de operación.
Para el escenario conservador tomado como referencia un precio de 80 USD $ el
proyecto es rentable, con una tasa interna de retorno mayor al 150 % y una
relación beneficio-costo de 9.78, lo cual el proyecto es muy rentable y que la
inversión se recupera en el primer mes de evaluaciones.
Para el caso del escenario pesimista tomando como referencia 70 USD $ como
el precio de comercialización del barril de petróleo el proyecto es también rentable
con una tasa interna de retorno mayor al 150 % y una relación benefició-costo de
8.56
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
198
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Cabe mencionar que para los reservorios que tienen soporte (acuífero) de
fondo como en Hollín, las presiones en el tiempo no variarán
mayormente, mientras que los reservorios estratigráficos como BT, U, T
irán sufrirán depletación natural lo cual conlleva a la disminución de
presión, a menos que se implementen proyectos de EOR como en Lobo
U y Payamino U para mantener su producción.
La producción de agua en el campo se ha ido incrementando en los
últimos años, esto ha ido dificultando procesos de producción, tanto en
instalaciones, como trabajos de operación, debido a la corrosión de las
líneas de flujo, obstrucción por depositación de escala, incrementando así
el consumo de químicos, mayor demanda de energía
Como se puede observar en el balance del Coca 07 se puede definir que
este pozo se encuentra colapsado realizando el análisis con la curva IPR
se puede determinar que la capacidad máxima de este pozo es de 366
BFPD
Con el cambio de geometrías se va a tener un aumento de 577 bls, un
ahorro de 2442 bls de fluido motriz, y un ahorro de energía en superficie
de 198 HP disminuyendo de esa forma los mantenimientos preventivos y
correctivos en los equipos de superficie.
199
Las líneas de Power Oil en el Campo Coca, presentan en varios tramos
instalaciones inadecuadas de tubería con cédulas menores a 120, siendo
este grado de cedula la mínima requerida para tuberías de 4 ½ y para
tuberías de 2 3/8 y 3 ½ debe ser cédula 160, que son los óptimos para
ser instaladas en zonas pobladas, por lo que en los actuales momentos
no hay ningún grado de seguridad y los espesores no garantizan una
operación fiable.
Las perdidas continuas en la producción de petróleo se deben a los
permanentes mantenimientos tantos preventivos como correctivos en las
unidades triplex
Para la ejecución de este proyecto la inversión económica que se debe
realizar es de 129815 $, la misma que se verá recuperada en un lapso de
14.52 horas con un TIR < al 150 %
El escenario optimista analizado a un valor de comercialización de 100
USD $ por barril de petróleo se obtiene una tasa interna de retorno mayor
al 150% y la mayor rentabilidad con una relación beneficio-costo de 12.23
lo cual representa que la inversión será recuperada en el primer mes de
trabajo bajo las nuevas condiciones de operación.
Para el escenario conservador tomado como referencia un precio de 80
USD $ el proyecto es rentable, con una tasa interna de retorno mayor al
150 % y una relación beneficio-costo de 9.78, lo cual el proyecto es muy
rentable y que la inversión se recupera en el primer mes de evaluaciones.
Para el caso del escenario pesimista tomando como referencia 70 USD $
como el precio de comercialización del barril de petróleo el proyecto es
también rentable con una tasa interna de retorno mayor al 150 % y una
relación benefició-costo de 8.56
200
5.2 RECOMENDACIONES
El personal de operaciones requiere conocimiento suficiente para el
manejo de estos sistemas, por lo cual se debe realizar capacitaciones en
el área de diseños y funcionamiento del bombeo hidráulico.
Se debe contratar a una empresa especializada para realizar el trabajo de
Build Up para tener datos de presiones y temperaturas actualizadas, al
igual que correr registros de producción para determinar las
características petrofísicas de los yacimientos.
Se deben tener presente los problemas que existen en las facilidades de
producción ya que no se ha dado renovación de equipos y tuberías
además de que las instalaciones de superficie en muchos casos ya han
cumplido el tiempo de vida útil especificado por el fabricante.
Se recomienda realizar un control periódico de la salinidad del agua de
producción, para disminuir la corrosión internamente en la tubería de
retorno.
Se recomienda mantener un tratamiento químico eficiente para mitigar la
formación de incrustaciones, actividad bacterial y más aún el incremento
de sólidos suspendidos puesto que estos son un indicativo de corrosión.
Cambiar los tramos de tuberías en los cuales tengan un número de
cedula menor a 120, por cedula 160 para zonas pobladas debido a que el
sistema de bombeo de fluido motriz trabaja con altas presiones así como
también el cambio de tubing que está instalado en varias líneas.
Para conocer las condiciones de las tuberías que transportan el fluido
motriz y producido, se deben elaborar programas para el control
permanente de la corrosión.
201
Se recomienda realizar un mantenimiento de las bombas hidráulicas tipo
jet cada 4 meses para comprobar su funcionamiento y eliminar posibles
daños en sus elementos y así evitar el mal funcionamiento de las bombas
en un futuro.
GLOSARIO
202
GLOSARIO
Anular.- Es la diferencia de espacio entre el casing y el hueco perforado.
Además, esto puede ser descrito como diámetro interno (I.D) y diámetro externo
(O.D).
Arbol de navidad o cabezal del pozo.- El arreglo de tuberías y válvulas en la
cabeza del pozo que controla el flujo de petróleo y gas y previene reventones.
Casing.- Una de las muchas piezas de la tubería de acero, que esta cementada
para formar una barrera al movimiento del fluido a lo largo del hueco. Esto está
comúnmente cementado con el hueco del pozo.
Cavitación.- son creadas a altas velocidad, muy bajas presiones de burbujas
que rápidamente y violentamente colapsan cerca de las proximidades de la
superficie, además se observa un flujo turbulento.
Conificación de agua.- Superficie en forma de cono que toma el contacto agua-
petróleo alrededor de un pozo de petróleo, se origina cuando la zona productora
de petróleo está localizado en una arena cuya parte inferior (Fondo de la arena)
es agua y debido a la alta rata de producción o empuje hidrostático de fondo, el
contacto agua – petróleo se levanta debajo del pozo, formando una superficie
cónica alrededor del mismo.
Emulsiones.- Mezcla en la cual un líquido es dispersado en otro en forma de
gotitas muy finas.
Estrato.- Geológico: Capa (cuerpo generalmente tubular), caracterizado por
ciertos atributos o propiedades unificantes que lo distinguen de estratos
adyacentes.
Flujo multifásico.- Ocurre cuando dos o más fases están fluyendo. Esto a
menudo complica mucho a las bombas, la predicción de flujo y medidas.
203
Formación.- Conjunto de capas estratigráficas genéticamente relacionadas
entre sí.
Gradiente.- Cambio en presión o temperatura por unidad de profundidad.
Gravedad especifica.- La relación de la densidad de una sustancia a
determinada temperatura con la densidad de agua a 4°C.
Packer.- equipo de fondo que forma un sello entre dos cámaras en el pozo. Los
packers son equipados con gomas para anclarlos y para el movimiento bajo
altas presiones.
Partes por millón (ppm).- el número de unidades de peso o volumen de
constituyente menores presente en cada millón de unidades de una solución o
mezcla. En agua es equivalente a mg/l.
Presión.- El esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por peso
(gravedad) o mediante el uso de fuerza. Se le mide como fuerza entre área, tal
como newton/por metro cuadrado.
Presión de burbuja.- Presión en la cual el gas empieza a salir del petróleo bajo
la saturación y forma una fase libre de gas en la matriz o una capa de gas.
Saturación.- Es la fracción de porosidad efectiva llenada con un fluido
especifico.
Tubing.- Típicamente los más pequeños, es la tubería interior que es usada
primordialmente para el flujo del fluido.
Viscosidad.- Es la resistencia de un líquido al movimiento o flujo-, normalmente
disminuye al elevar la temperatura.
BIBLIOGRAFÍA
204
BIBLIOGRAFÍA
Almeida, M., (2004). Bombeo Hidráulico Texto Guía, Quito, UTE
Melo, V., (2006). Levantamiento Artificia, Quito, EPN
Melo, V., (2007). Optimización de la geometría de la bomba jet, Quito,
EPN
Brown, K., (1986). The Technology of Artificial, Methods, Vol 2b, Tulsa.
Oilwell, (2010) Hydraulic Pumping Systems. Odessa, Texas, Institutional.
Toby. S., (2010) Weatherford. Hydraulic Lift Systems. Journal of
Petroleum Technology
Sertecpet, (2011) Catálogo de servicios y productos, Quito, Institucional.
Sertecpet, (2011) Manual para operaciones de campo, Quito,
Institucional.
Benavides, A., (2011). Estudio del sistema de bombeo hidráulico en el
Campo Shushufindi
Romero, M., (2011). Estudio del sistema del bombeo hidráulico en el
Campo Lago Agrio para incrementar su producción.
ANEXOS
205
Anexo 1: Mapa isópaco del campo coca
Petroamazonas, (2012) Departamento de Ingeniería
206
W E
EDAD LITOLOGIABREVE DESCRIPCION LITOLOGICA
AM
BIE
NT
E
PR
OD
UC
...
COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE
FA
SE
OR
OG
EN
ICA
T
AR
DIO
AN
DIN
AF
AS
E O
RO
GE
NIC
A
TE
MP
RA
NA
A
ND
INA
PLIOCENO
MIOCENO
NE
OG
EN
OP
AL
EO
GE
NO
CE
NO
ZO
ICO
C
Z
OLIGOCENO
EOCENO
PALEOCENO
MAESTRICHTIANO
CAMPANIANO
SANTONIANO
CONIACIANO
TURONIANO
CENOMANIANO
FM. MESA
ARCILLAS ROJAS
CO
NT
INE
NT
AL
ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO
CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS
ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS
F M ARAJUNO
FM ORTEGUAZA
HIATO
HIATO
HIATO
FM TIYUYACU
FL
UV
IAL
CO
NT
CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS
ALBIANO
APTIANO
NEOCOMIANO
CR
ET
AC
ICO
JU
RA
SIC
O
ME
SO
ZO
ICO
M
Z
SUPERIOR
MEDIO
INFERIOR
PA
LE
OZ
OIC
O P
Z PERMICO
CARBONIFERO (PENSILVIANO)
DEVONICO
SILURICO
ORDOVICICO/CAMBRICO
PRECAMBRICO PE
FM TENAARN BT
CO
NT
INE
HIATO
ARCILLAS ROJAS ARENISCASCONCLOMERADOS
M1 / VIVIAN
CLZ M-1
CLZ M-2
CLZ A
Na
po
Su
p.
Na
po
Med
.N
ap
o I
nf.
ARENISCAS "U"
CLZ B
ARENISCAS " T "
LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS
ARENISCAS CUARZOSAS
ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS
ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADASCON ANHIDRITA.
CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCASCUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS
FM CURARAY
CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS
ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS
BASAMENTO CRISTALINO
CO
NT
INE
NT
A M
AR
INO
Na
po
Ba
sal.
HIATO
HIATO
HIATO
MA
RIN
O D
E A
GU
A S
OM
ER
OM
AR
INO
CO
NT
INM
AR
INO
MA
RIN
O
FM SANTIAGO
FMMACUMA
METAMORFICOS
LUTITAS GRIS VERDOSAS
FO
RM
AC
ION
NA
PO
CLZ C ZONAHOLLÍN SUPERIOR
FM CHAPIZA
MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI
FM PUMBUIZA
ARN M-2
FM CHAMBIRA
Realizado por:Juan Chiriboga / Omar Corozo
FM HOLLIN
1
2
3
4
5
Tapi
Vista
Auca
JIVINO/LAGUNA
Armadillo/Auca
Puma
Yuralpa/Dayuno
Colaboracion: Pierre KummertMODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS
Anexo 2: Cuenca estratigráfica
Petroamazonas, (2012) Departamento de Ingeniería
207
Anexo 3: Especificaciones técnicas Bomba jet claw directa
Sertecpet, (2012)
Anexo 4: Especificaciones técnicas Bomba jet claw reversa
Sertecpet, (2012)
208
Anexo 5: Especificaciones técnicas No-Go
NO-GO DIMENSIONES DEL TUBING DIMENSIONES DEL NO-GO
OD ID DRIFT TIPO
ID del Sello
[A]
OD
[B]
Longitud
[C]
Diametro
Restrictivo
plg plg plg plg plg plg plg
2
3/8
1.995 1.901 R 1.810 3.063 13.00
1.560
1.995 1.901 F 1.870 1.560
2
7/8
2.441 2.347 R 2.250 3.668 13.50
2.305
2.441 2.347 F 2.310 2.305
3
1/2
2.992 2.867 R 2.750 4.500 14.75
2.660
2.992 2.867 F 2.810 2.760
4
1/2
4.000 3.875 R 3.750 5.563 15.00
3.695
3.950 3.833 F 3.810 3.759
Sertecpet, (2012)
Anexo 6: Especificaciones técnicas Standing Valve
STANDING VALVE
OD
Nominal
[plg]
SEAL BORE OD Max.
Tipo S R
[plg]
Tipo S F
[plg]
Tipo S R
[plg]
Tipo S F
[plg]
2 3/8 1.81 1.87 1.865 1.905
2 7/8 2.25 2.312 2.302 2.364
3 1/2 2.75 2.812 2.802 2.865
Sertecpet, (2012)
Anexo 7: Especificaciones técnicas Packer
EspeciifacionesPacker Configuración 2-7/8 x Penetrador
Máximo OD (in) 6
Dif. Pressure Rating (psi) 5,000
Tensión para liberar (lbs) 42,000
Elemento empaquetador Nitrilo, H80
Temperatura (°F) 275
Material Carbon Steel, 80 KsiMys
Minimo ID (in) 1.922
Sertecpet, (2012)
209
Anexo 8: Especificaciones técnicas Camisa Model SL
Camisa Model SL PRESION
DE
TRABAJO
RANGO DE
TEMPERATURA
RANGO DE
TENSION TORQUE
8100 psi 280 °F 181000 4750 ft - lbs
OD
Nominal
[plg]
SEAL BORE
[plg]
MEASURE
[plg]
OD
[plg]
2 3/8 1.810 1.810
2.910 1.875 1.870
2 7/8 2.250 2.250
3.410 2.310 2.310
3 1/2 2.750 2.750
4.500 2.810 2.810
4 1/2 3.750 3.750
5.500 3.810 3.810
Sertecpet, (2012)
Anexo 9: Especificaciones técnicas Camisa Model CSL
Camisa Model CSL
PRESION
DE
TRABAJO
RANGO DE
TEMPERATURA RANGO DE TENSION TORQUE
8100 psi 280 °F 181000 4750 ft - lbs
OD
Nominal
[plg]
SEAL BORE
[plg]
MEASURE
[plg]
OD
[plg]
2 3/8 1.810 1.810
2.910 1.875 1.870
2 7/8 2.250 2.250
3.410 2.310 2.310
3 1/2 2.750 2.750
4.500 2.810 2.810
4 1/2 3.750 3.750
5.500 3.810 3.810
Sertecpet, (2012)
210
Anexo 10: Completación de Pozo Coca 01
Petroamazonas, (2012) Departamento de Ingeniería
211
Anexo 11: Completación de Pozo Coca 12
Petroamazonas, (2012) Departamento de Ingeniería
212
Anexo 12: Completación de Pozo Coca 13
Petroamazonas, (2012) Departamento de Ingeniería