Embed Size (px)
Citation preview
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
SELECCIÓN DEL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL A
IMPLEMENTAR DESPUÉS DE UNA ESTIMULACIÓN CON
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO PARA MEJORAR LA
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL POZO LAGO AGRIO 24
EN EL CAMPO LAGO AGRIO BLOQUE 56
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
ANDERSSON PAÚL NARVÁEZ TORRES
DIRECTOR: ING. EDWIN PLUAS NOLIVOS
Quito, Agosto 2016
ii
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016
Reservados todos los derechos de reproducción.
iii
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 0401837489
APELLIDO Y NOMBRES: Narváez Torres Andersson Paúl
DIRECCIÓN: Las Casas
EMAIL: slim.paul-55-hotmail.com
TELÉFONO FIJO: 3203735
TELÉFONO MOVIL: 0986116375
DATOS DE LA OBRA
TITULO: “Selección del Tipo de Levantamiento
Artificial a Implementar después de
una Estimulación con Fracturamiento
Hidráulico para mejorar la producción
de petróleo del pozo Lago Agrio 24 en
el campo Lago Agrio Bloque 56”
AUTOR O AUTORES: Andersson Paúl Narváez Torres
FECHA DE ENTREGA DEL
PROYECTO DE TITULACIÓN:
05/10/2016
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN:
Ing. Edwin Pluas Nolivos
PROGRAMA PREGRADO
POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos
RESUMEN: El presente trabajo de titulación
describe los diferentes sistemas de
Levantamiento Artificial, cada uno de
ellos indican los componentes de
superficie y subsuelo, necesarios para
su correcto funcionamiento, ventajas y
desventajas para la correcta selección
iv
del equipo idóneo que sea capaz de
levantar la producción de petróleo en
el pozo Lago Agrio 24.
Selección del tipo de levantamiento
artificial a implementar después de
una estimulación con fracturamiento
hidráulico para mejorar la producción
de petróleo del pozo Lago Agrio 24 en
el campo Lago Agrio Bloque 56, es el
punto de partida a la información
necesaria para análisis de este
trabajo.
Los objetivos, problemática del pozo y
la respectiva justificación; se
determinan en el Capítulo I, así
mismo la materia de estudio, temas
que procuran mejorar la comprensión
de la idea principal, se describen en el
Capítulo II, después la reseña
histórica del campo, procedimiento de
reacondicionamiento en el que fue
intervenido el pozo Lago Agrio 24 se
encuentra en el Capítulo III, que es la
metodología que permite el análisis
antes de los resultados..
Para finalizar los resultados después
de ser instalado el equipo más idóneo
para el aporte del pozo hacia la
superficie se encuentra en el Capítulo
IV y V con las respectivas
conclusiones y recomendaciones que
son parte importante al momento se
v
culminar de forma eficiente, y que
justifique si la intervención en el pozo
fue la mejor.
PALABRAS CLAVES: Petróleo
Levantamiento Artificial
Fracturamiento Hidráulico
ABSTRACT:
Abstract
This work is about the different
artificial lift systems, each indicate the
components of surface and
underground, necessary for proper
functioning, advantages and
disadvantages for the correct
selection of the right equipment to be
able to raise oil production Lago Agrio
in the well 24
Selecting the type of artificial lift to
implement after stimulation with
hydraulic fracturing to improve oil
production well 24 in the Lago Agrio
Lago Agrio Block 56 field is the
starting point to the information
needed for analysis of this work
The objectives, problems of the well
and the respective justification; are
determined in Chapter I, likewise the
subject of study, subjects who seek to
improve understanding of the main
idea, are described in Chapter II, after
the historical overview of the field,
retrain procedure in which he was
involved the well Lake Agrio 24 is in
vi
Chapter III, which is the methodology
that enables analysis before the
results
The interpretation and calculations
required for sizing the electric
submersible pump with the optimal
number of stages, are the foundation
and subject of analysis that allows the
selection of the best artificial lift
system.
Finally the results after being installed
the most suitable for the contribution
from the well to the surface equipment
is in Chapter IV and V with the
respective conclusions and
recommendations are an important
part when it finish efficiently, and to
justify if intervention in the well was
the best
KEYWORDS
Petroleum
Artificial Lift
Hydraulic Fracturing
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
vii
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, NARVÁEZ TORRES ANDERSSON PAÚL, CI 0401837489 autor del
proyecto titulado: “Selección del Tipo de Levantamiento Artificial a
Implementar después de una Estimulación con Fracturamiento
Hidráulico para mejorar la producción de petróleo del pozo Lago Agrio
24 en el campo Lago Agrio Bloque 56” previo a la obtención del título de
INGENIERO DE PETRÓLEOS en la Universidad Tecnológica Equinoccial.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las
Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo
144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la
SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de
graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de
información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión
pública respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial
a tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito
de generar un Repositorio que democratice la información,
respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.
Quito, 05 de octubre del 2016
viii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Selección del Tipo de
Levantamiento Artificial a Implementar después de una Estimulación
con Fracturamiento Hidráulico para mejorar la producción de petróleo
del pozo Lago Agrio 24 en el campo Lago Agrio Bloque 56”, que, para
aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Andersson
Paúl Narváez Torres, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de
Ciencias de la Ingeniería e Industrias; y cumple con las condiciones
requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 19,27,28.
ix
DEDICATORIA
Dedico este trabajo, con mucho amor a mi hermano Marco Alexis Narváez
Torres por haber confiado siempre en mí y por apoyarme
incondicionalmente, ahora estoy seguro que desde el cielo me protege y
guía mis pasos.
Para tí todo lo logrado.
Andersson Paúl Narváez Torres
x
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por haberme ayudado durante estos años y bendecirme siempre.
A mis padres Marco Narváez y María Elena Torres que como muestra de su
amor me dieron la oportunidad de estudiar en tan prestigiosa institución,
gracias por sus concejos y ejemplo de vida que me han formado, para
ustedes todo mi agradecimiento.
A mi sobrina Raffaela Narváez que me la fuerza de luchar día a día y poder
alcanzar todas mis metas, este triunfo también es tuyo.
Al Ing. Edwin Pluas Nolivos por el apoyo en la realización y desarrollo de la
investigación y por su incondicional amistad.
A la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, por compartir
conocimientos científicos para la elaboración de mi tesis.
A todos mis maestros.
A mis familiares y amigos por estar a mi lado.
Para todos ustedes el más sincero de mis agradecimientos
Andersson Paúl Narváez Torres
xi
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN ............................................................. vii
CERTIFICACIÓN ......................................................................................... viii
DEDICATORIA .............................................................................................. ix
AGRADECIMIENTOS ..................................................................................... x
ÍNDICE DE CONTENIDOS ............................................................................ xi
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................... xvii
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................ xviii
ÍNDICE DE ECUACIONES .......................................................................... xix
ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................... xxi
RESUMEN .................................................................................................. xxii
ABSTRACT ................................................................................................ xxiii
1. INTRODUCCIÓN 2
1.1. PROBLEMA 3
1.2. OBJETIVOS 3
1.2.1. OBJETIVO GENERAL 3
1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 4
2. MARCO TEÓRICO 6
2.1. UBICACIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO 7
2.1.1. ESTRUCTURA GEOLÓGICA DEL CAMPO LAGO AGRIO 9
2.1.2. FORMACIONES PRODUCTORAS Y COLUMNA
ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LAGO AGRIO 10
2.1.2.1. Hollín Superior, Hollín Inferior 10
xii
2.1.2.2. Napo “T” y “U” 10
2.1.2.3. Basal Tena 11
2.1.3. YACIMIENTOS DEL CAMPO LAGO AGRIO 14
2.1.3.1. Formación Hollín 14
2.1.3.1.1. Hollín Inferior 14
2.1.3.1.2. Hollín superior 15
2.1.3.2. Formación Napo 15
2.1.3.2.1. Arena T 15
2.1.3.2.2. Arena U 16
2.1.3.3. Formación Basal Tena 16
2.1.4. DESARROLLO DE LA PETROFÍSICA 17
2.1.4.1. Características de los flujos 17
2.1.4.2. Espesores productores 17
2.1.5. RESERVAS VOLUMÉTRICAS 18
2.1.6. PRODUCCIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO LAGO AGRIO 18
2.2. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 20
2.2.1. CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 21
2.2.2. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
CONVENCIONALES: 22
2.2.2.1. Bombeo Mecánico 22
2.2.2.1.1. Aplicación del Bombeo Mecánico 23
2.2.2.1.2. Ventajas del Bombeo Mecánico 23
2.2.2.1.3. Desventajas del Bombeo Mecánico 24
2.2.2.2. Gas Lift 24
2.2.2.2.1. Aplicaciones del Gas Lift 24
xiii
2.2.2.2.2. Ventajas del Gas Lift 26
2.2.2.2.3. Desventajas del Gas Lift 26
2.2.3. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
NO CONVENCIONALES 26
2.2.3.1. Bombeo Hidráulico 26
2.2.3.1.1. Aplicaciones del Bombeo Hidráulico 27
2.2.3.1.2. Ventajas del Bombeo Hidráulico 28
2.2.3.1.3. Desventajas del Bombeo Hidráulico 29
2.2.3.2. Bombeo de Cavidades Progresivas 29
2.2.3.2.1. Aplicaciones del Bombeo de Cavidades Progresivas 30
2.2.3.2.2. Ventajas del Bombeo de Cavidades Progresivas 30
2.2.3.2.3. Desventajas del Bombeo de Cavidades Progresivas 31
2.2.3.3. Bombeo Electrosumergible 31
2.2.3.3.1. Aplicaciones del Bombeo Electrosumergible 32
2.2.3.3.2. Ventajas del Bombeo Electrosumergible 33
2.2.3.3.3. Desventajas del Bombeo Electrosumergible 33
3. METODOLOGÍA ...................................................................................... 34
3. METODOLOGÍA 35
3.1. TRABAJO DE REACONDICIONAMIENTO 35
3.1.1. ESTIMULACIÓN MEDIANTE FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO. 35
3.1.1.1. Fracturamiento hidráulico 35
3.1.1.2. Alcance del fracturamiento hidráulico 35
3.1.1.3. Reacondicionamiento N° 18 36
3.1.1.4. Procedimiento del trabajo de Reacondicionamiento N° 18 36
xiv
3.1.1.4.1. Intervalos intervenidos en el Reacondicionamiento
N°18 del pozo Lago Agrio 24 37
3.1.1.4.2. Volúmenes propuestos por el fracturamiento hidráulico
37
3.1.1.4.3. Procedimiento para calcular y analizar las variables
de diseño de una instalación de bombeo electrosumergible 39
3.1.1.4.4. Cálculo del volumen To. De Petróleo sin Gas 44
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 49
4.1. SELECCIÓN DEL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 49
4.1.1. ANÁLISIS DEL POZO LAGO AGRIO 24 49
4.1.1.1. Ubicación del pozo Lago Agrio 24 49
4.1.1.2. Descripción litológica 51
4.1.1.3. Estado actual del pozo Lago Agrio 24 51
4.1.2. ANÁLISIS DEL TRABAJO DE REACONDICIONAMIENTO
N°18 52
4.1.2.1. Análisis después de la estimulación con Fracturamiento
Hidráulico realizada al pozo Lago Agrio 24. 52
4.1.2.1.1. Análisis de registros eléctricos 52
4.2. SELECCIÓN DEL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL A
IMPLEMENTAR DESPUÉS DE UNA ESTIMULACIÓN CON
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN EL POZO LAGO AGRIO 24 56
4.2.1. ANÁLISIS DEL DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA DE
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE A INSTALARSE EN EL POZO
PALO AZUL 24 58
4.2.1.1. Datos básicos para el dimensionamiento del equipo de
Bombeo Electrosumergible 58
4.2.1.2. IPR 59
xv
4.2.1.3. Índice de Productidad (𝐼𝑃) 59
4.2.1.4. Nueva Presión de Fondo 60
4.2.1.5. Gravedad Específica del Crudo 60
4.2.1.6. Gravedad Específica Promedio 60
4.2.1.7. Presión en la Entrada de la Bomba 61
4.2.1.8. CORRECCIÓN POR GAS 61
4.2.1.8.1. Volumen total de gas libre 61
4.2.1.8.2. Relación Gas-Petróleo en solución Rs 62
4.2.1.8.3. Volumen de gas en solución 62
4.2.1.8.4. Volumen de gas libre 62
4.2.1.8.5. Factor Volumétrico del gas Bg. 62
4.2.1.8.6. Factor Volumétrico del petróleo Bo 63
4.2.1.8.7. Volumen de Petróleo @ PIP y Tf 63
4.2.1.8.8. Volumen de Agua @ PIP y Tf 63
4.2.1.8.9. Volumen de Gas @ PIP y Tf 64
4.2.1.8.10. Volumen total a ser manejado por la bomba 64
4.2.1.8.11. Porcentaje de Gas Libre en la entrada de la Bomba 64
4.2.1.8.12. Volumen To. De Petróleo sin Gas 65
4.2.1.8.13. TMPF: Masa total del fluido producido (Lbm/día) 65
4.2.1.8.14. Gravedad específica compuesta (δm) 65
4.2.1.8.15. Gradiente de la mezcla 65
4.2.1.9. Pérdida Total por fricción en la tubería 66
4.2.1.10. Altura dinámica total 66
4.2.1.11. Número de etapas 67
4.2.1.12. Selección Tipo de Bomba 68
4.2.1.13. Selección del motor 69
xvi
4.2.1.14. Selección del cable de potencia 69
4.2.1.15. Selección del variador de frecuencia 71
4.2.2. RESULTADOS DEL DISEÑO DEL EQUIPO BES
INSTALADO EN EL POZO LAGO AGRIO 24 72
4.2.2.1. EVALUACIÓN COSTO-BENEFICIO 72
4.2.2.1.1. INGRESOS 73
4.2.2.1.2. EGRESOS 73
4.2.2.1.3. RELACIÓN COSTO-BENEFICIO 73
4.2.2.2. Evaluación del pozo Lago Agrio 24 con unidad MTU 74
4.2.3. PRODUCCIÓN ACTUALIZADA DEL POZO LAGO
AGRIO 24 76
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 79
5.1. CONCLUSIONES 79
5.2. RECOMENDACIONES 80
6. BIBLIOGRAFÍA 82
ANEXOS ...................................................................................................... 84
xvii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Coordenadas geográficas - métricas del Campo Lago Agrio. ......... 7
Tabla 2. Contenido de gas del Campo Lago Agrio. ..................................... 16
Tabla 3. Propiedades del Petróleo del Campo Lago Agrio. ......................... 17
Tabla 4.Espesores productores del Campo Lago Agrio. .............................. 17
Tabla 5. Reservas volumétricas del Campo Lago Agrio de abril del 2014 ... 18
Tabla 5. Intervalos intervenidos en el Reacondicionamiento N°18 del pozo
Lago Agrio 24 ................................................................................ 37
Tabla 6. Volúmenes propuestos para realizar el fracturamiento hidráulico. . 38
Tabla 7. Coordenadas UTM del pozo Lago Agrio 24. .................................. 50
Tabla 9. Estado Actual del pozo Lago Agrio 24. .......................................... 51
Tabla 10. Resumen parámetros petrofísicos - pozo Lago Agrio 24. ............ 53
Tabla 11. Datos básicos para el dimensionamiento del equipo BES. .......... 58
Tabla 12. Resultados del diseño de dimensionamiento del equipo BES. .... 72
Tabla 13. Producción actualizada del pozo Lago Agrio 24. ......................... 76
xviii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Ubicación del Campo Lago Agrio. .................................................. 9
Figura 2. Columna estratigráfica del Campo Lago Agrio. ............................ 12
Figura 3. Columna estratigráfica Cuenca Oriente. ....................................... 13
Figura 4. Historial de producción del Campo Lago Agrio. ............................ 19
Figura 5. Historial de producción actualizado del Campo Lago Agrio. ......... 20
Figura 6. Sistemas de Levantamiento Artificial. ........................................... 22
Figura 7. Bombeo Mecánico (Balancín). ...................................................... 23
Figura 8. Bombeo Hidráulico........................................................................ 28
Figura 9. Bombeo Electrosumergible (BES). ............................................... 32
Figura 10. Estimulación mediante Fracturamiento hidráulico al pozo. ......... 35
Figura 11. Localizado del pozo Lago Agrio 24. ............................................ 50
Figura 12. Registro eléctrico del pozo Lago Agrio 24, Reservorio Hollín. .... 54
Figura 13. Registro de evaluación de cemento, Reservorio Hollín. ............. 55
Figura 14. Registro de inspección de tubería, Reservorio Hollín. ................ 56
Figura 15. Comportamiento de producción pozo Lago Agrio 24. ................. 57
Figura 16. Cálculo del IPR ........................................................................... 59
Figura 17. Levantamiento por etapa ............................................................ 67
Figura 18. Curvas de comportamiento de la bomba .................................... 68
Figura 19. Caída de Voltaje ......................................................................... 70
Figura 20. Factores de Corrección por temperatura .................................... 70
Figura 21. Evaluación del pozo Lago Agrio 24 con unidad MTU. ................ 75
Figura 23. Producción actualizada del pozo Lago Agrio 24 ......................... 77
xix
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación [1] ................................................................................................. 40
Ecuación [2] ................................................................................................. 40
Ecuación [3] ................................................................................................. 40
Ecuación [4] ................................................................................................. 41
Ecuación [5] ................................................................................................. 41
Ecuación [6] ................................................................................................. 41
Ecuación [7] ................................................................................................. 41
Ecuación [8] ................................................................................................. 41
Ecuación [9] ................................................................................................. 42
Ecuación [10] ............................................................................................... 42
Ecuación [11] ............................................................................................... 42
Ecuación [12] ............................................................................................... 42
Ecuación [13] ............................................................................................... 43
Ecuación [14] ............................................................................................... 43
Ecuación [15] ............................................................................................... 43
Ecuación [16] ............................................................................................... 43
Ecuación [17] ............................................................................................... 44
Ecuación [18] ............................................................................................... 44
Ecuación [19] ............................................................................................... 44
Ecuación [20] ............................................................................................... 44
Ecuación [21] ............................................................................................... 45
Ecuación [22] ............................................................................................... 45
Ecuación [23] ............................................................................................... 45
Ecuación [24] ............................................................................................... 45
Ecuación [25] ............................................................................................... 45
Ecuación [26] ............................................................................................... 46
Ecuación [27] ............................................................................................... 46
Ecuación [28] ............................................................................................... 46
Ecuación [29] ............................................................................................... 46
Ecuación [30] ............................................................................................... 46
xx
Ecuación [31] ............................................................................................... 47
Ecuación [32] ............................................................................................... 47
Ecuación [33] ............................................................................................... 47
Ecuación [34] ............................................................................................... 47
Ecuación [35] ............................................................................................... 47
xxi
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
Anexo 1. Formulario Reacondicionamiento N° 18 del pozo Lago Agrio 24. . 85
Anexo 2. Formulario Programa Alterno N° 1 al Reacondicionamiento
N° 18 del pozo Lago Agrio 24. ...................................................... 86
Anexo 3. Tabla para calcular el factor z ....................................................... 87
Anexo 4. Capacidades Recomendadas de Bombas Centrifugas
Sumergibles operando a 60 Hz @ 3500 RPM de REDA .............. 88
Anexo 5. Datos Operacionales de Motores Sumergibles Seleccionados
a 60 Hz y 3500 RPM de REDA ..................................................... 91
xxii
RESUMEN
El presente trabajo de titulación describe los diferentes sistemas de
Levantamiento Artificial, cada uno de ellos indican los componentes de
superficie y subsuelo, necesarios para su correcto funcionamiento, ventajas
y desventajas para la correcta selección del equipo idóneo que sea capaz de
levantar la producción de petróleo en el pozo Lago Agrio 24. Selección del
tipo de levantamiento artificial a implementar después de una estimulación
con fracturamiento hidráulico para mejorar la producción de petróleo del
pozo Lago Agrio 24 en el campo Lago Agrio Bloque 56, es el punto de
partida a la información necesaria para análisis de este trabajo. Los
objetivos, problemática del pozo y la respectiva justificación; se determinan
en el Capítulo I, así mismo la materia de estudio, temas que procuran
mejorar la comprensión de la idea principal, se describen en el Capítulo II,
después la reseña histórica del campo, procedimiento de
reacondicionamiento en el que fue intervenido el pozo Lago Agrio 24 se
encuentra en el Capítulo III, que es la metodología que permite el análisis
antes de los resultados. Los datos del pozo, antecedentes, historia de
producción del pozo, propiedades petrofísicas y su estado actual, permiten
realizar el diseño del equipo que será instalado en el pozo Lago Agrio 24.
La interpretación y cálculos necesarios para dimensionamiento de la bomba
electrosumergible con el número de etapas optimo, son la base fundamental
y motivo de análisis que permite la selección del mejor sistema de
levantamiento Artificial. Para finalizar los resultados después de ser instalado
el equipo más idóneo para el aporte del pozo hacia la superficie se
encuentra en el Capítulo IV y V con las respectivas conclusiones y
recomendaciones que son parte importante al momento se culminar de
forma eficiente, y que justifique si la intervención en el pozo fue la mejor.
Palabras Clave: Petróleo, Levantamiento Artificial, Fracturamiento Hidráulico
xxiii
ABSTRACT
This work is about the different artificial lift systems, each indicate the
components of surface and underground, necessary for proper functioning,
advantages and disadvantages for the correct selection of the right
equipment to be able to raise oil production Lago Agrio in the well 24.
Selecting the type of artificial lift to implement after stimulation with hydraulic
fracturing to improve oil production well 24 in the Lago Agrio Lago Agrio
Block 56 field is the starting point to the information needed for analysis of
this work. The objectives, problems of the well and the respective
justification; are determined in Chapter I, likewise the subject of study,
subjects who seek to improve understanding of the main idea, are described
in Chapter II, after the historical overview of the field, retrain procedure in
which he was involved the well Lake Agrio 24 is in Chapter III, which is the
methodology that enables analysis before the results.
Well data, history, history of the well, petrophysical properties and their
current status, allow the design of equipment to be installed in the well Lago
Agrio 24.
The interpretation and calculations required for sizing the electric
submersible pump with the optimal number of stages, are the foundation and
subject of analysis that allows the selection of the best artificial lift system.
Finally the results after being installed the most suitable for the contribution
from the well to the surface equipment is in Chapter IV and V with the
respective conclusions and recommendations are an important part when it
finish efficiently, and to justify if intervention in the well was the best.
Keywords: Petroleum, Artificial Lift, Hydraulic Fracturing.
1
1. INTRODUCCIÓN
2
1. INTRODUCCIÓN
La producción de petróleo u Oro negro de un campo en el Ecuador, se
mantiene con crecimiento alto para cumplir con la demanda de un país que
es participe de mejorar un estado que necesita avanzar a nuevos procesos
de investigación.
El extraer petróleo de un pozo hacia la superficie necesita de un mecanismo
o tipo de Levantamiento Artificial que ayude a levantar toda la producción de
petróleo después de agotar la forma natural por diferencia de presiones
existentes en el pozo, es así que el aporte de la zona de interés cañoneada
o arenas con mayor potencial hidrocarburífero debe prevalecer la ingeniería
para diferentes situaciones.
El campo Lago Agrio fue el primer campo de la Cuenca Oriente que fue
descubierto por la compañía Texaco-Gulf en el año de 1967, genero gran
impacto en el país por las reservas de petróleo encontradas, en el año 1972
se confirmó el potencial hidrocarburífero que marcó el inicio de la etapa de
exploración.
Lago Agrio comenzó en mayo de 1972 con una producción promedio de 10
450 barriles de petróleo, después en noviembre de 1973, el campo alcanza
su máximo pico de producción histórica con 53 618 bppd en promedio, con
el tiempo se reflejó una declinación uniforme por los años de los 80.1
A diferencia de la etapa de exploración, y en presencia de una declinación
de producción de petróleo, la etapa de explotación es el proceso mediante el
cual el pozo es sometido a un trabajo de reacondicionamiento, siendo el
caso de estudio el pozo Lago Agrio 24, se le realizo una estimulación con
fracturamiento hidráulico a las arenas productoras y de esta forma mejorar
el factor de recobro, además de instalar en el pozo la correcta selección de
3
un mecanismo de Levantamiento Artificial, que impulsara la reactivación de
la producción.
Es así que en este caso, el pozo Lago Agrio 24 es razón de estudio que
pretende generar conocimiento, conclusiones y recomendaciones que
servirán para futuros reacondicionamientos similares en pozos aledaños a
nuestros campos de la Cuenca Oriente.
1.1. PROBLEMA
La producción petrolera en el Ecuador se inició con el campo Lago Agrio, la
cual tiene un extenso tiempo en producción con sus pozos, como es de
conocimiento la extracción de petróleo a través de los años tiende a bajar en
el proceso de producción por lo cual se necesita nuevos mecanismo que
permitan el aumento de la producción de petróleo que sean conjuntamente
acorde con el cuidado del medio ambiente, como es el Bombeo
Electrosumergible el cual permite reducir los costos operativos, trabajar con
parámetros de campo establecidos, disminuir los mantenimientos y
aumentar la producción haciendo así que mejore el proceso que se
generaba con los levantamientos artificiales que se mantenían desde hace
años atrás.
1.2. OBJETIVOS
1.2.1. OBJETIVO GENERAL
Demostrar un estudio que permita seleccionar el tipo de Levantamiento
Artificial a implementarse en un pozo después de una estimulación con
fracturamiento hidráulico y determinar las mejores condiciones para instalar
este equipo que llevara el petróleo insitu hacia la superficie.
4
1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar la información necesaria y parámetros que influyen positivamente
como negativamente después de realizar una estimulación a un pozo con
Fracturamiento Hidráulico mediante el histórico de producción de petróleo
del pozo Lago Agrio 24 y sus propiedades petrofísicas.
Fundamentar documentalmente los tipos de levantamiento artificial y la
estimulación con fracturamiento hidraúlico para saber sus ventajas y
desventajas y poder seleccionar el levantamiento artificial más adecuado
basado en parámetros de campo y análisis del pozo Lago Agrio 24.
Analizar las variables de diseño de una instalación de Bombeo
Electrosumergible calculando su dimensionamiento con los datos de
campo del pozo Lago Agrio 24.
Demostrar una evaluación económica Costo-Beneficio para proporcionar
una medida de la rentabilidad del tipo de levantamiento artificial
seleccionado en el pozo Lago Agrio 24.
5
2. MARCO TEÓRICO
6
2. MARCO TEÓRICO
El petróleo es un recurso natural no renovable, que se encuentra distribuido
de manera uniforme en el subsuelo, se compone por material orgánico
suficiente y necesario para convertirse en petróleo por el efecto de presión y
temperatura (condiciones estándar) que predomine en el yacimiento.
El modo en que se formó, es por ciertos factores tales como la presencia de
una roca reservorio que contenga al petróleo, gas y agua, que son los fluidos
que casi siempre se encontrara en este sitio bajo condiciones estándar, al
igual que una roca porosa y permeable de forma tal que bajo presión los
fluidos puedan moverse a través de los poros microscópicos de la roca,
además debe existir una roca impermeable para evitar la fuga del petróleo y
gas hacia la superficie y la trampa que impida movimientos laterales de fuga
del hidrocarburo.
La existencia de dos o más acumulaciones de estos hidrocarburos es
denomino como yacimiento, lugar en donde los fluidos están sujetos a
la acción de ciertas fuerzas naturales que son: fuerzas de presión, fuerzas
de fricción por viscosidad, fuerzas capilares y por la gravedad, que actúan en
el movimiento de los fluidos hacia el pozo o para retenerlos en el yacimiento.
Cuando las fuerzas tienen la energía suficiente para desplazar los fluidos
desde su interior hasta el fondo del pozo y a la superficie, se dice que "EL
POZO FLUYE POR FLUJO NATURAL", es decir, que por consecuencia del
diferencial entre las presiones de la formación y el pozo el fluido se desplaza
por si solo hacia la superficie.
La mayor parte de los pozos son capaces de producir por Flujo Natural en su
primera etapa de su vida productiva. Sin embargo, la producción mediante
Flujo Natural no es el método que garantice los niveles de producción
rentable durante la vida productiva del yacimiento.
7
Por lo tanto para obtener un máximo beneficio económico del yacimiento, en
la etapa de explotación los mecanismos, métodos y procedimientos para
explotar el yacimiento deben ser los más óptimos, en cual permite mantener
los niveles de producción de la manera más económica posible.
Con el paso de los años durante la explotación del yacimiento, la presión de
este disminuye, implicando que la producción de fluidos baje, el pozo deja de
producir por sí mismo. De esta forma surge la necesidad de extraer los
fluidos del yacimiento mediante aplicación de fuerzas o energías ajenas al
pozo, y a esto se le denomina LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.
2.1. UBICACIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO
El campo Lago Agrio, está situado en la Región Amazónica Ecuatoriana, en
la provincia de Sucumbíos, cantón Nueva Loja. En la Figura 40 se muestra el
mapa petrolero del ecuador indicando la provincia de Sucumbíos y el campo
Lago Agrio.
Esta atravesado por el río Aguarico y se enmarca en las siguientes
coordenadas que se encuentran en la Tabla 11.
Tabla 1. Coordenadas geográficas - métricas del Campo Lago Agrio.
(EP Petroecuador, 2013)
Geológicamente se encuentra alineado al conjunto de campos Tigüino,
Cononaco, Auca, Sacha, Palo Azul-Rojo y Charapa que entrampa
8
hidrocarburo en tres etapas migratorias en las secuencias detríticas de las
formaciones:
Formación Hollín.
Formación Napo.
Formación Tena.
Sus reservas remanentes son 32 421 003 barriles de petróleo, con una
producción diaria promedio de 4 441 BPPD aproximadamente, provenientes
de 26 pozos. Sus niveles productivos son:
Formación Hollín Superior.
Formación Napo (T y U).
Basal Tena.
Cada uno de los cuales presenta sus propias características litológicas
estructurales y de fluidos de formación, como consecuencia del Ambiente
paleontológico en que fueron depositados y de los fluidos migrados
acumulados.
9
Figura 1. Ubicación del Campo Lago Agrio.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
2.1.1. ESTRUCTURA GEOLÓGICA DEL CAMPO LAGO AGRIO
El campo Lago Agrio se presenta como una estructura anticlinal fallada,
alargada en dirección preferencial norte-noreste, sur-suroeste, las
dimensiones aproximadas son de 8 kilómetros de largo, 4 kilómetros de
ancho, 150 pies de cierre vertical, y su superficie es de 32 kilómetros
cuadrados.
10
El campo Lago Agrio, yace sobre el lado levantado (oeste) el cual es
controlado por una falla regional inversa al este, con ligero buzamiento al
oeste, la cual afecta incluso a sedimentos del terciario (base de la formación
Tiyuyacu), generando así el cierre estructural, que dio lugar al campo Lago
Agrio.
La estratigrafía del campo Lago Agrio, (Ver Figuras 2 y 3), se halla
representada por sedimentos, que van desde el tope jurásico, donde fue
cortado un núcleo de fondo (Lago 02), representando litológicamente por
andesitas rojas, hasta sedimentos recientes del Plioceno.
El yacimiento principal de producción de petróleo del campo Lago Agrio, es
la arena Hollín, con un gran acuífero de fondo y como yacimientos
secundarios tenemos:
Yacimiento Basal Tena.
Yacimiento Napo “T”.
Yacimiento “U”.
2.1.2. FORMACIONES PRODUCTORAS Y COLUMNA ESTRATIGRÁFICA
DEL CAMPO LAGO AGRIO
Los principales reservorios productivos de este campo son:
2.1.2.1. Hollín Superior, Hollín Inferior
Ambas con 30 API y pertenecientes a la formación Hollín.
2.1.2.2. Napo “T” y “U”
La formación Napo T con 31 API y Napo U con 30 API.
11
2.1.2.3. Basal Tena
Finalmente la arenisca Basal Tena con 29 API, los contactos agua-petróleo,
son variables en todas las arenas.
12
Figura 2. Columna estratigráfica del Campo Lago Agrio.
(EP Petroecuador, 2013)
13
Figura 3. Columna estratigráfica Cuenca Oriente.
(EP Petroecuador, 2013)
14
2.1.3. YACIMIENTOS DEL CAMPO LAGO AGRIO
A continuación se describirán los diferentes yacimientos del campo Lago
Agrio.
2.1.3.1. Formación Hollín
Es el principal reservorio de petróleo de edad Albeano-Cenomaniano y
Paleo, ambiente transicional deltaico, se lo ha subdivido en superior e
inferior, predomina la parte inferior con una secuencia deltaica, pasando por
un LAGO, y en la parte superior, por dos secuencias estuarinas, una
dominada por mareas y otra por olas.
2.1.3.1.1. Hollín Inferior
El tope de este reservorio se encuentra entre 9 040 y 1 088 pies, tiene un
espesor promedio regular en todo el campo de 32 pies, en Lago-15 a 184
pies, el Lago-23.
Está constituida fundamentalmente de una arenisca limpia con poco
presencia de arcilla, con espesores de saturación de crudo de 27 pies en
Lago-30 a 122 pies, en Lago-11, con una porosidad del 8% en Lago-25 a
20%, en Lago-11 y Lago-12.
Este reservorio está afectado por un contacto agua-petróleo, y posiblemente
trabajen como unidades hidráulicas diferentes en el campo, una unidad en la
parte norte-oeste, está afectada por el contacto agua-petróleo del pozo
Lago-41 (-9 095 pies), y otra unidad hidráulica en la parte sur afectada por el
contacto agua-petróleo del pozo Lago-38 (-9 088 pies), considerando
horizontal con inclinaciones a los flancos, existe un empuje hidráulico lateral
a la parte central del flanco este del yacimiento por la invasión del agua por
la falla, afectando a los pozos Lago-23, Lago-37, Lago-29, Lago-10 y a la
15
altura de los pozos Lago-26, Lago-34, mientras que en el flanco oeste el
yacimiento está afectado por un empuje hidráulico de fondo, llegando a
unirse estos avances de agua a la altura de los pozos Lago-16, Lago-31,
Lago-12, Lago-10, desarrollando conificaciones en la parte norte, centro y
sur de la estructura.
2.1.3.1.2. Hollín superior
El tope de este yacimiento se ubica entre 9 892 pies + a 10 058 pies y tiene
un espesor de 6 pies, en el pozo Lago-3 a 48 pies en el pozo Lago-6, con
espesor de saturaciones de 5 pies, en el pozo Lago-12 a 26 pies en el pozo
Lago-6, con una porosidad de 6% en el pozo Lago-30 a 20% en el pozo
Lago 11, constituida por arenisca cuarzosa de grano fino a grueso y muy
grueso hacia la base, color gris claro blanco, granos translucidos y hialinos.
2.1.3.2. Formación Napo
Dentro de la Formación Napo se subdivide en dos zonas como son la zona T
y zona U.
2.1.3.2.1. Arena T
Este reservorio se ubica entre 9 746 pies a 9 958 pies, con un espesor de 35
pies en el pozo Lago 29 a 100 pies, en pozo Lago-25, con espesores
irregulares de saturación de crudo de cuatro pies en el pozo Lago-11 a 38
pies en el pozo Lago-32.
Su porosidad está en el orden 9% en el pozo Lago-20 a 18% en el pozo
Lago-15, está constituida, por una arenisca cuarzosa glauconítica, gris
verdosa, de grano fino a medio, subredondeada, con presencia de cemento
silicio a veces calcáreo.
16
2.1.3.2.2. Arena U
Este reservorio se ubica entre 9 558 pies a 9 720 pies con un espesor de 44
pies en el pozo Lago-33 a 102 pies en el pozo Lago-35, con espesores
irregulares de saturación de crudo en 3 pies en el pozo Lago-33 a 28 pies en
el pozo Lago-30. Su porosidad está en el orden del 9% en el pozo Lago-22 a
20% en el pozo Lago-17, está constituida, por una arenisca cuarzosa, gris
clara a café, grano fino a grueso de glauconita.
2.1.3.3. Formación Basal Tena
El tope de este reservorio se ubica entre 8 873 pies a 9 002 pies, con
espesores irregulares depositados en el yacimiento de 8 pies en el pozo
Lago-16 a 32 pies en el pozo Lago-28, con espesores de saturación de
crudo de dos pies en el pozo Lago-31 a 17 pies en el pozo Lago-33.
Su porosidad está en el orden del 9% en el pozo Lago-8 a 21% en el pozo
Lago-20 y en el pozo Lago-25. Está constituida por arenisca cuarzosa, grano
fino a grueso, color café claro, a veces, microconglomerática, mal
seleccionado, cemento silicio a veces calcáreo.
El gas de este campo tiene importante contenido de 𝐶𝑂2 lo que es
característico de los campos que se ubica cerca al borde occidental de la
cuenca, los datos obtenidos se encuentran tabulados en la Tabla 12.
Tabla 2. Contenido de gas del Campo Lago Agrio.
Reservorio CO2 C L&N2 (%) C2-C6 C7+
Hp 52 27 21 0.12
Hs 34 29 37 0.3
T 11 38 50 0.3
(Secretaría de Hidrocarburos, 2014)
17
2.1.4. DESARROLLO DE LA PETROFÍSICA
2.1.4.1. Características de los flujos
Un punto favorable del Campo Lago Agrio es la clase de petróleo que
produce, es un crudo que presenta características favorables, las cuales se
muestran en la Tabla 13.
Tabla 3. Propiedades del Petróleo del Campo Lago Agrio.
PROPIEDADES DEL PETRÓLEO
°API Viscosidad (cP) a
C.N. (14.7 psi; 60 °F)
Compresibilidad del
petróleo
28.3 1.56 8.39*10-6
(Secretaría de Hidrocarburos, 2014)
2.1.4.2. Espesores productores
La formación Hollín aporta la mayor parte de la producción, del campo Lago
Agrio, también se tiene un aporte considerable de la arena U inferior como
superior, a continuación se presenta, en la Tabla 14.
Tabla 4.Espesores productores del Campo Lago Agrio.
YACIMIENTO PROFUNDIDAD ESPESOR PROMEDIO
(pies) (pies)
BASAL TENA 8 873 – 9 002 6 - 10
NAPO U 9 508 – 9 720 9 - 12
NAPO T 9 746 – 9 958 10 - 15
HOLLÍN SUPERIOR 9 892 – 10 058 40
HOLLÍN SUPERIOR 9 904 – 10 088 20
(Secretaría de Hidrocarburos, 2014)
18
2.1.5. RESERVAS VOLUMÉTRICAS
Las reservas originales y remanentes a abril del 2014 por arena se
encuentran tabuladas en la Tabla 15.
En esta tabla se muestran los valores de saturación de petróleo, porosidad,
gravedad específica del aceite °API, factor volumétrico y las reservas
iniciales y remanentes del campo Lago Agrio.
Tabla 5. Reservas volumétricas del Campo Lago Agrio de abril del 2014
(Secretaría de Hidrocarburos, 2014)
2.1.6. PRODUCCIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO LAGO AGRIO
El campo Lago Agrio tuvo una producción inicial de 2 955 BPPD con su
primer pozo perforado en 1967. Por falta de registros el historial de
producción comienza en 1983 (Ver Figura 43).
Apartar de estos datos fue sacado la sumatoria de las pruebas de
producción mensuales de cada pozo.
Desde aquel año, la producción anual ha disminuido notablemente casi en
un 60%, pero aun así continua siendo una cantidad importante dentro de la
ARENA So
%
Ø% API Boi
(BR/BF)
Volumen
In
Situ(STB)
FR % Reservas
Iniciales
(BLS)
Petróleo
Producido
(BLS)
Reservas
Remanentes
(BLS)
BASAL
TENA
78.0 15.0 24.0 11.863 34 760
000
22.00 7 647 200 3 555 589 4 091 611
NAPO U 65.0 14.4 30.0 12.441 45 593
985
24.00 10 942
556
1 869 446 9 073 110
NAPO T 75.0 11.6 31.3 12.622 49 148
888
24.00 11 795
733
2 272 242 6 523 491
HOLLÍN 81.3 14.4 28.1 11.476 391 840
045
40.00 156 726
018
140 682
524
16 053 494
TOTAL 521 342
918
187 111
507
148 379
801
35 741 706
19
producción nacional considerando la antigüedad del campo y el creciente
precio actual del petróleo.
La gráfica del historial de producción del campo Lago Agrio es presentada a
continuación en la Figura 43.
Figura 4. Historial de producción del Campo Lago Agrio.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2014)
20
Figura 5. Historial de producción actualizado del Campo Lago Agrio.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2014)
2.2. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Al finalizar la producción por Flujo Natural, la presión en el yacimiento
disminuye, es decir, la producción del pozo baja hasta el momento en el cual
deja de producir por sí mismo. Un sistema de Levantamiento Artificial
consiste en extraer los fluidos del yacimiento mediante la implementación de
fuerzas o energías ajenas al pozo, es necesario seleccionar un sistema de
Levantamiento Artificial que permita seguir produciendo eficientemente del
yacimiento.
Existen algunos parámetros que son importantes en la selección del equipo
de Levantamiento Artificial, tales como:
Costo por inversión inicial
Gastos operacionales / ingresos mensuales
Vida útil del equipo / pozo
21
Número de pozos con levantamiento artificial
Disponibilidad del equipo
Es necesario indicar que cada uno de los sistemas de Levantamiento
Artificial tiene sus respectivas limitaciones económicas y operacionales, que
lo podrían excluir para cualquier consideración en ciertas condiciones
operacionales.
Cada uno de los sistemas de levantamiento cumple con el propósito de
minimizar el requerimiento de energía en la cara de la formación de interés,
además de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento
provocando una mayor afluencia de fluidos, sin generar problemas en la
producción tal como puede presentarse: arenamiento, conificación
de agua etc.
2.2.1. CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL
Los sistemas de levantamiento se los puede clasificar de acuerdo a su
mayor número de uso en los pozos dentro de la industria del petróleo y son:
Sistemas convencionales
Bombeo Mecánico (Balancín)
Gas Lift (Inyección de Gas)
Sistemas no convencionales
Bombeo Hidráulico (Bombas de pistón y Jet)
Bombeo de cavidades progresivas
Bombeo Electrosumergible
22
Figura 6. Sistemas de Levantamiento Artificial.
(Guo, Lyons, & Ghalambor, 2007)
2.2.2. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
CONVENCIONALES:
Son aquellos sistemas con mayor aplicación en la industria petrolera, siendo
los más utilizados el Bombeo Mecánico y Gas Lift.
2.2.2.1. Bombeo Mecánico
El bombeo mecánico no es más que un procedimiento de succión y
transferencia casi continúa del petróleo hasta la superficie que consiste
fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante,
abastecida de energía a través de una sarta de varillas.
23
Figura 7. Bombeo Mecánico (Balancín).
(PDVSA, 2002)
2.2.2.1.1. Aplicación del Bombeo Mecánico
Este sistema de levantamiento artificial es más empleado para:
Pozos verticales.
Pozos unidireccionales.
Pozos poco profundos, no mayor a 9000 pies.
Pozos con baja producción (entre 20 y 2000 BPPD).
Pozos con temperaturas, no mayores a 500 °F.
Pozos con crudo pesado y altamente viscoso.
2.2.2.1.2. Ventajas del Bombeo Mecánico
Diseño es poco complejo.
24
Es eficiente, simple y fácil de operar.
Pues operar a temperatura elevadas.
2.2.2.1.3. Desventajas del Bombeo Mecánico
Efectividad del sistema, se afecta severamente por la presencia del gas.
En presencia de arenas, ocasionan el desgaste severo del equipo.
Requiere altos costos de mantenimiento.
Posee profundidades limitadas.
El equipo es pesado y ocupa mucho espacio.
La taza de producción declinan rápidamente.
2.2.2.2. Gas Lift
El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción
que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía.
El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de
producción. Además el gas inyectado tiene como propósito aligerar o
desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso.
De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar
los fluidos desde el fondo hasta la superficie.
2.2.2.2.1. Aplicaciones del Gas Lift
Para este sistema de Levantamiento Artificial mediante la aplicación de Gas
Lift se consideran algunos aspectos importantes según el tipo de inyección
de gas a emplearse en un pozo, igualmente existe tres tipos de instalaciones
del sistema posibles.
25
Tipos de Inyección del Gas
Inyección de gas por flujo continuo
Considera una extensión del método de producción por flujo natural: este
tipo de inyección consiste en suplir el gas de formación mediante la
inyección continua de gas en la columna de fluidos, con la finalidad de
aligerar el peso de ésta.
Inyección de gas por flujo intermitente
La inyección es cíclica e instantáneamente en alto volumen de gas
comprimido en la tubería de producción, el propósito es desplazar hasta la
superficie, la columna o tapón de fluido que aporta la arena por encima del
punto de inyección.
Tipo de instalación del Gas Lift
Instalaciones abiertas
La sarta de tubería está suspendida dentro del pozo sin empacadura.
Instalaciones semicerradas
Similar a la abierta con la diferencia de que se instala una empacadura que
sella la comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular.
Instalaciones cerradas
Similar a la semicerrada, excepto que se coloca una válvula fija en la sarta
de producción, generalmente en el fondo del pozo (Tipo ideal para flujo
intermitente), además este tipo de sistema es mejor aplicado para:
26
Pozos Verticales.
Pozos desviados.
Pozos de baja producción.
Pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena.
Pozos de profundidad de hasta + 10 000 pies.
2.2.2.2.2. Ventajas del Gas Lift
Flexibilidad para producir con diferentes tasas.
Factible producir varios pozos desde una sola plataforma.
Equipo del subsuelo sencillo y de bajo costo.
Costo de operación bajo.
2.2.2.2.3. Desventajas del Gas Lift
Requiere fuente de gas de alta presión.
Instalaciones con revestidores viejos, líneas de flujo muy largas y de
pequeño diámetro, no es recomendable.
Gas de inyección debe ser previamente tratado.
Pozos de crudo viscoso y/o parafinoso, no es recomendable.
2.2.3. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
NO CONVENCIONALES
Son aquellos que han sido desarrollados y/o mejorados en los últimos años.
2.2.3.1. Bombeo Hidráulico
Es tipo de sistema permite trasmitir presión desde un sitio centralizado o
individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido o fluido
motriz, que se dirige al fondo del pozo para activar la bomba Hidráulica de
manera mecánica acoplada a una camisa.
27
2.2.3.1.1. Aplicaciones del Bombeo Hidráulico
Es sistema de Bombeo Hidráulico se puede aplicar en dos tipos: pistón y Jet.
Bombeo Hidráulico tipo pistón
La generación y transmisión de energía se efectúa mediante un fluido
conocido como “fluido motriz”, el cual es inyectado a presión al pozo por una
unidad de potencia, y de esta manera obliga a impulsar los fluidos
producidos por el yacimiento hacia la superficie.
Bombeo Hidráulico tipo Jet
Es la trasferencia de energía entre el fluido motriz y los fluidos producidos,
es decir, que dentro de la tobera esta mezcla de fluidos intercambia energía
mientras pasan de la tobera al difusor, en este sitio los fluidos producidos
ganan todo la energía del fluido motriz que es convertida en presión estática
y para cuando esta presión sea mayor que la ejercida por la columna de
fluidos del espacio anular, se establecerá el flujo hacia la superficie.
28
Figura 8. Bombeo Hidráulico.
(Hirschfelt, 2008)
2.2.3.1.2. Ventajas del Bombeo Hidráulico
Bombeo Hidráulico tipo Pistón
Factible para pozos verticales y desviados.
Facilidad de manejo para crudos de 8 °API.
Fluido motriz a menor presión que el de tipo Jet.
Manejo de caudal entre 1 000 a 5 000 bpd.
Ideal para manejo de bajos caudales.
Baja eficiencia mecánica.
29
Bombeo Hidráulico tipo Jet
Factible para pozos verticales y desviados.
Factible para alta o bajo presión de fondo.
Buen índice de productividad.
Fluido motriz a alta presión entre 2 000 a 4 000 psi.
Baja eficiencia mecánica (30%).
2.2.3.1.3. Desventajas del Bombeo Hidráulico
Bombeo Hidráulico tipo Pistón
Requiere fluido limpio.
Mantenimiento no tal fácil como el tipo Jet.
Bombeo Hidráulico tipo Jet
Elevados costos de operación.
Necesita una fuente cercana de fluido.
2.2.3.2. Bombeo de Cavidades Progresivas
El sistema de bombeo de cavidades progresivas (PCP), consiste de dos
engranajes helicoidales interiores entre sí, el Rotor y Estrator.
El rotor es accionado desde la superficie por un sistema impulsor que
transmite el movimiento rotativo a la sarta de cabillas la cual se encuentra
conectada al rotor.
El estator es el componente estático de la bomba y contiene un polímero de
alto peso molecular con la capacidad de deformación y recuperación elástica
llamado Elastómero.
30
2.2.3.2.1. Aplicaciones del Bombeo de Cavidades Progresivas
Este sistema en sus inicios solo era una bomba utilizada en superficie para
separación de partículas parafinosas y viscosas, pero en la actualidad paso
hacer un sistema eficiente de Levantamiento Artificial siendo estas sus
aplicaciones:
Pozos de crudos medianos y pesados
Pozos con crudos arenosos, parafínicos y muy viscosos.
Pozos de bajas a medianas tasas de producción.
Pozos con instalaciones relativamente profundas.
Pozos verticales.
Pozos inclinados, altamente desviados.
Pozos horizontales.
Pozos con alto contenido de agua, las constituyen en una alternativa
técnicamente apropiada para la evaluación del potencial de pozos o como
optimización y reducción de costos.
2.2.3.2.2. Ventajas del Bombeo de Cavidades Progresivas
Pozos productores de petróleo por su relativa baja inversión inicial; bajos
costos de transporte, instalación, operación y mantenimiento.
Alternativa económica y confiable que resuelve muchos de los problemas
presentados por otros métodos de Levantamiento Artificial.
Bajo impacto visual, muy bajos niveles de ruido y mínimos requerimientos
de espacio físico tanto en el pozo como en almacén.
Reduce gastos asociados a consumo energético, optimización (cambios
de velocidad de operación).
Reduce el impacto ambiental (ruidos, derrames, etc).
Control, seguimiento y monitoreo es muy sencillo.
31
2.2.3.2.3. Desventajas del Bombeo de Cavidades Progresivas
Como desventaja de este sistema de Levantamiento Artificial es la
incapacidad de los elastómeros para manejar altas temperaturas, crudos
livianos con bajo corte de agua y alto contenido de aromáticos, medianos a
altos volúmenes de gas libre (el gas afecta la bomba de dos maneras,
atacándolo directamente y por el calor que se genera al ser sustituido los
líquidos por la mezcla gaseosa).
2.2.3.3. Bombeo Electrosumergible
El sistema de bombeo electrosumergible, es un medio efectivo y económico
para lograr recuperar considerables volúmenes de fluidos a grandes
profundidades.
Su aplicación es mayor en yacimientos con altos volúmenes de fluido,
porcentajes de agua y una baja relación gas – petróleo (GOR), sin embargo
en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes resultados en la
producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos con fluidos abrasivos,
altas temperaturas y que disponen de un diámetro reducido.
32
Figura 9. Bombeo Electrosumergible (BES).
(Ramírez, 2004)
2.2.3.3.1. Aplicaciones del Bombeo Electrosumergible
La principal función del sistema de bombeo electrosumergible para la
extracción del petróleo, es proporcionar la energía adicional al fluido del
yacimiento mediante el uso de bombas centrifugas multi-etapa, donde su
caudal de operación es controlado mediante variadores de velocidad
instalados en la superficie del pozo.
Los componentes en la superficie de los pozos son:
Cabezal del Pozo.
Caja de Venteo (Caja de Empalme).
Transformadores.
Controlador del Motor Electrosumergible (Variador de Velocidad VSD).
33
Los componentes de subsuelo del pozo son:
Tubería de producción.
Bomba centrifuga de etapas múltiples.
Intake y/o separador de gas.
Protectores.
Motor eléctrico, que se encuentra en la parte inferior y provee la potencia
necesaria para mover la bomba.
Cable de potencia.
2.2.3.3.2. Ventajas del Bombeo Electrosumergible
Puede levantar altos volúmenes de fluido.
Maneja altos cortes de agua.
Su vida útil puede ser larga.
Se puede usar en cualquier tipo de facilidades de operación, tierra o mar.
Versatilidad, diferentes modelos y tamaños.
Alta confiabilidad.
Económico, recuperación inmediata de la inversión.
2.2.3.3.3. Desventajas del Bombeo Electrosumergible
Inversión inicial muy alta.
Alto consumo de potencia.
No es recomendable en pozo de baja producción.
Los cables se pueden deteriorar al estar expuestos a temperaturas
elevadas.
34
3. METODOLOGÍA
35
3. METODOLOGÍA
3.1. TRABAJO DE REACONDICIONAMIENTO
El presente trabajo de titulación es sobre el tipo de Levantamiento Artificial
más idóneo para instalar en el pozo Lago Agrio 24, sin embargo antes de
entrar en detalles propios al pozo, a continuación se describe el trabajo de
reacondicionamiento N° 18 el cual consistió en estimular al pozo.
3.1.1. ESTIMULACIÓN MEDIANTE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.
3.1.1.1. Fracturamiento hidráulico
Es la técnica mediante la cual se estimula al yacimiento, se fractura por
medio de inyección de fluidos a altas presiones hasta superar la capacidad
de admisión de fluido a la roca y se mantiene abiertas las fisuras utilizando
arena o por medio de agentes de soportes también denominados
apuntalantes.
3.1.1.2. Alcance del fracturamiento hidráulico
El alcance o propósito principal es incrementar o recuperar el flujo de
producción de hidrocarburos a través de las fracturas creadas en la
formación.
Figura 10. Estimulación mediante Fracturamiento hidráulico al pozo.
(De la Cruz, 2003)
36
3.1.1.3. Reacondicionamiento N° 18
Inicia el 29 de abril de 2015 cuyo objetivo fue: correr registro de saturación
(RMT), en función de resultados definir intervalos a redisparar, disparar y
fracturar arena Hollín.
En mayo 2015 se presenta Programa Alterno No.1 al Reacondicionamiento
No.18 del pozo Lago Agrio 24, cuyo objetivo presentado fue: repunzar con
sistema Hydrajet a la arena Hollín, realizar fracturamiento hidráulico en
arena Hollín, realizar tratamiento de modificador de permeabilidad relativa
(RPM) a Hollín, bajar completación selectiva, evaluar y diseñar sistema de
levantamiento.
En mayo 2015 se presenta el Alcance al Programa Alterno No.1 del
Reacondicionamiento No.18 del pozo Lago Agrio 24 con mejores datos
operacionales del pozo que mejorar el criterio de selección del sistema de
levantamiento Artificial para este pozo.
3.1.1.4. Procedimiento del trabajo de Reacondicionamiento N° 18
Repunzar con sistema Hydrajet en 4, 5 y 7 etapas los intervalos 9 970 - 9
976 pies (6 pies), 9 978 - 9 986 pies (8 pies) y 10 002 – 10 014 pies (12
pies) de la arena Hollín, asentar 2 tapones a 10 023 y 10 020 pies, realizar
fracturamiento hidráulico a los intervalos 9 919 - 9 925 pies (6 pies) y 9 929
– 9 937 pies (8 pies) de la arena Hollín, realizar limpieza al pozo, realizar
tratamiento modificador de permeabilidad relativa para la arena Hollín, bajar
completación selectiva.
37
3.1.1.4.1. Intervalos intervenidos en el Reacondicionamiento N°18 del pozo
Lago Agrio 24
De acuerdo con la información de la Compañía encargada del pozo Lago
Agrio 24, los intervalos prospecto a producir petróleo del reservorio con
mejores características son:
Tabla 5. Intervalos intervenidos en el Reacondicionamiento N°18 del pozo Lago Agrio 24
INTERVALOS REPUNZADOS CON SISTEMA HYDRAJET
ARENA DESDE
(pies)
HASTA
(pies)
TOTAL
(pies)
Hollín 9 970 9 976 6
Hollín 9 978 9 986 8
Hollín 10 002 10 014 12
INTERVALOS ESTIMULADOS CON FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
Hollín 9 919 9 925 6
Hollín 9 929 9 937 8
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
3.1.1.4.2. Volúmenes propuestos por el fracturamiento hidráulico
La secuencia y los volúmenes propuestos para realizar el fracturamiento
hidráulico dentro del reacondicionamiento N° 18 del pozo Lago Agrio 24 se
indican en la Tabla 17.
38
Tabla 6. Volúmenes propuestos para realizar el fracturamiento hidráulico.
Etapa Tipo de Etapa Tipo de
Fluido
Volumen
Limpio
(gal)
Velocidad
de pulpa
(bpm)
Tipo de
agente
1 Lechada
principal de
fracturamiento
WG1812cP 8 000 10-20
2 Inyección de
Agua
CW-Frac 4 000 18
3 Almohadilla
principal de
fracturamiento
Sir27cP 2 500 18
4 Lechada
principal
Sir27cP 10 000 18 CarboLite
16/20 +
SandWedge
5 Limpiador
principal de
fracturamiento
WC1812cP 3 620 18
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
39
3.1.1.4.3. Procedimiento para calcular y analizar las variables de
diseño de una instalación de bombeo electrosumergible
A continuación se detallan los pasos básicos a seguir para calcular y analizar
las variables de diseño de una instalación de Bombeo Electrosumergible:
Cálculo del IPR e índice de productividad (𝐏𝐈) / (𝐈𝐏)
Como parte fundamental antes de seleccionar un sistema de levantamiento,
es necesario conocer en primera instancia las posibles tasas de flujo o
producción que se pueden obtener del pozo, mediante un análisis de los
factores que afectan el paso de los fluidos desde la formación hacia el pozo
y su relación entre los mismos.
Por lo tanto la tasa de producción de un pozo no puede ser asignada
arbitrariamente, ya que depende principalmente de la capacidad de flujo de
la formación de interés, más que del sistema de Levantamiento Artificial a
ser instalado.
Cálculo del IPR
El IPR (Inflow performance Relationship), se define como la relación del
comportamiento entre el caudal de producción y la presión de fondo fluyente,
es decir, se encuentre en el rango de presión desde la presión promedia de
reservorio y la presión atmosférica, y el caudal es el potencial
completamente abierto al pozo (Qmax), mientras que el caudal promedio del
reservorio en fondo, es siempre cero.
Estas variables se determinan teniendo en cuenta los parámetros como:
diámetro de la tubería de producción y líneas de flujo, el choque en el
cabezal y la presión del separador; para analizar el comportamiento en la
gráfica en un plano cartesiano Pwf vs caudal y se presentan yacimientos
subsaturados o con empuje hidráulico se puede usar la ecuación del índice
de productividad.
40
Cálculo del índice de productividad IP
El índice de productividad IP, se lo puede definir como el caudal de
producción en barriles por día (bpd) que puede lograr por cada psi de
reducción en la presión de fondo del pozo (Pwf); es decir, el IP es igual a la
tasa de flujo divido por la reducción de presión por la producción “Drawdown”
tal como se demuestra en la siguiente ecuación:
Ecuación [1]
Drawdown = ∆P = (Ps − Pwf)
Entonces, el índice de productividad es igual a:
Ecuación [2]
IP = q
Ps − Pwf (
bl/día
lb pulg2⁄)
Donde:
q, caudal (bls día)⁄
Ps, presión de reservorio (lb pulg2)⁄
Pwf, presión de fondo fluyente (lb pulg2)⁄
Siendo el IP el indicador de la capacidad o habilidad para producir fluido de
un pozo del reservorio.
Cálculo de la nueva Presión de Fondo
Ecuación [3] Ecuación 1. Cálculo de l a nueva Presi ón de Fondo.
Pwf = Pr − Qdeseado
IP
41
Cálculo de la Gravedad Específica del Crudo
Ecuación [4] Ecuación 2. Cálculo de l a Gravedad Espec ífica del Cr udo.
SG = 141.5
131.5 + °API
Cálculo de la Gravedad Específica Promedio
Ecuación [5] Ecuación 3. Cálculo de l a Gravedad Espec ífica Pr omedio.
SGprom = %Agua ∗ SGAgua + % Crudo ∗ SGCrudo
Cálculo de la Presión en la Entrada de la Bomba
Ecuación [6]
Ecuación 4. Cálculo de l a Presi ón en l a Entrada de l a Bomba.
PIP = Pwf − (I. perforación − P. asentamiento) ∗ SGporm
2.31 PiesPsi
Volumen total de gas libre
Ecuación [7]
TotalGAS−LIBRE = RGP × BNPD
1 000
Relación Gas-Petróleo en solución Rs
Ecuación [8]
Rs = γg × (Pb
18 ×
100,0125 × ° API
100,00091 ×T (℉))
1,2048
42
Volumen de gas en solución
Ecuación [9]
TotalG sol = Rs × BNPD
1 000
Volumen de gas libre
Ecuación [10]
Gas Libre = TotalGas − Gas Solución
Factor Volumétrico del gas Bg.
Ecuación [11]
βg = 5,04 × Z ∗ T
P
Factor Volumétrico del petróleo Bo
Ecuación [12]
βo = 0.972 + 0.000147 × (RS ∗ (γg
γo)
0,5
+ 1.25 × T)
1,175
43
Cálculo del volumen de Petróleo @ PIP y Tf
Ecuación [13]
VO = Q BFPD × % Pet. × βo
Cálculo del volumen de Agua @ PIP y Tf
Ecuación [14]
Vw = Q BFPD × WC FRACC.
Cálculo del volumen de Gas @ PIP y Tf
Ecuación [15]
Vg = βg + Volumen de Gas Libre
Cálculo del volumen total a ser manejado por la bomba
Ecuación [16]
Vt = Vo + Vg + Vw
44
Cálculo del porcentaje de Gas Libre en la entrada de la Bomba
Ecuación [17]
%GasLibre = Vg
Vo + Vg + Vw
3.1.1.4.4. Cálculo del volumen To. De Petróleo sin Gas
Ecuación [18]
Vol. To de pet. sin gas = VO − VGAS−LIBRE
Cálculo del TMPF: Masa total del fluido producido (Lbm/día)
Ecuación [19]
TMPF = [(BPPD × γg + BAPD × γW) ∗ 62.4 ∗ 5.6146]
+ (RGP × BPPD × γg ∗ 0,0752)
Cálculo de la Gravedad específica compuesta (δm)
Ecuación [20]
δm = TMPF
BFPD ∗ 5,6146 ∗ 62,4
45
Cálculo del Gradiente de la mezcla
Ecuación [21]
γm = 0.433 × δm
Cálculo de la Pérdida Total por fricción en la tubería
Ecuación [22] Ecuación 5. Cálculo de l a Pér dida de fricci ón en l a tubería.
∆Pf = (Prof. B − Pcabz) ∗ Df
1 000
Cálculo de la Altura dinámica total
Ecuación [23]
NFD = Hb − (PIP − Pcsg
γm)
Ecuación [24]
Pcab(pies) = (PSI)
γm
Ecuación [25] Ecuación 6. Cálculo de l a Altur a dinámica total.
TDH(Pies) = NFD + Pcab + ∆Pf
46
Cálculo del Número de etapas
Ecuación [26] Ecuación 7. Cálculo del N úmer o de etapas.
STG = TDH
Ft/STG
Cálculo de selección del motor
Ecuación [27]
HPm = (N° etapas) × HP
Stg × Fhp ∗ δm
Ecuación [28]
HPtm = HPm + HPsep + HPsello
Ecuación [29]
𝑉𝑜𝑙𝑡 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 = Profundidad del equipo ∗ caida de voltaje
Ecuación [30]
𝑉 𝑠𝑢𝑝 = 𝑉 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 + 𝑉 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒
47
Cálculo de la selección del variador de frecuencia
Ecuación [31]
𝐾𝑉𝐴 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 =𝑉 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 ∗ 𝐼 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 ∗ √3
1000
Ecuación [32]
𝐾𝑉𝐴 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 =𝑉 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 ∗ 𝐼 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 ∗ √3
1000
Ecuación [33]
%𝛥𝑉𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 =𝐾𝑉𝐴 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒
KVA motor + KVA cable∗ 100
Ecuación [34]
KVA = KVA motor + KVA cable
EVALUACIÓN COSTO-BENEFICIO
Ecuación [35]
.
RCB =Ingreso Total Actualizado
Egreso Total Actualizado
48
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
49
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
En la primera parte de este capítulo se analizara la información necesaria
para determinar la mejor opción del sistema de Levantamiento artificial a ser
instalado en el pozo, en la segunda parte se realizara los cálculos de
dimensionamiento del equipo seleccionado para el pozo Lago agrio 24.
4.1. SELECCIÓN DEL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Para la correcta selección del tipo de Levantamiento Artificial a ser instalado
en un pozo, existes factores que necesariamente deben ser analizados tales
como: historia de producción del pozo, historia de reacondicionamientos
realizados en el pozo, propiedades petrificas del pozo, etc.
A continuación se presente un análisis total de las condiciones del pozo
Lago Agrio 24.
4.1.1. ANÁLISIS DEL POZO LAGO AGRIO 24
El pozo Lago Agrio 24 es un pozo de desarrollo vertical que fue perforado el
7 de diciembre de 1970, a fin de drenar las reservas remanentes que se
encuentran en la parte norte de la estructura del Campo Lago Agrio.
La perforación alcanzó una profundidad de 10 215 pies de profundidad
Medida (MD) que es la medida de longitud de la perforación realizada; el
pozo fue completado el 7 de enero de 1971.
4.1.1.1. Ubicación del pozo Lago Agrio 24
El pozo Lago Agrio 24 fue perforado en la parte norte del Campo Lago Agrio
ubicado en la provincia de Sucumbíos (BLOQUE 56), en las siguientes
coordenadas UTM:
50
Tabla 7. Coordenadas UTM del pozo Lago Agrio 24.
COORDENADAS
DE SALIDA
COORDENADAS
DE LLEGADA
N (m)
y
10,012,478.7 10,012,478.7
E (m)
x
293,423.4 293,423.4
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
El pozo está localizado entre los pozos: Lago Agrio-35, Lago Agrio-36 y
Lago Agrio-48D, como se observa en el mapa estructural (Ver Figura 46).
Figura 11. Localizado del pozo Lago Agrio 24.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
51
4.1.1.2. Descripción litológica
Arenisca Hollín: cuarzosa, subtransparente, subtranslúcida, suelta, grano
medio, subangular a subredondeada, moderada.
4.1.1.3. Estado actual del pozo Lago Agrio 24
En la siguiente Tabla 9 se resume el estado actual del pozo Lago Agrio 24.
Tabla 9. Estado Actual del pozo Lago Agrio 24.
Perfil del pozo Vertical
Profundidad Total (pie) TVD /
TVDSS
10 217 TVD / -9 239 TVDS
Elevación del Terreno sobre SNM
(pie)
961
RKB (pie) 978
Distancia al pozo más cercano
productor de Arena Objetivo
± 405 metros del LAGO-40D
Coordenadas de Superficie (UTM) E 293423.44 m
N 10012478.75 m
Coordenadas Tope Objetivo (UTM) Arenisca Hollín Superior
E 293423.44 m ,
N 10012478.75 m
Zona de Interés (pie)
(Objetivo Principal)
Arenisca Hollín Superior (MD)
9 919 -9 937 pies
Profundidad Tope Objetivo Principal
(TVDSS, pie)
Hs: 9 905 TVD / -8 927 TVDSS
Producción y Corte de Agua Inicial
Estimados (P50)
390 BPPD, 50% de Corte de Agua
Zona de Interés (pie)
(Objetivo Secundario)
Arenisca T Inferior (MD)
9 758 - 9 770 pies
Arenisca U Inferior (MD)
9 556 -9 567 pies
Arenisca Basal Tena (MD)
8 882-8 894 pies
52
Profundidad Tope Objetivos
Secundarios (pie) TVD / TVDSS
Ti: 9 774 TVD / -8 796 TVDSS
Ui: 9 553 TVD / -8 575 TVDSS
BT: 8 872 TVD / -7 894 TVDSS
Producción y Corte de Agua Inicial
Estimados (P50)
Ti: No estimado
Ui: No estimado
BT: No estimado
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
4.1.2. ANÁLISIS DEL TRABAJO DE REACONDICIONAMIENTO N°18
El pozo Lago Agrio 24 fue intervenido con un reacondicionamiento N°18
para recuperar su producción.
El objetivo de este trabajo fue estimular la arena Hollín mediante
fracturamiento hidráulico.
Es trabajo fue realizado con éxito y a continuación se analizara sus
resultados que serán datos previos a la selección del tipo de levantamiento
apropiado para el pozo.
4.1.2.1. Análisis después de la estimulación con Fracturamiento
Hidráulico realizada al pozo Lago Agrio 24.
4.1.2.1.1. Análisis de registros eléctricos
En la siguiente figura se muestra el perfil a hueco entubado el registro de
evaluación de cemento y el registro de inspección de tubería, con la finalidad
de constatar la integridad de la tubería debido al trabajo de fracturamiento
hidráulico propuesto.
En la Figura 47 se muestra los intervalos intervenidos con fracturamiento
hidráulico.
53
En la Tabla 10 se determina los datos petrofísicos promedios que se
obtuvieron:
Tabla 10. Resumen parámetros petrofísicos - pozo Lago Agrio 24.
ARENAS TOPE
MD
BASE
MD
Ho POR
(pies) (pies) (pies) (%)
HOLLÍN 9917 9952 13.5 12
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
54
Figura 12. Registro eléctrico del pozo Lago Agrio 24, Reservorio Hollín.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
55
El registro de evaluación de cemento en el reservorio de interés, muestra
buena calidad de cemento.
Figura 13. Registro de evaluación de cemento, Reservorio Hollín.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
56
El registro de inspección de tubería en el reservorio de interés Hollín
Superior, la tubería no presenta mayores cambios referentes a los diámetros
internos y externos.
Figura 14. Registro de inspección de tubería, Reservorio Hollín.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
4.2. SELECCIÓN DEL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
A IMPLEMENTAR DESPUÉS DE UNA ESTIMULACIÓN CON
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN EL POZO LAGO AGRIO
24
Según la información anteriormente analizada, el pozo fue cerrado desde el
año 2013 por alto corte de agua del reservorio Hollín y a esta fecha la última
prueba de producción registrada del reservorio fue: 1048 barriles de fluido
por día, 6 barriles de petróleo por día, 1 042 barriles de agua por día con un
99.4% de Corte de Agua tal como se indica en la siguiente Figura 50.
57
Figura 15. Comportamiento de producción pozo Lago Agrio 24.
(AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL HIDROCARBURIFERO, 2013)
Por la presencia de alto corte de agua demostrado por medio de la figura 50
que detalla gráficamente la producción del año 2013 en lo cual demuestra
que por 6 barriles de petróleo por día se obtenía 1042 barriles de agua, en
este caso nos indica un 99.4 por ciento de corte de agua, por ende este
pozo se procedió al cierre en el mismo año.
Debido al alto corte de agua que presentó el reservorio Hollín, en el trabajo
de reacondicionamiento N°18 se decide realizar tratamiento de modificador
de permeabilidad relativa (RPM) con el fin de disminuir el corte de agua,
mediante fracturamiento hidráulico al reservorio.
Basándonos en la información obtenida se puede tomar en consideración
que la mejor opción debido a su alto porcentaje de agua y las características
petrofísicas del campo es un sistema de levantamiento artificial tipo BES
también conocido como Bombeo Electrosumergible que utiliza un motor
58
eléctrico en el subsuelo para mover a una bomba centrifuga, capaz de
combinar las presiones de entrada extremadamente bajas de los sistemas y
es aplicable en yacimiento con altos porcentaje de agua y baja relación gas-
petróleo que es el caso del pozo Lago Agrio 24.
4.2.1. ANÁLISIS DEL DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA DE BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE A INSTALARSE EN EL POZO PALO AZUL 24
Para el dimensionamiento de una instalación de Bombeo Electrosumergible
se involucra algunos datos básicos que es necesario detallarlos.
4.2.1.1. Datos básicos para el dimensionamiento del equipo de Bombeo
Electrosumergible
Tabla 11. Datos básicos para el dimensionamiento del equipo BES.
(AGENCIA DE REGULACION Y CONTROL HIDROCARBUROS, 2015)
DATOS
Descripción Valores Unidades
Casing 5 1/2 pulgadas
Profundidad total 10 217 pies
Intervalos de perforación 9 919- 9 937 9 928 pies
Tubing 3.5 pulgadas
Presión estática 3 745 psi
Corte de agua 0.75 %
API 27.0 -
Temperatura de fondo 234.0 ºF
Gravedad especifica del agua 1.03 -
59
4.2.1.2. IPR
Figura 16. Cálculo del IPR
(Andersson Paúl Narváez, 2016)
4.2.1.3. Índice de Productidad (𝑰𝑷)
La constante de proporcionalidad que mide la productividad del pozo se le
denomina como Índice de productividad (𝐼𝑃).
Según la ecuación 2 el índice de productividad se calcula a partir de la
siguiente formula:
IP = 1 500 Bls
3 745 − 1 600 Psi
IP = 1 500 Bls
2 145 Psi
IP = 0.70 Bls
Psi
1.500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Pre
sió
n d
iná
mic
a,
Pw
f (p
si)
Caudal, q [bbl/d]
60
4.2.1.4. Nueva Presión de Fondo
Se lo calcula a partir de la producción deseada, para el pozo Lago Agrio 24
es 1500 barriles de petróleo por día.
Mediante la Ecuación [3] se obtiene:
Pwf = 3 745 Psi − 1 500 Bls
0.70 BlsPsi
Pwf = 3 745 Psi − 2 143 Psi
Pwf = 1 602 Psi
4.2.1.5. Gravedad Específica del Crudo
Calculada la presión de fondo, es necesario calcula la gravedad específica
del fluido producido y se determina este valor mediante la Ecuación [4]:
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟒]
SG = 141.5
131.5 + 27
SG = 141.5
158.5
SG = 0.8927
4.2.1.6. Gravedad Específica Promedio
Para otros cálculos de dimensionamiento del equipo, es necesario
determinar la gravedad específica promedio y se la determina con Mediante
la Ecuación [5] se obtiene:
SGprom = 0.75 ∗ 1.03 + 0.60 ∗ 0.8927
SGprom = 0.7725 + 0.5356
SGprom = 1.308
61
4.2.1.7. Presión en la Entrada de la Bomba
La presión de entrada a la bomba se calcula determinando la diferencia
entra la profundidad promedio de disparos (Intervalo 9 919 – 9 937 pies) es 9
928 pies y la profundidad de asentamiento de la bomba, dividida para 2.31
pies/ psi. Mediante la Ecuación [6] se obtiene:
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟔]
PIP = 1 600 Psi − (9 928 Pies − 9 250 Pies) ∗ 1.308
2.31 PiesPsi
PIP = 1 600 Psi − (678 Pies) ∗ 1.308
2.31 PiesPsi
PIP = 1 600 Psi − 886.8 Pies
2.31 PiesPsi
PIP = 1 600 Psi − 384 Psi
PIP = 1 216 Psi
4.2.1.8. CORRECCIÓN POR GAS
4.2.1.8.1. Volumen total de gas libre
El volumen total de gas se obtiene mediante la Ecuación [7] se obtiene:
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟕]
TotalGAS−LIBRE = 1.88 × (1 500 ∗ 0.25)
1 000
TotalGAS−LIBRE = 0.705 MPC
62
4.2.1.8.2. Relación Gas-Petróleo en solución Rs
La Relación Gas-Petróleo se obtiene mediante la Ecuación [8]:
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟖]
Rs = 1.2 × (780
18 ×
100,0125 × 27
100,00091 × 234)
1,2048
Rs = 159 PCN
BN
4.2.1.8.3. Volumen de gas en solución
El volumen de gas en solución se obtiene mediante la Ecuación [9]:
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟗]
TotalG sol = 159 × (1 500 × 0.25)
1 000
TotalG sol = 59.6 MPC
4.2.1.8.4. Volumen de gas libre
El volumen de gas libre se obtiene mediante la Ecuación [10]:
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟏𝟎]
Gas Libre = 0.705 − 59.6
Gas Libre = 58.9 MPC
4.2.1.8.5. Factor Volumétrico del gas Bg.
Se toma el factor de compresibilidad z de la tabla adjunta en el anexo 3
Z= 0,85
63
Mediante la Ecuación [11] so obtiene el factor volumétrico del gas:
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟏𝟏]
βg = 5,04 × 0.85 ∗ (460 + 213)
1 014
βg = 2.93Bls
MPC
4.2.1.8.6. Factor Volumétrico del petróleo Bo
Mediante la Ecuación [12] so obtiene el factor volumétrico del petróleo:
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟏𝟐]
βo = 0.972 + 0,000147 × (159 ∗ (1.2
1.31)
0,5
+ 1.25 × 234)
1,175
βo = 1.18 Bls yac
Bls sup
4.2.1.8.7. Volumen de Petróleo @ PIP y Tf
Mediante la Ecuación [13] so obtiene el volumen de petróleo @ PIP y Tf :
Ecuación [13]
VO = 1 500 × 0.25 × 1.18
VO = 442 BPPD
4.2.1.8.8. Volumen de Agua @ PIP y Tf
Mediante la Ecuación [14] so obtiene el volumen de agua @ PIP y Tf:
Vw = 1 500 × 0.75
Vw = 1 125 BAPD
64
4.2.1.8.9. Volumen de Gas @ PIP y Tf
Mediante la Ecuación [15] so obtiene el volumen de gas @ PIP y Tf :
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟏𝟓]
Vg = 2.93 × (−58.9)
Vg = −172.7 BGPD
4.2.1.8.10. Volumen total a ser manejado por la bomba
Mediante la Ecuación [16] so obtiene el volumen total a ser manejado por la
bomba:
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟏𝟔]
Vt = 442 − 172.7 + 1125
Vt = 1 394 bfpd
4.2.1.8.11. Porcentaje de Gas Libre en la entrada de la Bomba
Mediante la Ecuación [17] so obtiene el porcentaje de gas libre en la entrada
de la bomba :
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟏𝟕]
%GasLibre = −172.7
442 − 172.7 + 1125
%GasLibre = −12 %
Este valor es menor que el 10% del volumen total a manejar por la Bomba.
Por lo tanto no se requiere Separador de Gas.
65
4.2.1.8.12. Volumen To. De Petróleo sin Gas
Mediante la Ecuación [18] so obtiene el volumen de petroleo sin
gas:𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟏𝟖]
Vol. To de pet. sin gas = 442 − (58.9)
Vol. To de pet. sin gas = 500.9 BPPD
4.2.1.8.13. TMPF: Masa total del fluido producido (Lbm/día)
Mediante la Ecuación [19] so obtiene la masa total de fluido producido:
[𝟏𝟗]
TMPF = [(500.7 × 0.893 + 1125 × 1.03) ∗ 62,4 ∗ 5.6146]
+ (1.88 × 500.7 × 1.2 × 0,0752)
TMPF = 562 674 lbs/día
4.2.1.8.14. Gravedad específica compuesta (δm)
Mediante la Ecuación [20] se obtiene la gravedad específica compuesta
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟐𝟎]
δm = 562 674
1394.1 ∗ 5.6146 ∗ 62.4
δm = 1.152
4.2.1.8.15. Gradiente de la mezcla
Mediante la Ecuación [21] so obtiene el gradiente de la mezcla
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟐𝟏]
γm = 0.433 × 1.152
γm = 0.499PSI
FT
66
4.2.1.9. Pérdida Total por fricción en la tubería
Mediante la Ecuación [22] so obtiene la pérdida total por fricción en la tuberia
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟐𝟐]
∆Pf = (9250 − 150) ∗ 48.9
1 000
∆Pf = 445 pies
4.2.1.10. Altura dinámica total
Es necesario determinar la altura dinámica total, este cálculo permite
calcular el número de etapas requeridas en la bomba mediante la Ecuación
[23]
Ecuación [23]
NFD = 9 250 − (1 216 − 1.31
0.499)
NFD = 6 815 pies
Mediante la Ecuación [24] calculamos la presión de cabeza 𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟐𝟒]
Pcab(pies) = 150
0.499
Pcab(pies) = 301 pies
El TDH se obtiene mediante la Ecuación [25] 𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟐𝟓]
TDH(Pies) = 6 815 + 301 + 445
TDH(Pies) = 7 561 pies
67
4.2.1.11. Número de etapas
Figura 17. Levantamiento por etapa
(CENTRILIFT-A BAKER HUGHES COMPANY, 2013)
Una vez que se determina la capacidad d elevación de una etapa según la
figura 17 de comportamiento de la bomba (54 pies) y si se sabe que la
bomba deberá vencer una presión (THD) equivalente, el número de etapas
se calcula con la Ecuación [26]:
Ecuación 8. Cálculo del N úmer o de etapas.𝑬𝒄𝒖𝒂𝒄𝒊ó𝒏 [𝟐𝟔]
STG = 7561
541
STG = 140 Etapas
68
4.2.1.12. Selección Tipo de Bomba
Figura 18. Curvas de comportamiento de la bomba
(CENTRILIFT-A BAKER HUGHES COMPANY, 2013)
En la figura 18 podemos observar tres curvas:
• BHP o potencia consumida por etapa (roja).
• Capacidad de cabeza o capacidad de elevación (azul).
• Eficiencia energética de la bomba (negra).
Q= 1 500 barriles/día
H= 9.3 pies
P= 0.24 hp
E= 48 %
69
En el anexo 4 se presenta una tabla resumen de la compañía REDA PUMP
de schlumberger, donde se observan los diferentes tamaños de diámetros y
la respectiva serie correspondiente a cada bomba para el pozo Lago Agrio
se ha seleccionado la serie de bomba 400 D2400N con una potencia del eje
estándar de 162 hp.
4.2.1.13. Selección del motor
Mediante la ecuación [27] se obtiene HPm
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟐𝟕]
HPm = (140) × 54
1 × 1 ∗ 1.152
HPm = 161 hp
Mediante la Ecuación [28] se obtiene HPtm 𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟐𝟖]
HPtm = 161 + 0 + 4
HPtm = 165 hp
En el anexo 5 se presenta una tabla de la compañía REDA, Schlumberger
en donde se muestra una lista de motores disponibles con su respectiva
serie y demás especificaciones
Se selecciona en catálogo un tipo de Motor Dominator de serie 456, con una
potencia de 168 HP, un voltaje de 2 503 V y un amperaje de 43 AMP.ñ
4.2.1.14. Selección del cable de potencia
El tamaño propio del cable es gobernado por el amperaje, la caída de voltaje
y el espacio disponible entre el collar del tubing y el casing. El mejor tipo de
cable está basado en la temperatura de fondo y los fluidos que se
encuentran.
70
Figura 19. Caída de Voltaje
(FUENTE: ESP Catalog)
Figura 20. Factores de Corrección por temperatura
(ESP Catalog)
La selección del cable está en función de la carga del motor, en nuestro caso
motor de 43 amperios; para una corriente de 43 amperios podríamos elegir
un cable número 4. Con estos datos podemos establecer según la figura 19
una caída de voltaje = 23 Vol/1000 ft.
Mediante la Ecuación [29] se obtiene el voltaje de cable
𝑉𝑜𝑙𝑡 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 = 7561 ∗23
1000
𝑉𝑜𝑙𝑡 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 = 7561 ∗23
1000
𝑉𝑜𝑙𝑡 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 = 173 𝑣𝑜𝑙𝑡
71
Mediante la Ecuación [30] se obtiene 𝑉 𝑠𝑢𝑝
𝑉 𝑠𝑢𝑝 = 𝑉 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 + 𝑉 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟑𝟎]
𝑉 𝑠𝑢𝑝 = 2 503 + 173
𝑉 𝑠𝑢𝑝 = 2 676 𝑣𝑜𝑙𝑡
4.2.1.15. Selección del variador de frecuencia
Mediante la Ecuación [31] se obtiene el KVA del cable [𝟑𝟏]
𝐾𝑉𝐴 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 =173 ∗ 43 ∗ √3
1000
𝐾𝑉𝐴 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 = 12.88 𝐾𝑉𝐴
Mediante la Ecuación [32] se obtiene el KVA del motor 𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟑𝟐]
𝐾𝑉𝐴 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 =2 503 ∗ 43 ∗ √3
1000
𝐾𝑉𝐴 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 = 186.41 KVA
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟑𝟑]
%𝛥𝑉𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 =12.88
186.41 + 12.88∗ 100
%𝛥𝑉𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 = 6,46%
Mediante la Ecuación [33] se obtiene el KVA del cable
𝐄𝐜𝐮𝐚𝐜𝐢ó𝐧 [𝟑𝟒]
𝐾𝑉𝐴 = 186.41 + 12.88
𝐾𝑉𝐴 = 199.29 𝐾𝑉𝐴
72
4.2.2. RESULTADOS DEL DISEÑO DEL EQUIPO BES INSTALADO EN EL
POZO LAGO AGRIO 24
En la siguiente Tabla 24, se muestra un resumen de los datos calculados
necesario para la estimación de dimensionamiento del equipo de Bombeo
Electrosumergible a ser instalado en el pozo Lago Agrio 24
Tabla 12. Resultados del diseño de dimensionamiento del equipo BES.
RESULTADOS
Descripción Valores Unidades
Caudal 1 500 barriles/día
Índice de productividad 0.70 bls/psi
Bomba dentro del pozo 162 hp
Presión de Fondo 1 602 psi
Gravedad especifica del crudo 0.8927 -
Gravedad especifica promedio 1.308 -
Pérdida de fricción e la tubería 445 pies
Atura dinámica total (TDH) 7 561 pies
Presión en la Entrada de la Bomba 1 2016 psi
Numero de etapas 140 etapas
Potencia del motor 168 hp
Voltaje del cable 173 voltios
Variador de frecuencia 199.29 KVA
(Andersson Paúl Narváez, 2016)
4.2.2.1. EVALUACIÓN COSTO-BENEFICIO
La relación Costo-Beneficio (RCB), nos muestra de forma clara la
rentabilidad de un proyecto considerando los ingresos y los egresos,
calculados en el periodo de la inversión, este método tiene los siguientes
criterios de aceptación del proyecto.
73
Si RCB > 1 El proyecto es viable (los ingresos son mayores que los egresos)
Si RCB = 1 El proyecto es indiferente (los ingresos son igual a los egresos)
Si RCB < 1 El proyecto no es viable (los ingresos son menores que los
egresos)
4.2.2.1.1. INGRESOS
Los ingresos de este proyecto se refieren al resultado de multiplicar el
número de barriles de petróleo producidos por el precio de cada barril.
4.2.2.1.2. EGRESOS
Los egresos son considerados los costos de producción que se refieren a la
cantidad que la empresa Petroamazonas debe pagar por un barril producido
a la empresa Servicios Petroleros IGAPO S.A. estos incluyen el valor
operativo y el transporte el cual corresponde a 36.89 USD por barril.
4.2.2.1.3. RELACIÓN COSTO-BENEFICIO
Mediante la Ecuación [34] se obtiene la relación Costo-Beneficio
[3
RCB =1 500 ∗ 42
1 500 ∗ 36.89
RCB = 1.14
La relación Costo-Beneficio es mayor a 1 es decir el proyecto es fiable ya
que los ingresos son mayores que los egresos
74
4.2.2.2. Evaluación del pozo Lago Agrio 24 con unidad MTU
El pozo es sometido a evaluación desde el 13 al 17 de junio de 2015 en la
arenisca Hollín con unidad MTU y con elementos de presión, obteniéndose
los siguientes resultados de la evaluación:
75
Figura 21. Evaluación del pozo Lago Agrio 24 con unidad MTU.
(Andersson Paúl Narváez, 2016)
76
4.2.3. PRODUCCIÓN ACTUALIZADA DEL POZO LAGO AGRIO 24
A continuación en la tabla 13 se muestra una lista de producciones
actualizadas en el primer semestre de este año, 2016.
El pozo mantiene una producción 150 barriles promedio de petróleo por día,
el corte de agua ha incrementado del 75% a 83% BSW.
Tabla 13. Producción actualizada del pozo Lago Agrio 24.
Bppd Bfpd Bapd Bsw Api
01-ENE-2016 187.22 851 663.78 78 27.3
09-ENE-2016 189.86 863 673.14 78 27.3
24-ENE-2016 190.52 866 675.48 78 27.3
02-FEB-2016 197.56 898 700.44 78 27.3
08-FEB-2016 191.4 870 678.6 78 27.3
18-FEB-2016 189.86 863 673.14 78 27.3
28-FEB-2016 165.44 752 586.56 78 27.3
29-FEB-2016 163.02 741 577.98 78 27.2
14-MAR-2016 146.71 863 716.29 83 27.2
20-MAR-2016 140.08 824 683.92 83 27.2
30-MAR-2016 142.46 838 695.54 83 27.2
31-MAR-2016 142.46 838 695.54 83 27.2
03-ABR-2016 139.06 818 678.94 83 27.2
10-ABR-2016 139.57 821 681.43 83 27.2
17-ABR-2016 136 800 664 83 27.2
24-ABR-2016 125.92 787 661.08 84 27.4
30-ABR-2016 129.44 809 679.56 84 27.3
03-MAY-2016 129.92 812 682.08 84 27.2
11-MAY-2016 125.6 785 659.4 84 27.2
14-MAY-2016 124.96 781 656.04 84 27.2
20-MAY-2016 133.12 832 698.88 84 27.1
23-MAY-2016 132 825 693 84 27.3
(Andersson Paúl Narváez, 2016)
77
Figura 23. Producción actualizada del pozo Lago Agrio 24
78
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
79
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
Por medio del análisis de la información del fracturamiento hidráulico y de los
sistemas de levantamiento artificial se determinó las ventajas y desventajas
de cada uno, al conocer las características de los mismos se procedió a
fundamentar el estudio y evaluación bajo parámetros petrofísicos y altos
niveles de corte de agua siendo el más relevante en el pozo Lago Agrio 24 el
Bombeo Electrosumergible.
El análisis y estudio que presento el pozo Lago Agrio 24 determinó un alto
corte de agua tomando en consideración que en los meses antes del cierre
del pozo se obtuvo datos de producción en los cuales indica que por cada 6
barriles de petróleo diarios, se obtenía 1042 barriles de agua por lo que se
estableció un método para incrementar el volumen de petróleo y reducir el
volumen de agua realizando así un fracturamiento hidráulico.
El estudio realizado permitió determinar el dimensionamiento del bombeo
electrosumergible, tomando en consideración las características del mismo
se procedió a la obtención de resultados los cuales son de relevancia para
determinar el tipo de motor, bomba, cable y variador de frecuencia más
apropiados para el tipo de volumen de petróleo deseado en el pozo Lago
Agrio 24.
La vida útil de los equipos de un Sistema BES es mayor si se cuenta con un
Variador de frecuencia, ya que este permite arranques suaves eliminando
picos de corriente que generalmente dañan los equipos.
La relación Costo-Beneficio es 1.14 lo que indica la rentabilidad del proyecto
al ser mayor a 1 por lo que podemos concluir que los ingresos son mayores
a los egresos.
80
5.2. RECOMENDACIONES
Se recomienda realizar trabajos de pruebas de pozos para actualizar los
datos de los pozos del Campo Lago Agrio, obteniéndose sus índices de
productividad y declinación a medida que avanza la producción, lo que
permitirá diseñar y mantener los equipos, obteniendo un mayor tiempo de
duración de los mismos.
Se recomienda poner en marcha los trabajos propuestos en el presente
estudio que incrementa la producción de los pozos ya que efectivamente es
rentable.
Una bomba D2400N dará una mayor producción y necesitará un motor de
menos capacidad, lo que puede verse reflejado en una disminución en los
costos de operación
Evitar el sobredimensionamiento de los equipos del sistema de
levantamiento artificial seleccionado, principalmente de la bomba, ya que un
caudal de extracción mayor al de la formación, podría causar desgaste en el
reservorio, además que un inapropiado dimensionamiento dará como
resultado que las bombas operen fuera de rango, lo cual ocasionaría
desgastes prematuros.
Es importante que los equipos de fondo que conforman el sistema de
levantamiento artificial, trabajen dentro del rango de operación establecido
por el fabricante, de esta forma no solamente se mantiene el equipo libre de
daños y se alarga su vida útil, sino también se evitan gastos de
reacondicionamiento y perdidas de ingreso por la interrupción de la
producción del pozo.
81
6. BIBLIOGRAFÍA
82
6. BIBLIOGRAFÍA
Agencia de regulación y control hidrocarburifero. (2013). Informe Técnico del
pozo Lago Agrio 24. Quito.
Andersson Paúl Narváez. (2016). Calculo de IPR. Quito.
Centrilift-A Baker Hughes Ccompany. (2013). Informe Técnico del pozo Lago
Agrio 24. Quito.
Chacín, N. (2013). Bombeo de Cavidad Progresiva: Operaciones,
Diagnóstico, Análisis de Falla y Trouble Shooting. Venezuela: Priemra
Edición.
De la Cruz, L. (2003). Producción de petróleo. Carabobo: Centro de
Ingenieros del Estado de Carabobo (CEIDEC).
EP Petroecuador. (2013). El Petróleo en el Ecuador la nueva era petrolera.
Quito, Pichincha, Ecuador: Primera edición.
Guo, B., Lyons, W., & Ghalambor, A. (2007). Petroleum Production
Engineering. Elsevier Science & Technology Books.
Hirschfelt, M. (Septiembre de 2008). Conceptos de Well Performance.
Conceptos de Well Performance.
PDVSA. (2001). Manual del curso de Levantamiento Artificial por Gas
Avanzado. Caracas, Venezuela: Centro Internacional de Educación y
Desarrollo (CIED).
PDVSA. (2002). Diseño de instalaciones de Levantamiento Artificial por
Bombeo Mecánico (Primera Edición ed.). Venezuela: Centro
Internacional de Educación y Desarrollo (CIED).
Ramírez, M. (2004). Bombeo Electrosumergible: Análisis, Diseño,
optimización y Trouble Shooting. Venezuela: Primera Edición.
Schlumberger. (2013). Curso de Levantamiento Artificial. Fundamentos de
petróleo. Quito, Pichincha, Ecuador.
Secretaría de Hidrocarburos. (2014). Activos del Oriente Ecuatoriano -
Reservas. Quito.
Secretaría de Hidrocarburos. (2015). Alcance al Programa Alterno N° 1 del
Reacondicionamiento N° 18 del pozo lago Agrio 24. Quito.
83
Secretaría de Hidrocarburos. (2015). Programa Alterno N° 1 al
Reacondicionamiento N° 18 del pozo lago Agrio 24. Quito.
Secretaría de Hidrocarburos. (2015). Trabajo de reacondicionamiento N° 18
del pozo Lago Agrio 24. Quito.
84
ANEXOS
85
Anexo 1. Formulario Reacondicionamiento N° 18 del pozo Lago Agrio
24.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
86
Anexo 2. Formulario Programa Alterno N° 1 al Reacondicionamiento N°
18 del pozo Lago Agrio 24.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
87
Anexo 3. Tabla para calcular el factor z
(Schlumberger)
88
Anexo 4. Capacidades Recomendadas de Bombas Centrifugas
Sumergibles operando a 60 Hz @ 3500 RPM de REDA
Series
de la
Bomba
OD
Nominal (pulg.)
Casing
Mínimo
(pulg.)
Designación
de la Bomba
Tasa de
Producción
Recomendada,
bfpd
Potencia del Eje Diámetro
del Eje
(pulg.) Estándar
HP
Alta
HP
338
3.38
4 1/2
A400 200—500 94 150 0.625
AN550 400—700 94 150 0.625
AN900 700—1060 94 150 0.625
A1200 670—1380 78 125 0.625
AN1200 800—1650 94 150 0.625
A1500 1000—2000 125 200 0.687
AN1500 1000—2000 125 200 0.687
A2700N 1800—3400 125 200 0.687
400
4
5 1/2
D400 200—550 94 150 0.625
D475N 200—625 94 150 0.625
DN525 300—625 94 150 0.625
D725N 350—925 94 150 0.625
D950 600—1150 125 200 0.688
DN1000 600—1250 125 200 0.688
D1100X 600 —1350 125 200 0.688
D1400N 960—1700 125 200 0.688
DN1750 1200—2050 125 200 0.688
DN1800 1200—2400 125 200 0.688
DN2150 1300—2600 125 200 0.688
89
D2400N 1500—3200 162 245 0.688
DN3000 2100—3700 256 410 0.875
DN3100 2100—3900 256 410 0.875
D3500N 2400—4500 316 492 0.875
D4300N 3500—5400 256 410 0.875
D5800N 4400—7000 256 410 0.875
GN1600 1000—2150 256 410 0.875
GN2100 1650—2700 256 410 0.875
G2700 2000—3400 256 410 0.875
GN3200 2200—4100 256 410 0.875
540 5.13 6 5/8 GN4000 3200—4800 375 600 1.000
GN5200 3900—6600 375 600 1.000
GN5600 4000—7500 375 600 1.000
GN7000 5000—9000 375 600 1.000
GN10000 7000—12000 637 1019 1.188
SN2600 1600—3200 256 410 0.875
SN3600 2400—4600 256 410 0.875
S5000N 4000—5400 375 600 1.000
538 5.38 7
S6000N 3500—7800 463 720 1.000
S8000N 3500—10500 463 720 1.000
SN8500 6000—11000 375 600 1.000
HN13500 5000—18000 375 600 1.000
562 5.63 7 H15500N 11000—20000 637 1019 1.188
HN21000 17500—24000 637 1019 1.188
90
H28000N 28000—36000 637 1019 1.188
J7000N 4500—9000 637 1019 1.188
J12000N 8000—18500 637 1019 1.188
675 6.75 8 5/8
JN16000 12800—19500 637 1019 1.188
JN21000 16000—25000 637 1019 1.188
L16000N 11000—20000 637 1019 1.188
725 7.25 9 5/8
L43000N 36000—54000 1000 1600 1.500
M520A 12000—24000 637 1019 1.188
M520B 12000—23000 637 1019 1.188
M520C 12000—22000 637 1019 1.188
862 8.63 10 3/4
M675A 19000—32500 637 1019 1.188
M675B 19000—29000 637 1019 1.188
M675C 19000—28000 637 1019 1.188
N1050 35000—64000 1500 2400 1.750
1000 10 11 3/4 N1400NA 35000—64000 1500 2400 1.750
N1400NB 35000—60000 1500 2400 1.750
(Gabor Takacs (2009); Manual de Bombas Electro Sumergibles (Pág. 360))
91
Anexo 4. Datos Operacionales de Motores Sumergibles Seleccionados
a 60 Hz y 3500 RPM de REDA
Serie del
Motor
OD Nominal,
(pulg)
Tipo de
Motor
Potencia del Motor,
PH
Voltaje,
V
Amperaje,
A
456
4.56
Dominator
24
439 35.0
682 22.5
36
415 55.5
780 29.5
901 25.5
48
472 65.0
877 35.0
1039 29.5
1363 22.5
50
894 43.0
995 38.5
1097 35.0
1198 32.0
1400 27.5
72
951 48.6
1437 32.0
2288 20.0
84
968 55.5
1252 43.0
1394 38.5
2102 25.5
96
945 65.0
1430 43.0
2402 25.5
108
881 78.5
1427 48.5
2520 27.5
120
1181 65.0
1586 48.5
2194 35.0
(Gabor Takacs (2009); Manual de Bombas Electro Sumergibles (Pág. 360))
92
ANEXO 5. Diagrama de Completación del pozo Lago Agrio 24.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2015)
