UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

“ESTUDIO PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN EN LOS

POZOS CON SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

EN EL CAMPO AUCA”

TESIS DE GRADO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERA EN PETRÓLEOS

MERCY GRICELDA PROAÑO RODRÍGUEZ

DIRECTOR: ING. VINICIO MELO

QUITO, JUNIO DE 2012

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo, MERCY GRICELDA PROAÑO RODRIGUEZ, 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.

---------------------------------------------

Mercy Gricelda Proaño Prodríguez

C.I. Nº 1713691424

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por nombre “Estudio para

incrementar la producción en los pozos con sistema de bombeo Hidráulico

Tipo Jet en el Campo Auca” que, para aspirar al título de Ingeniera en

Petróleos fue desarrollado por Mercy Proaño, bajo mi dirección y supervisión

en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería cumple con las condiciones

requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

_________________

ING. VINICIO MELO

DIRECTOR DE TRABAJO

C.I. 1001048105

CARTA DE LA INSTITUCIÓN

DEDICATORIA

A Mateo, Camila y Monserrath, que son los más preciosos regalos que Dios

me ha dado. A mi hermana Ercilita que ha sido una luz en mi vida y mi más

grande amiga. A mi Lolita Sarasti por todo lo que me ha enseñado, por su

amor y entrega para con los mios. Y a mi gran amor Cristiancito gracias por

ser como eres.

Mercy

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a Mi Dios por el amor que me tiene, por hacer posible la

culminación de mi carrera, de manera especial agradezco a mi esposo por

su incondicional apoyo, agradezco a todas las personas que hicieron posible

el llevar a cabo este proyecto de tesis.

Mercy

i

ÍNDICE DE CONTENIDO

PÁGINA

CÁPITULO I

1. INTRODUCCIÓN 1

1.1. OBJETIVO GENERAL 3

1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO 4

2.1. DESCRIPCIÓN DEL ÁREA AUCA 4

2.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA 4

2.1.2. HISTORIA DEL CAMPO AUCA 6

2.1.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA 6

2.1.4. CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL RESERVORIO

EN EL CAMPO AUCA 7

2.1.4.1. Formación Hollín 7

2.1.4.2. Formación Napo 8

2.1.4.3. Arenisca “T” 10

2.1.4.4. Arenisca “U” 11

2.1.4.5. Formación Basal Tena 11

2.2. ESTRUCTURAS 11

2.2.1. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA 11

2.2.2. ARENISCAS PRODUCTORAS DEL CAMPO AUCA 13

2.2.2.1. Espesores y Áreas 13

2.2.2.2. Análisis de las propiedades de las arenas

del Campo Auca 13

2.2.3. CARACTERÍSTICAS DEL LOS FLUIDOS DEL

CAMPO AUCA 14

2.2.3.1. Análisis PVT 14

2.2.4. PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS

PRODUCTORAS DEL CAMPO AUCA 15

ii

2.2.5. PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) 15

2.2.6. SALINIDADES 16

2.2.7. TIPO DE CRUDO 16

2.2.8. ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DE ÁREA AUCA 17

2.3. DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES SISTEMAS

DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 18

2.3.1. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 19

2.3.1.1. Componentes del Equipo de Subsuelo 20

2.3.1.2. Componentes del Equipo de Superficie 25

2.3.2. BOMBEO MECÁNICO 27

2.3.2.1. El equipo de subsuelo 28

2.3.2.2. Equipos de superficie 29

2.3.3. BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA 30

2.3.3.1. Equipos de superficie 30

2.3.3.2. Equipos de Subsuelo 30

2.3.4. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT 33

2.3.4.1. Bombeo neumático continuo 35

2.3.4.2. Bombeo neumático intermitente 35

2.3.5. BOMBEO HIDRÁULICO 35

2.3.5.1. Bomba Pistón 36

2.3.5.2. Bomba Jet 36

CAPÍTULO III

3. METODOLOGÍA PARA LA OPTIMIZACIÓN DEL FLUIDO MOTRÍZ

Y ELECCIÓN DE LA GEOMETRÍA ADECUADA EN UNA BOMBA

JET 47

3.1. LA DETERMINACIÓN DE LA GEOMETRÍA CORRECTA

DE UNA BOMBA JET, SEGÚN SMART 47

3.2. ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL CAMPO AUCA PARA

POSIBLES CAMBIOS DE GEOMETRÍA 53

3.2.1. POZO AUCA-03 54

iii

3.2.1.1. Historial de Completación y

Reacondicionamientos del pozo AUCA-03 54

3.2.1.2. Análisis y cálculo del método Smart

para el pozo AUCA-03 58

3.2.2. POZO AUCA-14 65

3.2.2.1. Historial de Completación y

Reacondicionamientos del pozo AUCA-14 65

3.2.2.2. Análisis y cálculo del método Smart para

el pozo AUCA-14 69

3.2.3. POZO AUCA-15 77

3.2.3.1. Historial de Completación y

Reacondicionamientos del pozo AUCA-15 77

3.2.3.2. Análisis y cálculo del método Smart para el

pozo AUCA-15 82

3.2.4. POZO AUCA-16 89

3.2.4.1. Historial de Completación y

Reacondicionamientos el pozo AUCA-16 89

3.2.4.2. Análisis y cálculo del método Smart para el

pozo AUCA-16 93

3.2.5. POZO AUCA-18 100

3.2.5.1. Historial Completación y

Reacondicionamientos el pozo AUCA-18 100

3.2.5.2. Análisis y cálculo del método Smart para el

pozo AUCA-18 107

3.2.6. POZO AUCA-22 114

3.2.6.1. Historial de Completación y

Reacondicionamientos del pozo AUCA-22 114

3.2.6.2. Análisis y cálculo del método Smart para

el pozo AUCA-22 118

3.2.7. POZO AUCA-28 125

3.2.7.1. Historial de Completación y

Reacondicionamientos del pozo AUCA-28 125

iv

3.2.7.2. Análisis y cálculo del método Smart para

el pozo AUCA-28 129

3.2.8. POZO AUCA-30 136

3.2.8.1. Historial de Completación y

Reacondicionamientos del pozo AUCA-30 136

3.2.8.2. Análisis y cálculo del método Smart para

el pozo AUCA-30 139

3.2.9. POZO AUCA-36 146

3.2.9.1. Historial de Completación y

Reacondicionamientos del pozo AUCA-36 146

3.2.9.2. Análisis y cálculo del método Smart para

el pozo AUCA-36 151

3.2.10. POZO AUCA-50 158

3.2.10.1. Historial de Completación y

Reacondicionamientos del pozo AUCA-50 158

3.2.10.2. Análisis y cálculo del método Smart para

el pozo AUCA-50 161

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 169

4.1. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-03 170

4.2. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-14 170

4.3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-15 171

4.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-16 172

4.5. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-18 173

4.6. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-22 174

4.7. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-28 175

4.8. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-30 175

4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-36 176

4.10. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-50 177

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 179

v

5.1. CONCLUSIONES 179

5.2. RECOMENDACIONES 181

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 183

NOMENCLATURA 185

GLOSARIO 188

vi

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 2.1. Coordenadas Geográficas del Campo Auca 5

Tabla 2.2. Espesores y Arenas de las Formaciones del Campo Auca 13

Tabla 2.3. Porosidad y Permeabilidad de las Formaciones

del Campo Auca 13

Tabla 2.4. Análisis PVT de los fluidos de las arenas del

Campo Auca 14

Tabla 2.5. Presión inicial y actual de las arenas productoras

Campo Auca 15

Tabla 2.6. Presión de Burbuja de los Yacimientos del Campo Auca 15

Tabla 2.7. Salinidades del agua de formación del Campo Auca 16

Tabla 2.8. Tipos de Crudo del Campo Auca 16

Tabla 2.9. Estado actual de los pozos del Área Auca 17

Tabla 2.10. Producción por tipo de método 18

Tabla 2.11. Nomenclatura de una Bomba Jet 44

Tabla 3.1. Relaciones de áreas óptimas 51

Tabla 3.2. Datos para calcular con el método Smart en el

pozo Auca-03 58

Tabla 3.3. Resultados de la simulación con el método de Smart

pozo Auca-03 63

Tabla 3.4. Datos para calcular con el método Smart en el

Pozo Auca-14 69

Tabla 3.5. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-14 74

Tabla 3.6. Datos para Calcular con el método Smart en el

pozo Auca-15 82

Tabla 3.7. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-15 87

Tabla 3.8. Datos para calcular con el método Smart en el

pozo Auca-16 93

vii

Tabla 3.9. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-16 98

Tabla 3.10. Datos para calcular con el método Smart

en el pozo Auca-18 107

Tabla 3.11. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-18 112

Tabla 3.12. Datos para calcular con el método Smart en el

pozo Auca-22 118

Tabla 3.13. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-22 123

Tabla 3.14. Datos para calcular con el método Smart en el

pozo Auca-28 129

Tabla 3.15. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-28 134

Tabla 3.16. Datos para calcular con el método Smart en el

pozo Auca-30 139

Tabla 3.17. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-30 144

Tabla 3.18. Datos para calcular con el método Smart en el

pozo Auca-36 151

Tabla 3.19. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-36 156

Tabla 3.20. Datos para calcular con el método Smart en el

pozo Auca-50 161

Tabla 3.21. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-50 166

Tabla 4.1. Análisis Situación Actual vs Situación

Propuesta AUCA-03 170

Tabla 4.2. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta

AUCA-14 171

Tabla 4.3. Selección de geometría por fabricante, en el

pozo AUCA-14 171

viii

Tabla 4.4. Análisis Situación Actual vs Situación

Propuesta AUCA-15 172

Tabla 4.5. Selección de geometría por fabricante,

en el pozo AUCA-15 172

Tabla 4.6. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta

AUCA-16 173

Tabla 4.7. Análisis Situación Actual vs Situación

Propuesta AUCA-18 173

Tabla 4.8. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta

AUCA-22 174

Tabla 4.9. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta

AUCA-28 175

Tabla 4.10. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta

AUCA-30 176

Tabla 4.11. Selección de geometría por fabricante, en el pozo

AUCA-30 176

Tabla 4.12. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta

AUCA-36 177

Tabla 4.13. Selección de geometría por fabricante, en el pozo

AUCA-36 177

Tabla 4.14. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta

AUCA-50 178

Tabla 4.15. Selección de geometría por fabricante, en el pozo

AUCA-50 178

ix

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 2.1. Ubicación geográfica del Campo Auca 4

Figura 2.2. Mapa vial del Campo Auca 5

Figura 2.3. Columna Estratigráfica de la cuenca Oriente 12

Figura 2.4. Métodos de Levantamiento Artificial 19

Figura 2.5. Fuerza resultante del movimiento de flujo en un impulsor 20

Figura 2.6. Tipos de Etapas 21

Figura 2.7. Tipos de impulsores 21

Figura 2.8. Separador de gas 22

Figura 2.9. Componentes del motor 23

Figura 2.10. Equipo de bombeo Electrosumergible 25

Figura 2.11. Componentes de Bombeo Mecánico 27

Figura 2.12. Configuración de una Bomba de Cavidad Progresiva 31

Figura 2.13. Partes funcionales de una bomba de cavidad progresiva 32

Figura 2.14. Esquema del Sistema de Levantamiento por Gas Lift 34

Figura 2.15. Completación típica de un pozo para bombeo

Hidráulico Jet. 37

Figura 2.16. Partes de una Bomba Jet 39

Figura 2.17. Instalación típica de una Estación de Producción 39

Figura 2.18. Bombas Quintuplex Estación Auca Sur 40

Figura 2.19. Cabezal de pozo 41

Figura 2.20. Válvula Reguladora de Flujo (VRF). 42

Figura 2.21. Válvulas block. 42

Figura 2.22. La Turbina 43

Figura 2.23. Analizador de Flujo 43

Figura 3.1. Curva de comportamiento de diseño Guiberson 51

Figura 3.2. Diagrama del pozo Auca-03 57

Figura 3.3. Diagrama del pozo Auca-14 68

Figura 3.4. Diagrama del pozo Auca-15 81

Figura 3.5. Diagrama del pozo Auca-16 92

x

Figura 3.6. Diagrama del pozo Auca-18 106

Figura 3.7. Diagrama del pozo Auca-22 117

Figura 3.8. Diagrama del pozo Auca-28 128

Figura 3.9. Diagrama del pozo Auca-30 138

Figura 3.10. Diagrama del pozo Auca-36 150

Figura 3.11. Diagrama del pozo Auca-50 160

Figura 4.1. Tamaños de geometrías de las bombas Jet 169

xi

ÍNDICE DE ECUACIONES

PÁGINA

Ecuación 3.1. Gradiente de presión del petróleo producido

a partir de su gravedad API. 48

Ecuación 3.2. Gradiente de presión del fluido producido,

basado en los gradientes de petróleo y agua 48

Ecuación 3.3. Factor de volumen de formación para el

petróleo y el agua. 48

Ecuación 3.4. Tasa del fluido motriz, con base en la

producción deseada y la relación de flujo

adimensional, M 48

Ecuación 3.5. Pérdida de presión por fricción del fluido motriz 48

Ecuación 3.6. Presión del fluido motriz en la tobera PN 49

Ecuación 3.7. Obtener la tasa del fluido de retorno QD 49

Ecuación 3.8. Gradiente del fluido de retorno GD 49

Ecuación 3.9.a. Fracción de agua del fluido de retorno FWD

fluido motriz es petróleo 50

Ecuación 3.9.b. Fracción de agua del fluido de retorno FWD

fluido motriz es agua 50

Ecuación 3.10. Relación gas – líquido del fluido de retorno GLR. 50

Ecuación 3.11. Viscosidad del fluido de retorno 50

Ecuación 3.12. Presión de descarga de la bomba PD 50

Ecuación 3.13. valor de la relación de presiones H 50

Ecuación 3.14. Ecuación para calcular M, usando

el valor de R obtenido 52

Ecuación 3.15. 52

Ecuación 3.16. 52

Ecuación 3.17. 52

Ecuación 3.18. 52

xii

Ecuación 3.19. Relación de flujo adimensional en el límite

de cavitación, ML 53

Ecuación 3.20. Área de la tobera requerida, para manejar

la tasa del fluido motriz calculada 53

xiii

RESUMEN

El campo Auca, operado por EP PETROECUADOR, es una de las

reservas petrolíferas más importantes con la que cuenta el Oriente

ecuatoriano. Este campo cuenta con diferentes sistemas de levantamiento

artificial utilizados para la extracción del crudo, uno de los más importantes

es el bombeo hidráulico.

El objetivo de este trabajo fue estudiar el sistema de bombeo hidráulico tipo

jet en el campo Auca, para incrementar su producción. El cumplimiento de

dicho objetivo estará sujeto a su vez a describir la condición actual del

campo Auca, explicar los fundamentos teóricos del sistema de levantamiento

artificial por bombeo hidráulico y diagnosticar la situación actual del sistema

de bombeo hidráulico en el campo Auca.

Asimismo, se analizó la condición existente de los diferentes pozos con

bombeo hidráulico tipo jet del campo Auca y se realizó un estudio técnico del

proyecto. Se espera que los resultados obtenidos en este estudio permitan la

toma de decisiones adecuadas por parte de la empresa EP

PETROECUADOR, con la finalidad de a incrementar la producción y

optimizar el fluido motriz del campo Auca.

Este trabajo de tesis se estructura de manera que abarca un amplio análisis

técnico.

El capítulo 1 describe un breve análisis de la importancia del petróleo en la

economía del Ecuador y la importancia que el actual gobierno le ha dado

para que continúe siendo el primer ingreso económico para nuestro país.

El capítulo 2 cubre la ubicación geográfica del Campo Auca y su descripción

en general y comprende un marco teórico de los diferentes tipos de

levantamiento artificial y principalmente los fundamentos del Bombeo

xiv

Hidráulico, como un método de levantamiento artificial. Los sistemas de

Bombeo Hidráulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido

presurizado que es inyectado a través de la tubería.

En el capítulo 3 se realizó el análisis de la situación actual de algunos de los

pozos del campo Auca y se aplicó el método de Eddie E. Smart.

En el capítulo 4 se analizaron los resultados de los diferentes pozos

seleccionados para este proyecto de Tesis en el Campo Auca.

Finalmente, en el capítulo 5 se dan las conclusiones, así como se hacen

algunas recomendaciones.

xv

ABSTRACT

The Auca field, operated by EP PETROECUADOR, is one of the most

important oil reserves in the Ecuadorian orient. This field is made up of

different artificial lift systems utilize for the extraction of crude oil. One of the

most important systems is the hydraulic pumping system.

The objective of this essay will be to study the hydraulic pumping system jet

type in the Auca field to increment production. The fulfillment of such

objective will be subject to the actual current description of Auca field,

explaining the theoretical foundations of the lift system for the hydraulic

pumping system and to diagnose the actual situation of the hydraulic

pumping system in Auca field.

Likewise, we will analyze the existing condition of the different wells with

hydraulic pumping jet type in Auca field. And realize a technical study of the

project. We hope the results obtain will allow good decision making from the

part of EP PETROECUADOR, with a view to increment production and

optimize the fluid drive of Auca field.

This thesis essay will be structure in such a way that it will cover a wide field

of technical analysis.

Chapter 1 will relate a brief analysis of the importance petroleum oil plays in

Ecuador’s economy and the importance the current government has given to

continue to make petroleum the main source of income for our country.

Chapter 2 covers the geographic location of Auca field and a general

description and will include theoretical framework of the different artificial lifts,

mainly the essentials of hydraulic pumping as a method of artificial lifts. This

is based on that the hydraulic pumping system transmits its power though the

use of a pressurized fluid that is injected into a pipe.

xvi

In chapter 3 we will proceed to analyze the actual situation of the wells in

Auca field and will apply the calculation of the method used by Eddie E.

Smart.

Chapter 4 will consist of observing the results of the analysis realized in the

different chosen wells for this thesis project of Auca field.

Finally in chapter 5 the conclusions will be given as well as the

recommendations.

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Hoy en día, el mundo enfrenta problemas globales, los cuales infunden

mucha preocupación acerca de su desarrollo e influencia sobre la vida. Uno

de estos problemas es el energético, debido a que el consumo de energía

para desarrollar a plenitud un conjunto de necesidades humanas se ha ido

incrementando desde el propio surgimiento del hombre, mientras se agotan

los recursos disponibles. La contribución de las energías fósiles en la matriz

energética mundial sigue considerable: petróleo (35%), carbón (25%), gas

natural (21%), mientras los otros tipos de energía tienen todavía una

participación minoritaria: biomasa (10%), nuclear (6%), hidráulica (2%), entre

otras (Chevalier, 2009: 11). Es menester aclarar que la dependencia hacia el

petróleo no constituye una fatalidad sino más bien una realidad en la cual se

puede incidir realizando auditorías energéticas e implantando sistemas de

gestión que garanticen la aplicación y el respeto de las medidas de eficiencia

energética correspondientes.

Con el gobierno del presidente Rafael Correa Delgado, posesionado el 15 de

enero de 2007, se instauran nuevos modelos de gestión desarrollados en

base a planificaciones estratégicas que sustentan el accionar en cada sector

energético del país. La nueva política económica, llevada a cabo por el

Ejecutivo, sustenta su aplicación en el manejo responsable de los recursos

naturales renovables y no renovables. La nueva dinámica económica busca

pues modificar la visión energética del país, considerar al petróleo como

patrimonio y recurso de suma importancia para la economía ecuatoriana.

El petróleo es pues, sin dudas, un recurso energético imprescindible y éste

es de gran importancia también para la economía del país. Representa el

mayor bien económico de que dispone actualmente el país y seguirá siendo

gran parte de su sustento por lo menos por un cuarto de siglo más. Lo

2

certifican las reservas petroleras del campo Ishpingo-Tambococha-Tiputini

(ITT), los proyectos Oglan, Pungarayacu, Pañacocha y al menos trece

prospectos en el sur Oriente, además de potenciales cuencas en el Litoral:

en tierra y en el mar. La riqueza petrolera será mucho más beneficiosa para

los ecuatorianos si se asume pues una política de compromiso para

transparentar todos los negocios y actuar con oportunidad en el tiempo.

Existen actualmente en Ecuador pocos pozos terminados que poseen aun la

suficiente energía en el yacimiento, para que el flujo llegue hasta la estación

de producción a una tasa que sea rentable. Esto evidencia la necesidad de

recurrir a los sistemas de levantamiento artificial. Como se sabe, los

sistemas de levantamiento artificial en pozos petroleros en los cuales ya no

fluye el petróleo en forma natural juegan pues un papel fundamental en la

extracción del petróleo. Con el transcurso del tiempo, el petróleo que se va

pues agotando en los pozos debido a su explotación trae consigo una mayor

cantidad indeseada de agua y gas. De allí, surge la necesidad de realizar un

buen diseño de los equipos de levantamiento artificial, teniendo en cuenta

tanto los dispositivos capaces de mitigar sus efectos, como las

características específicas de los pozos a explotar. Por muchos años, las

empresas de la industria del petróleo han tratado de incrementar

económicamente las reservas de los campos descubiertos. En varios

campos, los pozos atraviesan diferentes zonas, las cuales son

económicamente productivas, pero en muchos casos existe la limitación de

producirlas desde un mismo pozo de forma independientemente haciendo

uso de mecanismos de levantamiento artificial acordes con las

características de los yacimientos.

Entre una de las áreas que opera actualmente EP PETROECUADOR está el

campo Auca. En este proyecto de tesis, se tiene como objeto de estudio los

pozos Auca-03, Auca-14; Auca-15; Auca-16; Auca-18; Auca-22; Auca-28;

Auca-30; Auca-36 y Auca-50, los cuales pertenecen al área Auca y en

particular al campo Auca.

3

Es útil revisar las bombas hidráulicas tipo jet instaladas en los pozos del

campo Auca y verificar su operación adecuada debido a la existencia de

parámetros operacionales muchas veces no adecuados en los pozos de

levantamiento artificial por bombeo hidráulico.

El proceso de generación y transmisión de energía varía según el sistema

que se utilice.

Un método directo y eficaz de cálculo que se utilizará en este trabajo para la

realización del diseño es el propuesto por Eddie E. Smart, mediante el cual

se tiene la posibilidad de calcular directamente la geometría óptima de una

bomba tipo Jet.

1.1. OBJETIVO GENERAL

Estudiar el sistema de bombeo hidráulico tipo jet en el campo Auca, para

incrementar la producción.

1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Describir la condición actual del Campo Auca.

Explicar los fundamentos teóricos del sistema de levantamiento artificial

por bombeo hidráulico.

Diagnosticar la situación actual del sistema de bombeo hidráulico en el

campo Auca.

Analizar la condición existente de los diferentes pozos con bombeo

hidráulico tipo jet del Campo Auca.

Realizar el estudio técnico-económico del proyecto.

4

CAMPO AUCA

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO 2.1. DESCRIPCIÓN DEL ÁREA AUCA 2.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA El campo Auca está ubicado en la cuenca oriente, a unos 260 km en línea

recta al este de Quito, en la provincia de Orellana; parroquia Dayuma a 35

km de la ciudad de Francisco de Orellana (El Coca); capital de la provincia

de Pto. Francisco de Orellana, como se muestra en la Figura 2.1.

Figura 2.1. Ubicación geográfica del Campo Auca

Fuente: EP PETROECUADOR, (2008) Cartografía Distrito Amazónico

5

El Campo Auca está localizado en la zona 43 del hemisferio sur, sus

coordenadas geográficas con las respectivas equivalencias en coordenadas

UTM como se puede apreciar en la tabla 2.1.

Tabla 2.1. Coordenadas Geográficas del Campo Auca

COORDENADAS LATITUD LONGITUD

GEOGRÁFICAS Entre 0° 34’ S y 0° 48’ S Entre 76° 50’ O y 76° 54’ O

UTM Y mín. = 9’ 911.645 X mín. = 288.964

Y máx. = 99’366.256 X máx. = 29.500

La vía de acceso al Campo Auca es por la ciudad del Coca y tiene su

distribución de vías a los diferentes pozos como se indica en la figura 2.2.

Figura 2.2. Mapa vial del Campo Auca

Fuente: EP PETROECUADOR, (2008) Mapas Distrito Amazónico

Los límites del Campo Auca son:

6

Norte: Campos Sacha, Culebra, Yulebra y Yuca

Sur: Campo Cononaco

Este: Campos Anaconda, Pindo y Conga

Oeste: Campo Puma

2.1.2. HISTORIA DEL CAMPO AUCA

La compañía Texaco descubrió el Campo Auca, cuando perforó del pozo

Auca 01, misma que se inició en el mes de febrero del año 1970, y alcanzó

una profundidad de 10578 ft, dando una producción de 3072 BPPD, de los

reservorios Hollín, (31º API) y “T” ( 27º API).

El desarrollo del campo se inicia en 1973 y fue puesto en producción en

1975, con 24 pozos.

En el campo Auca, existe una falla principal que tiene un rango promedio de

salto entre 10 y 30 pies, con un máximo de 30 pies en la parte central del

campo a nivel de Napo “T”. Existen fallas secundarias que tienen un salto

menor con valores en el rango de 5 a 20 pies.

Los yacimientos tienen energías provenientes de acuíferos, gas en solución

y compresibilidad de la roca y fluido.

Por la producción de fluidos (agua-petróleo), las condiciones de los

yacimientos han sufrido cambios como: disminución de presión, declinación

de producción de petróleo, intrusión de agua y el ascenso del contacto agua

petróleo.

2.1.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA

Las estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1, se encuentran dentro

del campo Auca, siendo Auca Sur la de mayor producción y de donde se ha

7

tomado los pozos para el estudio de este proyecto de tesis.

El Campo Auca es una estructura anticlinal con fallas irregulares y alargadas

de dirección del norte al sur.

Las arenas “U” y “T” tienen considerables cantidades de hidrocarburos pero

sus acuíferos son parcialmente activos, actuando arealmente por zonas a lo

largo del campo, lo que ha causado que por el tiempo de producción la

presión decline en algunos sectores del campo.

El nivel de la arenisca “U” en el campo Auca es un anticlinal asimétrico de 30

km de longitud de bajo relieve con orientación norte-sur, el costado oeste se

encuentra limitado, al centro y al sur, por fallas normales de alto ángulo de

dirección norte-sur que poseen un desplazamiento lateral de 1000 m.

2.1.4. CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL RESERVORIO EN EL

CAMPO AUCA

Las formaciones cretácicas Tena, Napo y Hollín aparecen en Auca con

presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Basal Tena,

Napo U, Napo T y Hollín. La principal característica de estas arenas es su

compactación.

2.1.4.1. Formación Hollín

La Formación Hollín es el reservorio que más se produce en el

Campo Auca, por su espesor de arena saturada y porque exhibe

un fuerte empuje de agua en el fondo, la formación Hollín consta

de dos miembros diferenciados litológicamente Hollín Principal o

Inferior y Hollín Superior. La diferencia principal consiste en que el

miembro Hollín Superior contiene glauconita, mientras que el

miembro Hollín Inferior consiste de arenas limpias; Hollín Inferior

8

de origen continental y Hollín Superior de origen marino y somero,

con sedimentos de depositación de zona de playa. Esta formación

se divide en los siguientes miembros litológicos:

Hollín Inferior.- Esta arena es de edad Aptiano inferior; es un

reservorio relativamente homogéneo de arenisca cuarzosa de

grano fino a medio. Además, es una arenisca conglomerática

que corresponde al relleno sedimentario de un conjunto de

valles incisos con algunas capas aisladas de lutita. El área

Auca corresponde a reservorio con acumulación de

hidrocarburos y posee un espesor neto de aproximadamente

40 pies.

Hollín Superior.- Esta formación corresponde a la edad

Aptiano superior-Albiano inferior y consiste de una serie de

areniscas cuarzosas, glauconiticas correspondientes a

depósitos de llanura de inundación aluvial, planicie costera y

plataforma marina poco profunda. Contiene además

abundantes capas de lutita y el espesor neto de la arena varía

entre 10 a 40 pies. Esta formación descansa discordantemente

sobre la Formación Chapiza (pre cretácico); hacia el tope tiene

contacto concordante con la Formación Napo.

2.1.4.2. Formación Napo

Corresponde a la edad: Albiano inferior - Campaniano medio. Se

compone de dos areniscas, la formación Napo “U” y la formación

Napo “T”, las que están separadas por intervalos gruesos de

calizas marinas y lutitas. La calidad de estos reservorios es

variable, evidenciando marcados cambios en el tamaño del poro

que a veces disimulan el contacto agua petróleo debido a la

9

existencia de una zona de transición entre el petróleo y el agua en

la formación.

A la Formación Napo, se la ha dividido en diferentes miembros

descritos litológicamente:

Napo Basal

Miembro Lutitas "T".- (Albiano medio-Albiano tardío),

constituido de lutitas negras no calcáreas ricas en material

orgánico que evoluciona al tope a calizas, intercalado con

niveles de areniscas glauconiticas.

Napo Inferior

Miembro Caliza "B".- (Cenomaniano temprano), secuencia

de calizas fosilíferas y margosas.

Miembro Lutita "U".- (Cenomaniano temprano), constituido

por lutitas laminadas negras, ligeramente calcáreas o no

calcáreas, calizas margosas que localmente pueden ser muy

potentes.

Miembro Arenisca "U".- (Cenomaniano temprano),

corresponde a una secuencia estrato y grano decreciente

que descansa sobre las Lutitas "U". Lo constituye una

sucesión de areniscas cuarzosas, areniscas glauconiticas de

grano fino, lutitas y calizas margosas.

Napo Medio

Miembro Caliza "A".- Turoniano medio - Turoniano superior; la

10

parte inferior se caracteriza por una potente sección de calizas

mi críticas masivas y la sección superior por calizas fosilíferas

(amonites y bivalvos).

Miembro Arenisca "M2".- (Turoniano tardío), sucesión de

areniscas finas separadas por intercalaciones de lutitas

calcáreas que pasan a margas arenosas y glauconiticas.

Napo Superior

Miembro Caliza "M1".- (Coniaciano temprano), comprende

una sucesión de calizas, lutitas y margas en un ambiente de

plataforma anóxica carbonatada.

Miembro Lutita "M1".- (Santoniano tardío), lutitas negras y

gris obscuras ricas en materia orgánica con esporádicos

lentes calcáreos, depositado en un ambiente de plataforma

marina somera.

Miembro Arenisca "M1".- (Campaniano medio), areniscas

gruesas ocasionalmente hacia la parte superior glauconiticas

con intercalaciones de lutitas.

2.1.4.3. Arenisca “T”

Corresponde a (Albiano tardío); lo constituye areniscas cuarzosa

de grano fino a medio, con intercalaciones de lutitas y calizas

arcillosas formando una secuencia grano decreciente.

“T” Superior.- Es una arenisca cuarzosa de grano fino en

mayor porcentaje. El espesor promedio de la zona arenisca T

11

superior es de 45 pies aproximadamente y es muy

interestratificada.

“T” Inferior.- Es una arenisca cuarzosa glauconitica de grano

fino a medio, subangular a subredondeado, con un espesor

promedio de 67 pies.

2.1.4.4. Arenisca “U”

Se presenta como una arenisca continua en su parte inferior a lo

largo del campo, pero en la parte Superior es bastante

discontinua.

“U” Superior.- Formada por una arenisca cuarzosa de grano

fino, subredondeado. El espesor promedio de la zona arenisca

U superior es de 27 pies.

“U” Inferior.- Es una arenisca cuarzosa, de grano fino a

medio.

2.1.4.5. Formación Basal Tena

La formación Basal Tena no es continua, el espesor total

promedio es de 40 pies aproximadamente, formada por un cuerpo

arenoso delgado que descansa en discordancia sobre las lutitas

de la formación Napo Superior.

2.2. ESTRUCTURAS

2.2.1. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

Para tener un mejor conocimiento de las estructuras del campo Auca, se

12

analiza partiendo de la columna estratigráfica de la cuenca oriente como

se puede apreciar en la figura 2.3.

Figura 2.3. Columna Estratigráfica de la cuenca Oriente.

Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012). Cartografías

13

2.2.2. ARENISCAS PRODUCTORAS DEL CAMPO AUCA

El estudio de las arenas productoras del Campo Auca, a las que pertenecen

los pozos seleccionados para el análisis, esta información fue tomada de las

simulaciones matemáticas del área en estudio.

2.2.2.1. Espesores y Áreas

Los valores de los espesores de las formaciones del Campo Auca

así como sus respectivas áreas se resumen en la tabla 2.2.

Tabla 2.2. Espesores y Arenas de las Formaciones del Campo Auca

ARENA ESPESOR (FT) ÁREA (ACRE)

Basal Tena 40 16460.09

Napo “U” 200 21471.49

Napo “T” 120 13621.87

Hollín 100-450 20844.09

Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012).

2.2.2.2. Análisis de las propiedades de las arenas del Campo Auca

Para analizar las propiedades tales como la porosidad que es

medida en porcentaje (%) y la permeabilidad que es medida

milidarcy que a continuación, se podrá observar en la tabla 2.3.

Estas propiedades según análisis, PVT, registros eléctricos y

estudios de los Cores.

Tabla 2.3. Porosidad y Permeabilidad de las Formaciones del Campo Auca

FORMACIÓN POROSIDAD

PROMEDIO (%) PERMEABILIDAD PROMEDIO (md)

SW ACTUAL (%)

Hollín Superior 14,8 104,5 30

Hollín Inferior 15,4 185,8 35

Basal Tena 20,5 3250 -

Napo "U" Superior 12,4 16,7 40

Napo "U" Inferior 14,4 76

Napo "T" Superior 10,9 350 15

Napo "T" Inferior 12,7

Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)

14

2.2.3. CARACTERÍSTICAS DEL LOS FLUIDOS DEL CAMPO AUCA

Enumeremos las principales características de los fluidos: Temperatura del

Yacimiento, presión de burbuja (Pb), grado API, factor volumétrico del

petróleo, relación gas petróleo (GOR), gravedad del gas.

2.2.3.1. Análisis PVT

A continuación, en la tabla 2.4, se muestran los datos promedios

de los análisis PVT, que corresponden a las diferentes arenas

productoras del Campo Auca.

Tabla 2.4. Análisis PVT de los fluidos de las arenas del Campo Auca

PARÁMETROS BASAL TENA

NAPO "U"

NAPO "T"

HOLLÍN SUPERIOR

Pi (psia) 3.563 4141 4213 4500

Pb (psia) 645 245 640 195

βoi (bl/BF) 1,1338 1,0647 1,131 1,111

βob (bl/BF) 1,1547 1,09 1,16 1,15

Coi ( 1/psia 10 -6 ) 6,2 5,21 6,75 6,48

Cos (1/psia 10-6) 6,2 8,77 9,03 8,18

μoi (cp) 21,34 13,8 5,05 4,76

μoi (cp) 14,29 8,49 2,6 2,66

GOR ( PCS/BF) 116 55 180 10

μw (cp) 0,3 0,3 0,3 0,267

˚API 21,1 19 29 31,6

Temp. del Reservorio (ºF) 210 229 233 235

Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)

15

2.2.4. PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS

PRODUCTORAS DEL CAMPO AUCA

De los análisis e historia de las presiones del Campo Auca, a continuación

en la tabla 2.5, se muestran los valores promedios para cada arena.

Tabla 2.5. Presión inicial y actual de las arenas productoras Campo Auca

ARENA PRESIÓN INICIAL

(psi) PRESIÓN ACTUAL

(psi)

Basal Tena 3563 1000

Napo "U" 4141 1363

Napo "T" 4213 1180

Hollín Inferior 4523 4300

Hollín Superior 4523 2100

Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)

2.2.5. PRESIÓN DE BURBUJA (Pb)

Luego del análisis de presión se obtiene el punto de burbuja de las arenas

del Campo Auca, y estos valores se aprecian en la tabla 2.6.

Tabla 2.6.Presión de Burbuja de los Yacimientos del Campo Auca

FORMACIÓN Pb (psi)

Basal Tena 645

Napo "U" 245

Napo "T" 640

Hollín Inferior 100

Hollín Superior 195

Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, 2012

16

2.2.6. SALINIDADES

Las salinidades del agua de formación del Campo Auca varían según las

arenas conforme se aprecia en la tabla 2.7.

Tabla 2.7. Salinidades del agua de formación del Campo Auca

ARENAS SALINIDADES (ppm ClNa)

Hollín Inferior 300-1400

Hollín Superior 450-28000

“T” 12100-40500

T Inferior 900-35500

“U” 26700-45000

U Inferior 33000-35500

Basal Tena 10250-20800

Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)

2.2.7. TIPO DE CRUDO

La descripción de los tipos de crudo en el campo Auca se puede apreciar en

la Tabla 2.8.

Tabla 2.8. Tipos de Crudo del Campo Auca

ARENISCAS TIPO DE CRUDO

Hollín Inferior 27-30 GRADOS API

Hollín Superior 27-32 GRADOS API

“T” y “U” 24-29 GRADOS API

Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)

17

2.2.8. ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DE ÁREA AUCA

El Área Auca está conformada por los campos: Auca, Auca Sur, Auca Este,

Conga, Conga Sur, Cononaco, Yuca, Culebra, Culebra, Anaconda,

Armadillo, Rumiaco y Pacuna (revertido a EP PETROECUADOR, antes

operado por Suelopetrol); El estado de los pozos operados por EP

PETROECUADOR en el Área Auca se describe en la tabla 2.9.

Tabla 2.9. Estado actual de los pozos del Área Auca

ESTADO DE LOS POZOS CANTIDAD

PRODUCIENDO PETRÓLEO 147

CERRADOS 41

ESPERA C&PI 1

EN C&PI 2

ABANDONADOS 12

INYECTORES 3

REINYECT. 11

REINYECT CERRADOS 2

INYECTOR CERRADOS 1

TOTAL 220

EP PETROECUADOR opera actualmente los campos: Auca, Auca Sur,

Auca Este, Conga Norte, Conga Sur, Culebra, Yulebra, Anaconda, Yuca,

Cononaco, Rumiyacu, Armadillo y Pucuna. El petróleo insitu (Ni), de esta

área es de 2.542 MM BLS.

Las reservas iniciales probadas del Área Auca son de 693.44 MM BLS, con

una producción acumulada de 458.66 MM BLS y 234.8 MM BLS de reservas

18

remanentes, habiéndose recuperado el 66,1% de las reservas iniciales

probadas. El factor de recobro (FR) del área es de 24,7%. Estos datos de

reservas son actualizados al 30 de noviembre del 2011.

Sin lugar a dudas, la producción de petróleo es uno de los datos más

interesantes que se desea conocer, por lo que a continuación en la tabla

2.10, se describe el número de pozos por método de levantamiento artificial

y a flujo natural respectivamente.

Tabla 2.10. Producción por tipo de método

MÉTODO # POZOS BPPD BAPD BFPD

PPF 3 1.988 2.175 4.163

PPS 101 37.882 31.784 69.666

PPH (JET) 37 10.072 5.899 15.971

PPH (PISTON) 6 1.819 1.232 3.051

TOTAL 147 51.761 41.090 92.851

2.3. DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES SISTEMAS DE

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Los sistemas de levantamiento artificial en pozos petroleros en los cuales ya

no fluyen en forma natural, están conformados por equipos de subsuelo y de

superficie diseñados de acuerdo con las condiciones de cada campo,

dependiendo especialmente de las características de los fluidos presentes

en un yacimiento y de las condiciones específicas de cada pozo y del

yacimiento.

La mayoría de los pozos en la primera etapa de su vida productiva son

capaces de producir a flujo natural. Pero cuando el pozo deja de producir

con este sistema es necesario seleccionar un método de levantamiento

19

artificial que permita seguir produciendo eficientemente en el yacimiento. En

la elección de estos métodos, se debe considerar los siguientes factores:

Disponibilidad de fuentes de energía en superficie, características del fluido,

la viscosidad ºAPI, porcentaje de agua y sedimentos, relación gas-liquido,

profundidad de la arena productora, índice de productividad, entre otros.

Existen algunos métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se

encuentran los siguientes: Bombeo Electrosumergible (BES), Bombeo

Mecánico Convencional (BMC), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP),

Levantamiento Artificial por Gas (LAG) y Bombeo Hidráulico (BH).

A continuación en la Figura 2.4, se realiza una comparación técnica de los

métodos de Levantamiento Artificial mencionados anteriormente.

Figura 2.4. Métodos de Levantamiento Artificial

Fuente: Solipet, (2009) Manual del Bombeo Hidráulico.

2.3.1. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El método de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES)

tiene como principio fundamental levantar fluido del reservatorio hasta la

superficie mediante la rotación centrífuga de la bomba electrosumergible.

20

La potencia requerida por dicha bomba es suministrada por un motor

eléctrico que se encuentra ubicado en el fondo del pozo; la corriente

eléctrica, necesaria para el funcionamiento de dicho motor, es suministrada

desde la superficie, y conducida a través del cable de potencia hasta el

motor. Tiene un rango de capacidades que va desde 200 a 9000 BFPD,

trabaja a profundidades entre los 9000 y 15000 pies; el rango de eficiencia

está entre 18-68% y puede ser usado en pozos tanto verticales como

desviados o inclinados.

El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial

aplicado para desplazar volúmenes de crudo en yacimientos potencialmente

rentables y en pozos profundos.

2.3.1.1. Componentes del Equipo de Subsuelo

Bomba.- Una bomba centrífuga es una máquina con múltiples

etapas, y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un

difusor estacionario. Mueve fluidos rotándolos con un impulsor

rotativo dentro de un difusor que tiene una entrada central y

una salida tangencial. La trayectoria del fluido es una espiral

que se incrementa desde la entrada en el centro a la salida

tangente al difusor. El impulsor transmite energía cinética al

fluido como se puede apreciar en la figura 2.5.

Figura 2.5. Fuerza resultante del movimiento del flujo en un impulsor

Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones

21

El tamaño de la etapa que se use determina el volumen de fluido

que va a producirse y de este número depende la potencia

requerida. Las etapas a su vez pueden clasificarse en dos tipos.

En la figura 2.6, se aprecian los tipos de etapas de una bomba

electrosumergible.

Figura 2.6. Tipos de Etapas

Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones

Los impulsores flotantes o balanceados aquellos que se

desplazan en forma axial al eje dentro del difusor. El empuje

individual de cada uno de los impulsores es absorbido por los

difusores mediante las arandelas, los mismos que impiden el

contacto metal con metal. La forma de estos difusores se puede

apreciar en la figura 2.7.

Figura 2.7. Tipos de impulsores

Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones

22

Intake.- La función del intake es de permitir la entrada del fluido

del pozo hacia la bomba. Cuando hay presencia de gas en las

primeras etapas de la bomba, éste ocupa una parte del área de

flujo y disminuye la eficiencia volumétrica del sistema,

disminuyendo la producción. Si el impulsor se llena

completamente de gas, se produce un “bloqueo por gas” y la

bomba deja de desplazar fluido y por lo tanto de producir.

Sello o Protector.- Tiene como función principal, evitar el

ingreso de fluidos del pozo al motor (el protector está en

contacto con el fluido del pozo en la cabeza, a través del

intake, transfiere el torque generado por el motor hacia el eje

de la bomba, soportar el empuje producido por el movimiento

(de arriba hacia abajo), entre otras funciones.

Separador de Gas.- Son secciones de entrada, pero algunos

componentes adicionales en el diseño evitan el paso de gas

libre hacia la bomba.

Existen diferentes tipos de separadores de gas, los cuales se

detallan a continuación: intake o estándar, estático (flujo

inverso) y dinámico, como lo indica la figura 2.8.

Figura 2.8. Separador de gas

Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones

23

Estático.- Separa por medio de la inversión de la dirección

de flujo.

Dinámico.- Mezcla la mayor cantidad posible de gas en el

líquido, y el resto lo separa y lo expulsa al anular.

Motor Eléctrico.- El motor trifásico de inducción de dos polos,

trabaja en baño de aceite, este aceite es de tipo mineral

altamente refinado el cual posee una alta rigidez dieléctrica

(30kV) y provee una buena lubricación en los cojinetes de

motor y conjunto de empuje. Tiene una alta conductividad

térmica por lo que facilita la refrigeración del motor. Los

componentes del motor se los puede apreciar en la figura 2.9.

.

Figura 2.9. Componentes del motor

Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones

El motor está compuesto de: Housing (carcasa), estator, bobina

del estator, y rotor:

Estator.- Compuesto de láminas ranuradas de acero o

bronce compactadas a presión, bobinadas con tres

alambres (uno por cada fase).

Rotor.- Dispositivo que rota dentro del estator. Está formado

por láminas ranuradas de menor diámetro que el estator, con

24

barras de cobre en cada ranura. Debido a la forma de una

jaula se la conoce con el nombre de “Jaula de Ardilla”. Del

número de rotores presentes en el motor, depende la

potencia entregada por el mismo. El devanado es de “dos

polos" debido a que se crean dos polos magnéticos (Norte y

Sur).

Balineras entre rotores.- Brinda la capacidad de empuje

radial y axial al motor. Tiene agujeros de flujo para facilitar

la lubricación del motor.

Balinera de empuje.- Ubicado en la parte superior del

motor, su función es soportar el empuje generado por

todos los rotores.

Eje.- Permite la circulación de aceite dieléctrico a través

de él y de los rotor bearing (rodamientos), para asegurar

la lubricación de sus partes móviles.

Pothead.- Permite conectar el motor de fondo, mediante

el cable de potencia, a la potencia suministrada en

superficie.

Sensor de fondo.- Se encuentra conectado al motor a través

de un adaptador, recibe potencia eléctrica a través del motor,

así como también recibe y transmite señal digital a superficie.

Los circuitos y el software en el sensor digitalizan la señal de

los transductores y la envían a superficie. Tiene la capacidad

de registrar datos de: temperatura del motor, presión de

descarga, PIP, temperatura de intake, vibraciones.

Cables.- Para realizar una correcta selección del cable de

potencia, se considera: tamaño, resistividad, flexibilidad, costo.

25

Así como también la selección del tamaño del cable (AWG) y

una configuración apropiada tomando en cuenta el voltaje

requerido en superficie, la temperatura del conductor a las

condiciones de operación, tipo de fluido, tratamientos químicos,

gas, nivel de fluido, y temperatura de superficie.

2.3.1.2. Componentes del Equipo de Superficie

Los equipos de superficie están conformados por el cabezal de

descarga, el variador de frecuencia o el controlador de arranque

directo, la caja de unión o venteo, transformador y carta

amperimétrica. Los componentes en superficie y subsuelo de un

equipo electrosumergible lo podemos apreciar en la figura 2.10.

Figura 2.10. Equipo de bombeo Electrosumergible.

Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones

Árbol de navidad o cabezal de descarga.- El cabezal del

pozo debe ser equipado con un cabezal en el tubing tipo

hidratante o empaque cerrado. Los cabezales de superficie

pueden ser de varios tipos. Los más utilizados son los

26

cabezales tipo Hércules, mismos que son utilizados en pozos

con baja presión en el espacio anular, y en instalaciones no

muy profundas. Estos poseen un colgador de tubería tipo cuña,

y un pasaje para el cable.

Variador de frecuencia.- Es un dispositivo electrónico que

permite cambiar la frecuencia, de operación del sistema de

bombeo, provocando que se afecte el comportamiento de la

bomba. Considerando que las altas frecuencia permite levantar

mayor caudal produciendo un incremento en la producción. Las

altas frecuencias, significa que el motor gira a mayor revolución

por minuto, lo que se traduce en un mayor suministro de

energía al fluido del pozo.

Caja de Venteo.- Conecta el cable de potencia desde el VSD

hacia el fondo del pozo. Permite el venteo a la atmosfera del

gas que pudiera migrar hasta la superficie, a través del cable

de potencia, evitando condiciones potenciales de explosión. Es

un dispositivo requerido en todas las aplicaciones del sistema

de bombeo electrosumergible.

Transformador Elevador.- Son dispositivos eléctricos

trifásicos, diseñados para incrementar el bajo voltaje relativo

del VSD al valor requerido a nivel de los terminales del motor.

Son del tipo “Multitaps”, ya que poseen arreglos eléctricos que

pueden ser variados dependiendo del voltaje requerido por el

motor. Diseñados bajo estándares llamado “OISC”, que

significa auto enfriados por inmersión de aceite.

Carta Amperimétrica.- Muestra los cambios importantes en

las condiciones de operación de los equipos y también las

alteraciones y desbalances que están en interacción entre el

equipo de fondo y el pozo.

27

2.3.2. BOMBEO MECÁNICO

El sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico es el más

antiguo y más utilizado en el mundo, debido a los bajos costos operativos,

facilidad de producción y bajo riesgo de derrames por ser una operación a

baja presión.

Los pozos que poseen levantamiento artificial en casi un 20% están

produciendo con este sistema. Normalmente se emplea bombeo mecánico

en la etapa final de producción de un pozo.

En Ecuador, su aplicación se remonta desde los años cuarenta, en la

explotación de petróleo de los campos de la Península de Santa Elena,

cuyos yacimientos son someros (baja profundidad 2000-4000 pies). En la

figura 2.11, se muestran los componentes de Bombeo Mecánico.

Figura 2.11. Componentes de Bombeo Mecánico

Fuente: Pen Well Books, (2003) Modern Socker-Rod Pumping

28

2.3.2.1. El equipo de subsuelo

El equipo de subsuelo está restringido en su estructura por el

diámetro de la tubería revestidora.

Tubería de Producción.- La tubería de producción tiene por

objeto conducir el fluido proveniente de la formación, desde el

fondo del pozo hasta la superficie; sirve de guía a la sarta de

varillas de succión que está accionando la bomba en el

subsuelo.

El funcionamiento en conjunto de todos estos elementos

constituye el sistema de bombeo mecánico utilizado para

transmitir la energía adicional al pozo y transportar el fluido

desde el fondo hasta la superficie.

Varillas de Succión.- Las varillas de succión proporcionan la

conexión entre la unidad de bombeo que se encuentra

instalada en la superficie y la bomba en la profundidad de la

arena productora en el pozo, mediante ésta se transmite el

movimiento recíproco vertical a la bomba para el

desplazamiento de fluido.

Bombas de Subsuelo.- Es una bomba de pistón de

desplazamiento positivo, desde su profundidad de instalación

hasta la superficie, que funciona por diferencial de presión,

mediante bolas y asientos, para permitir la entrada y sello de

fluidos en ciclos periódicos sincronizados.

Anclas de Tubería.- Es un equipo que se utiliza para controlar

los movimientos de la tubería de producción, absorbe los

esfuerzos durante la acción de bombeo y los transfiere al

29

revestidor; manteniendo a la tubería de producción en una

posición constante y reduce la fricción varilla / tubería.

2.3.2.2. Equipos de superficie

Unidad de Bombeo.- Es una máquina integrada cuyo objetivo

es cambiar el movimiento angular del eje del motor a recíproco

vertical, a velocidad apropiada, con el propósito de accionar la

sarta de varillas y bombas de subsuelo.

Motor.- Equipo que suministra el movimiento y potencia a la

unidad de bombeo para levantar los fluidos del pozo. Este

puede ser un motor de combustión interna o un motor eléctrico,

siendo el último el de mayor utilización en la industria.

Polea de motores.- Es un accesorio que va instalado en el eje

del motor, con canales en forma de V, entre el cual son

colocadas las correas, que transmiten el movimiento rotatorio al

volante de la caja de engranajes.

Cabezal de Pozo.- Está constituido por una serie de

dispositivos y de válvulas que permiten el paso del fluido del

pozo a la tubería o la línea de flujo. Conjuntamente con la

prensa esto permite el paso de la barra pulida o varilla en el

ciclo de bombeo.

Unidades de Bombeo.- De acuerdo a los diferentes tamaños,

características y funcionamiento pueden clasificarse en las

siguientes:

Unidades de Bombeo Mecánico API

Unidades Hidráulicas.

Unidades Rotativas.

30

2.3.3. BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA

Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas rotativas de

desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo

material es elastómero generalmente, un sistema motor y un sistema de

acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades

sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la

descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El

movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la

superficie hasta la bomba. Empleando para ello un motor- reductor acoplado

a las cabillas. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja

velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas, sólidos en

suspensión y cortes de agua, así como también es ideal para manejar

crudos de mediana y baja gravedad API.

2.3.3.1. Equipos de superficie.- Entre los equipos de superficie de las

bombas de cavidad progresiva se puede enumerar los siguientes:

Cabezal giratorio.- Su función principal es la de soportar el

peso de la sarta de cabillas.

Movimiento primario (motor).- Su función principal es la de

proveer la energía necesaria para mover el equipo de

superficie, y por ende la sarta de cabillas y la bomba.

Equipo de transmisión de potencia.- A través de un conjunto

de poleas, cadenas y un sistema hidráulico, se encarga de

transmitirle potencia al motor.

2.3.3.2. Equipos de Subsuelo.- En este grupo de componentes se

encuentran la bomba de subsuelo, el ancla de gas, el ancla

antitorque y la sarta de cabillas. La bomba de subsuelo consiste de

31

un rotor helicoidal singular que rota alrededor de un mismo eje,

dentro de un estator helicoidal doble de mismo diámetro (menor) y

del doble de longitud. La configuración de la bomba de cavidad

progresiva se puede apreciar en la figura 2.12.

Figura 2.12. Configuración de una Bomba de Cavidad Progresiva

Fuente: Hirschfeldt. Marcelo, (2003) Manual de Bombas de Cavidad Progresiva

El desplazamiento de una bomba de Cavidad Progresiva además

de ser función de la velocidad de rotación, es directamente

proporcional a tres constantes:

El diámetro de la sección transversal del rotor.

La excentricidad (o radio de la hélice) y la longitud “pitch” de la

hélice del estator.

Las partes de una bomba de cavidad progresiva las podemos

describir de la siguiente manera:

Estator de la bomba.- Actualmente existen tres componentes

en el mercado para Bombas de Cavidad Progresiva, todos

estos componentes son formulados a partir de la goma de

nitrilo.

32

A continuación, se puede apreciar en la figura 2.13 las partes de una bomba

de cavidad progresiva.

Figura 2.13. Partes funcionales de una bomba de cavidad progresiva

Fuente: Weatherford, (2007) Manual de bombeo por cavidad progresiva

Las bombas de cavidad progresiva tienen la ventaja de tener un bajo costo

de instalación; se pueden manejar volúmenes de agua muy altos, a un

costos de mantenimiento bajo. Y como desventaja podemos anotar que

requiere energía eléctrica; por la ubicación geográfica del campo Auca

existen pozos donde no hay suministro de energía eléctrica. Otra de las

33

desventajas es que la máxima tasa manejada es de 500 Bls. Además el

material del que está fabricado el elastómero es afectado cuando los crudos

a producir son aromáticos.

2.3.4. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT

Este Método de Levantamiento Artificial opera mediante la inyección

continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción

(Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y

reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose

así un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el

pozo fluya adecuadamente. El gas también puede inyectarse a intervalos

regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones

de líquido (Flujo intermitente). Como variantes de estos métodos, también se

han desarrollado otros como la Cámara de Acumulación, el Pistón Metálico y

el Flujo Pistón.

Una instalación de LAG consta básicamente de: la sarta de reducción y el

equipo asociado, la línea de flujo, el separador, los equipos de medición y

control, la planta compresora o fuente de gas de levantamiento de alta

presión y las líneas de distribución del gas. El equipo de producción consiste

en una o varias piezas tubulares denominadas mandriles, los cuales se

insertan o enroscan a una válvula de levantamiento, a través de la cual pasa

el gas destinado a levantar el fluido de producción.

El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y

está constituido principalmente por las válvulas de LAG y los mandriles. Las

válvulas de LAG tienen como función permitir la inyección, a alta presión del

gas que se encuentra en el espacio anular. De acuerdo a su mecanismo de

operación existen distintos tipos de válvulas tales como: las cargadas con

nitrógeno, las accionadas por resorte, aquellas operadas por la presión del

gas inyectado, las operadas por la presión de los fluidos de producción, las

balanceadas y las no balanceadas.

34

Este tipo de Método de Levantamiento Artificial permite manejar grandes

volúmenes de producción, incluyendo la producción de agua y sedimentos.

Además, cuenta con la flexibilidad de distribuir gas a varios pozos con una

sola planta de compresión. El esquema de Levantamiento Artificial por Gas

Lift, se lo describe en la figura 2.14.

Figura 2.14. Esquema del Sistema de Levantamiento por Gas Lift

Fuente: www.tandem-terminal.ru/i/oil-003.jpg, Enero 2012.

La inyección del gas se hace en varios sitios de la tubería a través de

válvulas reguladas que abren y cierran el gas automáticamente. Los

métodos de bombeo por Gas Lift que son:

35

2.3.4.1. Bombeo Neumático Continuo

El método de Bombeo Neumático Continuo implanta un volumen

continuo de gas a alta presión por el espacio anular a la tubería de

producción para airear o aligerar la columna de fluidos, hasta que

la reducción de la presión de fondo permita un diferencial suficiente

a través de la formación, causando que el pozo produzca al gasto

deseado. Para realizar esto, se usa una válvula en el punto de

inyección más profundo con la presión disponible del gas de

inyección, junto con la válvula reguladora en la superficie.

2.3.4.2. Bombeo neumático intermitente

El bombeo neumático intermitente consiste en producir

periódicamente determinado volumen de petróleo impulsado por el

gas que se inyecta a alta presión, el gas es inyectado en la

superficie al espacio anular por medio de un regulador, un

interruptor o por la combinación de ambos; este gas pasa

posteriormente del espacio anular a la tubería de producción a

través de una válvula que va insertada en la tubería de producción.

2.3.5. BOMBEO HIDRÁULICO

El principio fundamental aplicado en este tipo de sistema de levantamiento

artificial, es la “Ley de Pascal”, donde se explica que: “La presión aplicada

sobre cualquier punto de un líquido contenido se transmite, con igual

intensidad, a cada porción del fluido y a las paredes del recipiente que lo

contiene”.

La aplicación de este principio permite transmitir presión desde un lugar

centralizado en la superficie, mediante la tubería llena de fluido, hasta

cualquier número de puntos dentro del pozo. El fluido ingresa a presión por

36

el tubing y se dirige hacia una sección motriz pozo abajo, accionándolo en

forma reciprocante, operando así una bomba pistón o jet.

La primera instalación hidráulica se dio el 10 de marzo de 1932 en

Ingiewood, California, fue el experimento del señor C. J. Coberly.

2.3.5.1. Bomba Pistón

El fluido motriz llega hasta la bomba de subsuelo por medio de la

tubería de producción y se introduce en una sección motriz

hidráulica colocada por debajo del nivel del fluido a producir. Es

impulsada por una sección motriz hidráulica de acción reciprocante

que está conectada directamente a la bomba de producción por

medio de una varilla. Son pequeños pistones que van subiendo y

bajando de forma alternativa de un modo parecido a los pistones

de un motor a partir de un movimiento rotativo del eje, estas

bombas pueden clasificarse en:

Bombas Axiales

Bombas Transversales

Bombas Radiales

2.3.5.2. Bomba Jet

Considerando que la presión del yacimiento ya no es suficiente

para producir a flujo natural, se debe evaluar las facilidades de

superficie y fondo para poner en producción el pozo con el sistema

de levantamiento artificial hidráulico con bomba Jet.

El Bombeo Hidráulico tipo 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

37

atraviesa la tobera en el fondo del pozo, se produce la

transformación de energía potencial en energía cinética y

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 de levantamiento

artificial, son limitaciones importantes. Otra ventaja de las bombas

jet es la solidez de la sección de trabajo, que hace que pueda

adaptarse a casi cualquier completación de fondo. En la figura

2.15, se detalla un BHA de prueba para producción por bombeo

hidráulico tipo jet.

Figura 2.15. Completación típica de un pozo para bombeo Hidráulico Jet.

Fuente: SERTECPET, (2009) Manual de Operaciones

38

El esquema de bombeo hidráulico tipo jet en el fondo es el

siguiente:

Tubing o tubería de producción.- La tubería de inyección del

fluido motriz es utilizada también como tubería de producción,

dependiendo del tipo de bomba Jet a utilizarse que puede ser

convencional (directa) o reversa.

Casing.- Tubería de revestimiento sirve como tubería de

producción o inyección de fluido motriz, dependiendo igual del

tipo de bomba Jet a utilizarse.

Camisa.- Se la conoce como camisa de circulación Sliding

Sleeve tipo “L”, es utilizada como alojamiento de la bomba Jet.

De acuerdo a la posición del clousing sleeve cerrado abierto

permite realizar diferentes operaciones.

Bomba Jet.- Permite la producción del pozo. El funcionamiento

de la bomba Jet se describe de la siguiente manera:

Se basa en el principio de Venturi, que consiste en el paso de

un fluido a través de un área reducida donde se produce un

cambio de energía potencial a cinética, causado en la salida de

la boquilla, y provocando una succión del fluido de formación;

estos fluidos entran en un área constante denominada

garganta, luego la mezcla de los fluidos sufre un cambio de

energía cinética a potencial a la entrada de un área expandida

llamada difusor, donde la energía potencial es la responsable

de llevar el fluido hasta la superficie.

Las partes importantes de la bomba Jet son la tobera y la

garganta y sus correspondientes áreas internas de trabajo

39

correspondientes. Las partes de la bomba Jet se las puede

apreciar en la figura 2.16

Figura 2.16. Partes de una Bomba Jet

Fuente: SERTECPET, (2009) Manual de Operaciones

Empacadura.- Es conocida también con el nombre de

“packer”, que permite el aislamiento de la zona de producción.

El equipo de superficie consta de diferentes elementos importantes, los

cuales desempeñan un importante papel en el sistema de levantamiento

artificial por bombeo hidráulico. Se puede apreciar la instalación de una

estación de producción con los componentes a detalle, en la figura 2.17.

Figura 2.17. Instalación típica de una Estación de Producción

Fuente: Solipet, (2007) Introducción a las Operaciones del Sistema Bombeo Hidráulico.

40

Estación de Producción.- La estación de producción

consta de los siguientes componentes:

Tanques de almacenamiento del fluido motriz.- Todo el

éxito del bombeo hidráulico depende de la calidad del fluido

motriz que será empleado como energía para accionar la

bomba en el subsuelo.

Bombas de alta presión.- Las bombas de superficie

comúnmente utilizadas son TRIPLEX, QUÍNTUPLEX,

ELÉCTRICAS MULTIETAPAS, etc. En la estación Auca Sur

desde donde se genera la presión y se almacena el fluido

motriz para los pozos de este proyecto son bombas 7

unidades de tipo QUÍNTUPLEX, de las cuales operativas

están 6 y 1 en reserva. En la figura 2.18, se pueden observar

las bombas operativas de la estación Auca Sur.

Figura 2.18. Bombas Quíntuplex Estación Auca Sur

Línea principal de Fluido Motriz y derivación a los

diferentes pozos.- Este tipo de tubería se la utiliza para

conducir el Fluido Motriz que será inyectado al pozo, que va

41

Válvula 1” para

lubricador

(desplazar)

Válvula de seguridad

del casing

Válvula de

derivación (by-

pass)

Válvulas de retorno

del casing

Válvula

master

Válvula 2” de

inyección Válvula 3”de

salida

Válvula 1” para

lubricador

(reversar)

Tapón de cabezal

desde la descarga de la bomba de alta presión hasta el

cabezal del pozo.

Línea de retorno o de baja presión.- Esta tubería es

utilizada para conducir la mezcla de fluidos del pozo

(inyección + producción) desde el cabezal hasta la estación

de producción y trabaja con un rango entre 0 y 800 psi.

Cabezal del pozo.- La mayoría de los pozos tienen

cabezales tipo “árbol de navidad” como se muestra en

siguiente gráfico y consta de un conjunto de siete válvulas

que según su posición forman el circuito de circulación del

fluido. La figura 2.19 detalla a continuación el cabezal del

pozo con sus respectivas válvulas.

Figura 2.19. Cabezal de pozo

Válvula Reguladora de Flujo.- La válvula reguladora de

flujo o VRF como también se la llama, sirve para controlar el

42

caudal que va a ser inyectado a la bomba de subsuelo, esta

válvula se instala entre la válvula block y el cabezal de pozo.

Una imagen de la válvula reguladora de flujo (VRF) se puede

observar en la figura 2.20.

Figura 2.20. Válvula Reguladora de Flujo (VRF)

Válvulas de paso (BLOCK).- Este tipo de válvulas nos

permite la apertura y cierre de una manera inmediata del

fluido motriz a alta presión que nos llega desde la estación,

así como también la apertura y cierre en la línea de flujo o de

baja presión,como se observa en la figura 2.21.

Figura 2.21. Válvulas block

43

Turbina.- Este elemento es indispensable, ya que, mediante

el movimiento de los componentes internos, producido por la

energía cinética que crea el paso del fluido motriz a gran

velocidad, provoca pulsaciones que son leídas por un sensor

magnético de un instrumento electrónico (MCII). El mismo

que transforma esta lectura de pulsaciones en valores de

caudal que circulan hacia el pozo. A continuación, se

muestra la imagen de una turbina en la figura 2.22.

Figura 2.22. La Turbina

Analizador de Flujo (MCII).- Es un instrumento

electromagnético que sirve para leer las pulsaciones que se

producen en el interior de la turbina. En la figura 2.23, se

muestra una imagen del analizador de flujo.

Figura 2.23. Analizador de Flujo

44

Se analiza algunos parámetros importantes en el funcionamiento e

instalación de una bomba Jet, los cuales se los enumera a

continuación:

Nomenclatura de la bomba Jet.- La nomenclatura utilizada

para la identificación del tamaño y capacidad de cada una de

las bombas. A continuación en la tabla 2.11, se muestra un

ejemplo de uno de los fabricantes; en el cual se denomina a la

tobera con un número y a la garganta con una letra.

Tabla 2.11. Nomenclatura de una Bomba Jet

AREA NOZZLE AREA

1 0,0024 1

2 0,0031 2

3 0,0040 3

4 0,0052 4

5 0,0067 5

6 0,0086 F

7 0,0111 G

8 0,0144 H

9 0.0159 I

10 0,0175 J

11 0,0310 K

BOMBA 9 J

Fuente: SERTECPET, (2009) Manual de Bombeo Hidráulico.

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.

45

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.

Profundidad de la bomba.- La profundidad 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.

Daños más frecuentes en el bombeo jet.- Entre los daños

más frecuentes que ocurren a las bombas Jet tenemos:

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).

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, se

debe reversar la bomba, inspeccionar la tobera, verificar que

no exista picaduras que ocasionarían distorsión del sentido de

flujo y ocasionen el desgaste abrasivo en la garganta.

46

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 del cuerpo de descarga

Taponamiento con sólidos de garganta

Cavitación de garganta

Desgaste abrasivo de garganta

Incremento de barriles de inyección.- Cuando esto sucede

en un pozo de bombeo Hidráulico, puede ser que exista rotura

de la tobera o hueco en el tubing, disminuyendo

considerablemente la presión de operación.

47

CAPÍTULO III

3. METODOLOGÍA PARA LA OPTIMIZACIÓN DEL

FLUIDO MOTRIZ Y ELECCIÓN DE LA

GEOMETRÍA ADECUADA EN UNA BOMBA JET

3.1. LA DETERMINACIÓN DE LA GEOMETRÍA CORRECTA

DE UNA BOMBA JET, SEGÚN SMART

Eddie E. Smart propone un método directo de cálculo por de la división

Guiberson, mediante el cual se tiene la posibilidad de calcular directamente

la geometría óptima de una bomba tipo Jet, tomando en cuenta algunas

condiciones.

Al seleccionar una bomba correctamente, se puede levantar el fluido del

pozo con menores requerimientos de potencia y se puede evitar cavitación

en dicha bomba, la cual ocurre cuando existe un diferencial entre la presión

estática del fluido producido dentro de la cámara de mezclado y la presión

de saturación del fluido producido.

La siguiente secuencia de cálculo, propuesta por Smart para determinar la

geometría óptima de la bomba jet, describe cada uno de los pasos que se

debe seguir para seleccionar de manera correcta la geometría de una

bomba Jet.

1) Establecer la presión de operación superficial deseada, PT

2) Asumir una relación de flujo adimensional igual a 1 de manera inicial.

Se utiliza únicamente para calcular pérdidas de presión causadas por

fricciones iniciales.

M = 1

48

3) Conseguir el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su

gravedad API.

4) Conseguir el gradiente de presión del fluido producido, basado en los

gradientes de petróleo y agua.

Donde,

a) Conseguir el factor de volumen de formación para el petróleo y el

agua.

5) Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción deseada y

la relación de flujo adimensional, M.

Donde, Gradiente del fluido motriz que pasa sobre la tobera

Producción en BFPD

6) Utilizando la ecuación:

49

Donde,

FLUJO ANULAR FLUJO TUBERÍA DE

PRODUCCIÓN

0

Obtener 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

considerar que:

Pérdida de presión por fricción del fluido motriz.

Pérdida de presión por fricción del fluido de retorno.

7) Obtener 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.

Profundidad vertical en pies

8) Obtener la tasa del fluido de retorno QD, como la suma de la tasa de

producción y la tasa del fluido motriz.

9) Obtener el gradiente del fluido de retorno GD, como un promedio

ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido

producido.

50

10) Obtener la fracción de agua del fluido de retorno FWD, dependiendo de

si el fluido motriz es petróleo o agua, con las siguientes ecuaciones:

Si el fluido motriz es petróleo:

Si el fluido motriz es agua:

11) Calcular la relación gas – líquido del fluido de retorno GLR.

12) Calcular la viscosidad del fluido de retorno como un promedio

ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.

13) Calcular la presión de descarga de la bomba PD, como la suma de la

presión hidrostática del fluido de retorno, de la caída de presión por

fricción en el conducto de retorno y de la contrapresión en la cabeza del

pozo. Si la GLR es menor que 10 pie3/bl, determinar PFD.

Si la GLR es mayor o igual que 10 pie3/bl, se debe utilizar una

correlación adecuada para flujo multifásico.

14) Obtener un nuevo valor de la relación de presiones H.

51

15) Basado en este valor de H y con la figura 3.1 o la tabla 3.1, las cuales

se detallan a continuación, se determina la relación de áreas óptimas, R

Figura 3.1. Curva de comportamiento de diseño Guiberson

Fuente: Melo Vinicio (2007) Optimización de la geometría de la bomba Hidráulica tipo Jet.

Tabla.3.1. Relaciones de áreas óptimas.

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

Fuente: Melo Vinicio (2007) Optimización de la geometría de la bomba Hidráulica tipo Jet.

52

16) Utilizando la Curva de Comportamiento de Diseño de la Figura 3.1, se

encuentra un nuevo valor para M correspondiente al valor de H del

paso 15.

También se puede utilizar la siguiente ecuación para calcular M,

usando el valor de R obtenido en el paso anterior.

Donde:

=0,20

17) 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. En caso contrario, regresar al paso 6 usando el

nuevo valor de M.

18) Obtener la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, ML

53

19) Si M < ML, no existe problema de cavitación. En tal caso, continuar en

el paso 22. Si M > ML, entonces se tendrán problemas de cavitación,

por lo que se requiere un ajuste y se debe continuar en el paso que se

describe a continuación.

20) Fijar M = ML y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionada para

calcular un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de

comportamiento de la figura 4.1 se puede también utilizar para

encontrar el valor de H correspondiente a ML.

21) Obtener el área de la tobera requerida, para manejar la tasa del fluido

motriz calculada en el paso 6.

3.2. ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL CAMPO AUCA PARA

POSIBLES CAMBIOS DE GEOMETRÍA

Analizando el procedimiento, se consideran los siguientes pozos como

candidatos para cambio de geometría, luego de la aplicación de todos los

procedimientos según Smart. Lo que permitirá un aumento de producción y

una optimización del fluido motriz que se inyecta a los pozos en este campo.

Pozos analizados con el Sistema Smart en el Campo Auca se los enumera a

continuación:

AUCA-03

AUCA-14

AUCA-15

54

AUCA-16

AUCA-18

AUCA-22

AUCA-28

AUCA-30

AUCA-36

AUCA-50

3.2.1. POZO AUCA-03

3.2.1.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos del pozo

AUCA-03

WO N° 01: Instalar cavidad Kobe para producir el pozo con Levantamiento

Hidráulico.

(9-Abr-1974).

Trabajo satisfactorio.

WO N° 02: Sacar bomba Kobe no recuperable por circulación reversa para

chequeo y cambio de empaques.

(23-Mar-1980).

Trabajo exitoso: no se esperaba incremento de producción.

WO N° 03: Estimular con ácido a “H”.

(27-Dic-1981).

Trabajo exitoso: se recuperaron 684 BPPD

WO N° 04: Sacar bomba Kobe no recuperable por circulación reversa y

pesca.

(30-Sep-1984).

Exitoso: se ganaron 471 BPPD.

55

WO N° 05: Completar densidad de disparos de “H”.

(30-Ago-1987).

No satisfactorio: no completó la producción.

WO N° 06: Recuperar bomba Kobe no recuperable por circulación y pesca.

(14-Mar-1988).

Trabajo exitoso.

WO N° 07: Cambio de completación por cavidad en mal estado.

Cementación forzada a “Hs+Hi”. Compañía Schlumberger

punzona el intervalo 10230’ - 10232’ (2’) DPP. Evalúan “Hs”

con bomba jet 10A y elementos de presión. BFPD=744;

BSW=44%; Sal=2024 ppm Cl; THE=21. Se realiza un

tratamiento antiescala con 244 bls JP-1 + 157 gal F-46 + 52 gls

F-47 + 165 gal D-12. Bajan completación de producción para

B.H. con 3 empacaduras y cavidad Kobe.

(19-Nov-1989).

Trabajo exitoso.

WO N° 08: Cambio de completación por cavidad en mal estado. Se hace

un “tubing punch” @ 9550’para controlar el pozo. Sacan

completación de producción en tubería de 2 7/8” sin novedad.

Bajan completación de producción con 3 empacaduras Arrow y

cavidad Kobe tipo “E”.

(29-Nov-99).

Trabajo exitoso: se recupera la producción del pozo.

WO N° 09: Cambio de completación por cavidad en mal estado

Sacan completación de producción: rosca del x- over dañada,

corrosión en “safety joint”, 10 tubos encima de la cavidad y la

cavidad. Bajan BHP de pesca con tubería de 2 7/8” enganchan

@ 9685’ y sacan todo el pescante. Camisas presentan

56

corrosión severa. Compañía Schlumberger punzona laWQ

arena “T” con cañones de 3 3/8”. 9944’ - 9958’ (14’) @ 6 DPP

10062’- 10062’ (30’) @ 6 DPP. Bajan completación de

producción con tres empacaduras Arrow y cavidad Kobe.

(25-Sep-2000).

Trabajo exitoso: se incrementa la producción en 600BPPD por

acción del ácido. (Se realizó un RMA el 19-Ago-2000 por bajo a

porte de arena “T”).

WO N° 10: Cambio de completación por hueco en tubería. Aislar “Hs” con

CIBP. Sqz a “T”. Repunzonar “Ts” y “Ti”. Compañía Halliburton

repunzona los siguientes intervalos de arena “T” y arena “U”

con cañones de 3 3/8”. Arena “T” 10032’ - 10060’ (14’) @

6 DPP. 9944’ - 9958’ (14’) @ 6 DPP Arena “U” 9782’ - 9786’

(4’) @ 6 DPP. 9758’ - 9778’ (20’) @ 6 DPP. Bajan

completación de producción con 2 empacaduras Arrow y

cavidad Oil Master. Se aísla “Hs”, quedando arena “T” en

producción (+/- 200 BPPD) con salinidad que no corresponde a

ésta ya que está comunicado con “Hs”.

(19-Nov-2005).

WO N° 11: Recuperar tubería de producción de 2 7/8”.

Sacan Completación para Bombeo Hidráulico en 2 7/8” tubería,

Bajan BHA de Pesca con over shot hasta 1512’, enganchan

pescado. W/L baja calibrador de 1.91” hasta 9558’.

(21-Sep-2007). Trabajo exitoso.

WO N° 12: Moler CIBP, pescar y cambiar completación para bombeo

hidráulico. Bajan completación de BHA en tbg clase “A” con dos

packer Arrow.

(27-Ago-09) Trabajo exitoso: aumenta producción en 750

BPPD.

57

La última completación que se bajo en el pozo AUCA-03; se la puede

apreciar en el diagrama que se observa en la figura 3.2.

Figura 3.2. Diagrama del pozo Auca-03

Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca

58

3.2.1.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-03

Para los cálculos con el método Smart, se necesita algunos datos

del pozo, los cuales han sido proporcionados por el Departamento

de Ingeniería de Petróleos del Campo Auca. Se describen en la

tabla 3.2.

Tabla 3.2. Datos para Calcular con el método Smart en el pozo Auca-03

Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos

Auca, enero 2012.

Tomamos M=1.

PT 3700 Psi

Ps Pwf 1343 Psi

D Profundidad 9561 Pies

Dotp Tubería 2,875 Pulg

Ditp 2,441 Pulg

Gravedad API 26,58 ° API

Dotr Csg 5,5 Pulg

Ditr 4,892 Pulg

GOR 229 PCS/bl

Pwh 200 Psi

Gw 0,4364 psi/pie

L 9561 Pies

Fw 0,01

Qs 606,06

µo 1,08 Cp

µw 0,255 Cp

GN Go 0,3876

SALINIDAD 10800

TEMPERATURA 232 º F

59

Donde,

Donde,

60

/bl

61

Donde,

El valor de R obtenido de la tabla 3.3 para H calculado es,

62

Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es

decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos

utilizando nuevos valores de M=0,4126, para la segunda iteración y

M=0,3927 para la tercera iteración. Este procedimiento se realiza hasta

63

obtener los datos deseados; por lo que es posible tener varias iteraciones tal

como se describe la Tabla 3.3.

Tabla 3.3. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-03

VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN TERCERA ITERACIÓN

PT 3700 Psi 3700 Psi 3700 psi

M 1.0000 0.4126 0.3927

Go 0.3876 psi/pie 0.3876 psi/pie 0.3876 psi/pie

Gs 0.3881 psi/pie 0.38807 psi/pie 0.38807 psi/pie

BT 1.3318 1.3318 1.3318

QN 808.1804 bl/día 1958.9035 bl/día 2058.0829 bl/día

C 86.6640 86.6640 86.6640

PFN 20.6859 Psi 100.9108 Psi 110.2384 psi

PN 7485.0181 Psi 7404.7932 Psi 7395.4656 psi

QD 1414.2404 bl/día 2564.9635 bl/día 2664.1429 bl/día

GD 0.3878 psi/día 0.3877 psi/día 0.3877 psi/día

FWD 0.0043 0.0024 0.0023

GLR 97.15453395 53.56795927 51.57375907

µD 1.0765 Cp 1.0781 Cp 1.0781 cp

C 540.8818 540.8818 540.8818

PFD 11.5042 Psi 33.3985 Psi 35.7456 psi

PD 3919.2083 Psi 3940.2053 Psi 3942.5113 psi

H 0.7225 0.7496 0.7528

R 0.4 0.4 0.4

C1 0.8 0.8 0.8

C2 0.0889 0.0889 0.0889

C3 0.1920 0.1920 0.1920

C4 1.0300 1.0300 1.0300

KTD 0.2000 0.2000 0.2000

KN 0.0300 0.0300 0.0300

M 0.4126 0.3927 0.3904

%ERROR 58.7432 4.8190 0.5877

ML 0.6152 0.6192 0.6197

Realizando cálculos para la tercera iteración se obtiene un error menor a 1%

El valor de H calculado es 0,7528.

64

Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos.

El valor de R obtenido de la tabla 3.3 para H calculado es:

Entonces:

Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.

65

143.837Hp

El pozo Auca-03 debe tener un área de tobera de

e inyectar una tasa de fluido motriz de ,

con una bomba de superficie de de potencia, para poder producir

606 con una presión de inyección de 3700 psi.

3.2.2. POZO AUCA-14

3.2.2.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos del pozo AUCA-14

COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES: 29-Oct-74

Arena “T”: 10029’- 10035’ (6’) 10008’- 100016’ (8’)

Arena “U”: 9750’- 9792’ (42’) 9802’- 9816’ (14’)

WO N° 01: Recuperar pescado, punzonar nuevo intervalo de “T”. Estimular

arena “U”.

Compañía Schlumberger punzona el siguiente intervalo de

arena “T”. Estimulan con JP-1 arena “U”. (08-Ene-78). Exitoso.

66

WO N° 02: Instalar cavidad Kobe

Controlan pozo CON 8.6 LPG. Bajan completación de

producción de bombeo hidráulico con cavidad Kobe.

(03-Abr-79). Trabajo exitoso.

WO N° 03: Sacar bomba Kobe. (No se puede recuperar).

Controlan pozo, sacan completación de B.H. Bajan la misma

completación de producción de bombeo hidráulico con cavidad

Kobe. Asientan empacaduras. (26- Mar-80). Trabajo exitoso.

WO N° 04: Sacar bomba Kobe y cambio de bomba.

Compañía Schlumberger realiza tubing-punch para controlar

pozo. Sacan completación de B.H. Bajan la misma

completación de producción de bombeo hidráulico con cavidad

Kobe. (21-Oct-80). Trabajo exitoso.

WO N° 05: Cambio de cavidad Kobe.

Controlan pozo, desasientan packers, sacan completación de

B.H. Cambian completación de producción de bombeo

hidráulico con cavidad Kobe.

(10-Ene-86). Trabajo exitoso.

WO N° 06: Cambio de cavidad Kobe a tipo “D”.

Compañía Schlumberger realiza tubing-punch para controlar

pozo. Desasientan packers, sacan completación de B.H.

Cambian completación de producción de bombeo hidráulico

con cavidad Kobe, bajan cavidad Tipo “D”

(13-Sept-86)

Trabajo exitoso.

WO N° 07: Cambio de completación (bomba atascada)

67

Controlan pozo, desasientan packers, sacan completación de

B.H. Cambian completación de producción de bombeo

hidráulico con cavidad Kobe. Asientan empacaduras.

(3-Oct-90)

Trabajo exitoso.

WO N° 08: Cambio de completación por cavidad dañada.

Sacan completación de B.H. Cambian completación de

producción de bombeo hidráulico con cavidad Kobe.

(16-Mar-93).

Trabajo exitoso.

WO N° 09: Cambio de completación de B.H. por pescado de bomba en

cavidad. Punzonar “Hs”, evaluar con build up.

Controlan pozo, desasientan packers, Sacan completación de

B.H., queda pescado parte de la completación. Bajan BHA de

limpieza a 10270’, circulan, limpian.

Sacan y punzonan el siguiente intervalo de arena “Hs”:

Finalizan operaciones el 1 de Agosto del 1999.

Trabajo exitoso.

WO N° 10: Cambio de cabezal por válvula master dañada

Controlan pozo, retiran sección “C” del cabezal, instalan nueva

sección del cabezal.

(31-Dic-09). Trabajo exitoso

WO N° 11: Cambio de completación por comunicación TBG-CSG. Bajan la

cavidad. Controlan pozo con fluido especial.

Sacan Completación PPH y nuevamente bajan PPH con

cavidad 3 ½” y 3 packers. Asientan packers.

(09-Nov-10). Trabajo exitoso.

Se recupera producción de +/- 250 BPPD.

68

La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo

AUCA-14, se la puede apreciar en el Diagrama que se observa en la

figura 3.3.

Figura 3.3. Diagrama del pozo Auca-14

Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca

69

3.2.2.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-14

Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos del

pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han sido

proporcionados por el Departamento de Ingeniería de Petróleos del

Campo Auca y se describen en la tabla 3.4.

Tabla 3.4. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-14

PT 3800 Psi

Ps Pwf 1221 Psi

D Profundidad 9534 Pies

Dotp Tubería 3.5 Pulg

Ditp 2.992 Pulg

Gravedad API 24.52 ° API

Dotr Csg 7 Pulg

Ditr 6.366 Pulg

GOR 50 PCS/bl

Pwh 80 Psi

Gw 0.4369 psi/pie

L 9534 Pies

Fw 0.16

Qs 714.29

µo 3.63 Cp

µw 0.260 Cp

GN Go 0.3927

SALINIDAD 34800

TEMPERATURA 228 º F

Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos

Auca, enero 2012.

Tomamos M=1.

70

Donde,

Donde

71

/bl

72

Donde,

El valor de R obtenido de la tabla 3.5 para H calculado es,

73

Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es

decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos

utilizando nuevos valores de M=0,4157, para la segunda iteración. Este

procedimiento se realiza hasta obtener los datos deseados, por lo que es

posible tener varias iteraciones tal como se describe en la Tabla 3.5.

74

Tabla 3.5. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-14

VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN

PT 3800 psi 3800 psi

M 1.0000 0.4157

Go 0.3927 psi/pie 0.3927 psi/pie

Gs 0.3998 psi/pie 0.39977 psi/pie

BT 1.0508 1.0508

QN 764.1110 bl/día 1838.1461 bl/día

C 239.7772 239.7772

PFN 9.1730 psi 44.1471 psi

PN 7534.8561 psi 7499.8820 psi

QD 1478.3967 bl/día 2552.4318 bl/día

GD 0.3961 psi/día 0.3947 psi/día

FWD 0.0773 0.0448

GLR 20.29225341 11.75349701

µD 3.3695 Cp 3.4791 cp

C 2481.8174 2481.8174

PFD 3.6781 psi 9.8134 psi

PD 3860.2811 psi 3852.7096 psi

H 0.7183 0.7216

R 0.4 0.4

C1 0.8 0.8

C2 0.0889 0.0889

C3 0.1920 0.1920

C4 1.0300 1.0300

KTD 0.2000 0.2000

KN 0.0300 0.0300

M 0.4157 0.4132

%ERROR 58.4303 0.5924

ML 0.5785 0.5801

Cavitación M < ML No existe cavitación

AN 0.007322195 0.017663268

AT 0.018305487 0.044158171

75

Realizando los cálculos para la segunda iteración se obtiene error menor a

1%

El valor de H calculado es 0,7216

Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos

El valor de R obtenido de la tabla 3.5 para H calculado es:

Entonces:

76

Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.

Hp

El pozo Auca-14 debe tener un área de tobera de

e inyectar una tasa de fluido motriz de

1838,1461 , con una bomba de superficie de de

potencia, para poder producir 714,29 con una presión de

inyección de 3800 psi.

77

3.2.3. POZO AUCA-15

3.2.3.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos AUCA-15

COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES

( 09-Ago-78)

Perforaciones Iniciales:

Arena “Hollín” 10168’ - 10181’ (13’)

10184’ - 10204’ (20’)

10210’ - 10234’ (24’)

WO N° 01: Instalar cavidad Kobe.

Se instala Cavidad Kobe. Se pistonea y recuperan 72 Bls de

agua. Pozo fluyendo a estación, esperando instalación de

Sistema Power Oil.

(28-May-79)

Trabajo exitoso.

WO N° 02: Sacar bomba Kobe no recuperable por

circulación reversa, chequeo y cambio de empaques.

Controlan pozo con fluido de control especial.

Desasientan Packer “FH” y recuperan completación hidráulica

con bomba Kobe.

Bajan completación hidráulica con cavidad Kobe tipo “B”

(17-Abr-80)

Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 881 BPPD)

WO N° 03: Aislar entrada de agua en hollín con cementación forzada.

Perforar y evaluar napo “U” Y “T”

Desasientan packer. Sacan BHA Power Oil.

Realizan SQZ a “H” con 80 sxs de cemento. Preparan 12 bls.

de lechada; bls. Reversados=4.

Toman registro de cemento y repunzonan “H”:

78

Arena “H” 10168’ - 10175’

10184’ - 10196’

Bajan BHA de prueba. Pistonean y recuperan 87 bls. Pozo

fluye. Punzonan los siguientes intervalos:

Arena “T” 9918’ - 9926’

9984’ - 9994’

Pistonean y recuperan 170 bls.

Punzonan los siguientes intervalos:

Arena “U” 9718’ - 9726’

9730’ - 9748’

Pistonean y recuperan 173 bls.

Bajan BHA de producción con cavidad Kobe

(23-Ago-81)

Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 847 BPPD)

WO N° 04: Aislar agua con cementación forzada y evaluar hollín. Realizar

estimulación con acido a las arenas “U” Y “T”.

Desasientan packer y sacan BHA P. Oil

Realizan SQZ a Hollín con 24 bls de lechada, bls

reversados=10

Toman registro de cemento. Ok

Repunzonan los siguientes intervalos:

Arena “H” 10168’ - 10175’

10184’ - 10190’

Pistonean y recuperan 193 bls, BSW=20%

Realizan estimulación con HCl al 5% a “H”

Pistonean y recuperan 180 bls, BSW=85%

Realizan estimulación a “T” con HCl al 5%

Pistonean y recuperan 62 bls, BSW=95%

Realizan estimulación a “T” con solventes

Pistonean y recuperan 205 bls, BSW=15%

79

Realizan estimulación a “U” con HCl al 5%

Pistonean y recuperan 391 bls, BSW=25%

Asientan retenedor de cemento a 10150’ y aíslan “H”.

Bajan completación de Power Oil con cavidad Kobe tipo “D”.

(06-Abr-83)

Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 847 BPPD)

WO N° 05: Cambio de completación. Bomba no recuperable por

circulación ni pesca.

Desasientan empacaduras y sacan tubería de producción y

parte de completación.

Recuperan pescado 100%

Realizan tratamiento anti-incrustante

Bajan completación para P. Oil con cavidad Kobe tipo “D”

(27-Dic-88)

Trabajo no exitoso. Luego de reacondicionamiento, pozo no

aporta.

WO N° 06: Bajar completación y determinar daño en la cavidad.

Se determina empacadura desasentada. Sacan BHA de Power

Oil. Bajan completación para Power Oil con cavidad Kobe tipo

“D”.

(6-Ene-89)

Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 330 BPPD).

WO N° 07: Cambio de completación por obstrucción. Tratamiento anti-

incrustante a “U” Y “T” por separado y evaluación por separado.

Desasientan empacaduras y sacan completación de

producción. No existe escala ni arena.

Evalúan arena “T” con bomba Jet; BFPD=720, BPPD=230,

BSW=68%, TR=758, THE=25, SAL=5500 ppmCl- (no

corresponde)

80

Realizan tratamiento anti-escala a “T”.

Evalúan arena “U” con bomba Jet; BFPD=768, BPPD=522,

BSW=32%, TR=561,

THE=19, SAL=7878 ppmCl- (no corresponde)

Realizan tratamiento anti-escala a “U”.

Bajan completación para Power Oil con cavidad Kobe.

(23-Sep-89)

Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 462 BPPD).

WO N° 08: Cambio de completación por obstrucción metálica en la camisa

de “U” para producir “U+T”

Desasientan empacaduras y sacan completación de

producción. Corrosión bajo compac packer. Tubo roto a 9685’.

Bajan completación para Power Oil con cavidad Kobe tipo “D”.

(28-Jul-95)

Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 462 BPPD).

WO N° 09: Cambio de completación por cavidad dañada (corte de fluido).

Desasientan empacaduras y sacan completación de

producción (presenta severa corrosión en sarta). Bajan

completación para Power Oil con cavidad Guiberson PL II

(23-Ago-2006)

Trabajo exitoso, se recupera producción anterior (+/- 400

BPPD).

WO N° 10: Cambio de completación por cavidad dañada (corte de fluido)

Desasientan empacaduras y sacan completación de

producción, BHA sale sin novedad. Bajan completación para

Power Oil con cavidad Guiberson PL II

(06-Oct-2007)

Trabajo exitoso, se recupera producción anterior (+/- 350

BPPD).

81

La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo

AUCA-15; se puede apreciar en el Diagrama que se observa en la

figura 3.4.

Figura 3.4. Diagrama del pozo Auca--15

Fuente: EP PETROECUADOR (2012), Ingeniería de Petróleos Auca

82

3.2.3.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-15

Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos

del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han

sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de

Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.6.

Tabla 3.6. Datos para Calcular con el método Smart en el pozo Auca-15

PT 3700 Psi

Ps Pwf 1766 Psi

D Profundidad 9490 Pies

Dotp Tubería 3.5 Pulg

Ditp 2.75 Pulg

Gravedad API 25.99 ° API

Dotr Csg 7 Pulg

Ditr 6.276 Pulg

GOR 50 PCS/bl

Pwh 120 Psi

Gw 0.4369 psi/pie

L 9490 Pies

Fw 0.18

Qs 548.78

µo 3.18 Cp

µw 0.263 Cp

GN Go 0.3891

SALINIDAD 12500

TEMPERATURA 226 º F

Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos

Auca, enero 2012.

Tomamos M=1.

83

Donde,

Donde,

84

/bl

85

Donde,

El valor de R obtenido de la tabla 3.7 para H calculado es,

86

Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es

decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos

utilizando nuevos valores de M=0,5287, para la segunda iteración. Este

87

procedimiento se realiza hasta obtener los datos deseados, por lo que es

posible tener varias iteraciones tal como se describe en la Tabla 3.7.

Tabla 3.7. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-15

VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN

PT 3700 Psi 3700 Psi

M 1.0000 0.5287

Go 0.3890 psi/pie 0.3890 psi/pie

Gs 0.3977 psi/pie 0.39765 psi/pie

BT 1.0319 1.0319

QN 578.8088 bl/día 1094.7691 bl/día

C 157.2764 157.2764

PFN 8.0307 Psi 25.1307 Psi

PN 7483.9342 Psi 7466.8342 Psi

QD 1127.5893 bl/día 1643.5496 bl/día

GD 0.3932 psi/día 0.3919 psi/día

FWD 0.0876 0.0601

GLR 19.95407421 13.68988212

µD 2.9245 Cp 3.0047 Cp

C 2218.2328 2218.2328

PFD 2.4296 Psi 4.7836 Psi

PD 3854.1853 Psi 3844.0478 Psi

H 0.5753 0.5736

R 0.4 0.4

C1 0.8 0.8

C2 0.0889 0.0889

C3 0.1920 0.1920

C4 1.0300 1.0300

KTD 0.2000 0.2000

KN 0.0300 0.0300

M 0.5287 0.5301

%ERROR 47.1296 0.2697

ML 0.7311 0.7322

Cavitación M < ML No existe cavitación

AN 0.005801114 0.010988772

AT 0.014502784 0.02747193

Realizando los cálculos para la segunda iteración, se obtiene error menor a

1%. El valor de H calculado es 0,5736.

88

Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos

El valor de R obtenido de la tabla 3.7 para H calculado es:

Entonces:

Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.

89

El pozo Auca-15 debe tener un área de tobera de

e inyectar una tasa de fluido motriz de 1094,7691 ,

con una bomba de superficie de de potencia, para poder producir

548,78 con una presión de inyección de 3700 psi.

3.2.4. POZO AUCA-16

3.2.4.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos del pozo

Auca-16

FECHA DE COMPLETACIÓN: 13-Dic-74.

INTERVALOS PERFORADOS A 4 DPP:

NAPO “T” 9904’ - 9918’ (14’); 9926’ - 9944’ (18’);

90

NAPO “U” : 9703’ - 9708’ (5’); 9713’ - 9726’ (13’);

WO N° 01: Estimular arena “T” con ácido.

Acidifican arena “T”

(28-Nov-77)

Trabajo satisfactorio. Incrementa producción en +/- 993 BPPD.

WO N° 02: Instalar cavidad Kobe tipo “B”

Pozo no fue probado a su plena capacidad por falta de fluido

motriz. Asientan empacaduras permanentes F-1.

(16-Abr-79)

Trabajo exitoso.

WO N° 03: Sacar bomba Kobe, cambio de empacaduras.

Acidifican arena “T”.

(22-Abr-80)

Trabajo satisfactorio. Se incrementa producción en +/- 1079

BPPD (cavidad “B”).

WO N° 04: Sacar bomba Kobe no recuperable por recirculación chequeo y

cambio de bomba.

Se recupera bomba con la unidad SWAB.

(22-Nov-80)

Trabajo satisfactorio.

WO N° 05: Cambio de cavidad Kobe la cual está en mal estado

(12-May-85)

Trabajo satisfactorio. Incrementa producción en +/- 846 BPPD.

WO N° 06: Cambio de completación.

Bajan completación con cavidad Kobe tipo “D”

(22-Abr-88)

91

Trabajo exitoso.

WO N° 07: Cambio de completación (cavidad Kobe en malas condiciones

mecánicas)

Bajan completación con cavidad Kobe tipo “D”

(27-Sep-90)

Trabajo exitoso.

WO N° 08: Cambio de completación de producción (BH) por cavidad en

mal estado.

(04-Jul-98)

Trabajo satisfactorio.

Se recupera producción +/-200 BPPD.

WO N° 09: Cambiar completación por corte de fluido en cavidad.

Bajan BHA para producir por Power Oil con packer Arrow y

cavidad Kobe 3 ½” tipo “D”.

(10-Jun-05)

Trabajo exitoso.

WO N° 10: Cambiar completación por comunicación bajo el primer packer.

Bajan BHA para producir por Power Oil con packer Arrow y

cavidad Guiberson PL-II.

(31-Ago-06)

Trabajo exitoso.

WO N° 11: Cambiar completación por comunicación bajo el primer packer.

Bajan BHA de producción Power Oil cavidad Guiberson PL2.

(22-Sept-09)

Trabajo exitoso, se recupera 250 BPPD.

92

La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo

AUCA-16; se la puede apreciar en el Diagrama que se observa en la

figura 3.5.

Figura 3.5. Diagrama Pozo Auca-16

Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca .

93

3.2.4.2. Análisis y cálculo con el método Smart para el pozo AUCA-16

Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos

del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han

sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de

Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.8.

Tabla: 3.8. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-16

PT 3600 Psi

Ps Pwf 1721.5 Psi

D Profundidad 9531 Pies

Dotp Tubería 3 1/2 Pulg

Ditp 2.992 Pulg

Gravedad API 26.12 ° API

Dotr Csg 7 Pulg

Ditr 6.366 Pulg

GOR 50 PCS/bl

Pwh 225 Psi

Gw 0.4426 psi/pie

L 9531 Pies

Fw 0.12

Qs 1136.36

µo 3.15 Cp

µw 0.403 Cp

GN Go 0.3888

SALINIDAD 30900

TEMPERATURA 155

Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos

Auca, enero 2012.

Tomamos M=1.

94

Donde,

Donde,

95

/bl

96

Donde,

El valor de R obtenido de la tabla 3.9 para H calculado es,

97

Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es

decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos

98

utilizando nuevos valores de M=0,4768, para la segunda iteración y M=

0,4692 para la tercera interacción. El procedimiento se realiza hasta obtener

datos deseados, por lo que es posible tener varias iteraciones tal como se

describe en la Tabla 3.9.

Tabla 3.9. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-16

VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN TERCERA ITERACIÓN

PT 3600 Psi 3600 Psi 3600 psi

M 1.0000 0.4768 0.4692

Go 0.3887 psi/pie 0.3887 psi/pie 0.3887 psi/p

Gs 0.3952 psi/pie 0.39518 psi/pie 0.39518 psi/p

BT 1.0353 1.0353 1.0353

QN 1196.0041 bl/día 2508.1899 bl/día 2548.7842 bl/dí

C 239.7772 239.7772 239.7772

PFN 19.6893 Psi 74.1215 Psi 76.2826 Psi

PN 7485.1680 Psi 7430.7358 Psi 7428.5747 Psi

QD 2332.3677 bl/día 3644.5535 bl/día 3685.1478 bl/dí

GD 0.3919 psi/día 0.3907 psi/día 0.3907 psi/d

FWD 0.0585 0.0374 0.0370

GLR 21.43744292 13.719101 13.56797677

µD 2.9894 Cp 3.0472 Cp 3.0484 Cp

C 2481.8174 2481.8174 2481.8174

PFD 8.0408 Psi 17.9076 Psi 18.2668 Psi

PD 3967.9239 Psi 3966.9802 Psi 3967.1278 Psi

H 0.6387 0.6483 0.6488

R 0.4 0.4 0.4

C1 0.8 0.8 0.8

C2 0.0889 0.0889 0.0889

C3 0.1920 0.1920 0.1920

C4 1.0300 1.0300 1.0300

KTD 0.2000 0.2000 0.2000

KN 0.0300 0.0300 0.0300

M 0.4768 0.4692 0.4689

%ERROR 52.3160 1.5927 0.0798

ML 0.7190 0.7224 0.7225

Cavitación M < ML No existe cavitación

AN 0.01193438 0.025147 0.02555895

AT 0.02983595 0.062867 0.063897367

99

Realizando cálculos para la tercera iteración, se obtiene error menor a 1%

El valor de H calculado es 0,6488

Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos

El valor de R obtenido de la tabla 3.7 para H calculado es:

Entonces:

Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.

100

El pozo Auca-16 debe tener un área de tobera de

e inyectar una tasa de fluido motriz de 2548,7842 ,

con una bomba de superficie de de potencia, para poder producir

1136,36 con una presión de inyección de 3600 psi.

3.2.5. POZO AUCA-18

3.2.5.1. Historial Completación y Reacondicionamientos del pozo

AUCA-18

COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES

14-may-74

Hollín Inferior: 10286’ - 10290’ (4’) @ 4 DPP.

101

Hollín Superior: 10212’ - 10246’ (34’) @ 4 DPP.

Napo “T”: 10056’ - 10067’ (11’) @ 4 DPP.

Napo “U”: 9792’ - 9832’ (40’) @ 4 DDP.

9752’ - 9762’ (10’) @ 4 DDP.

WO N° 01: Estimular arena “U” inyectando JP-1

Se inyectó 500 gls de HCL-15% + 425 gls de JP-1 + 550 gls de

Tolueno.

(05-Dic-77)

Trabajo satisfactorio.

WO N° 02: Instalar cavidad Kobe para producir el pozo con levantamiento

hidráulico.

No se efectúa evaluaciones debido a que el bombeo

hidráulico, no entra en operación en este pozo.

(29-Abr-79)

WO N° 03: Sacar bomba Kobe no recuperable.

(03-May-80)

Trabajo satisfactorio.

WO N° 04: Sacar bomba Kobe no recuperable.

(23-Nov-80)

Trabajo exitoso.

WO N° 05 Cambio de cavidad Kobe.

(11-Sep-81)

Trabajo normal.

WO N° 06: Cambio de completacion y cavidad.

(11-Ene-89)

Trabajo exitoso.

102

WO N° 07: cambio de completacion por cavidad mala.

Al sacar, se rompe packer FH. Bajan a pescar con éxito.

Bajan completación con cavidad Kobe y empacadura Arrow.

WO N° 08: Cambio de completacion por cavidad mala.

Al sacar, se queda empacadura (suelta en la rosca por

corrosión) bajan a pescar Ok.

(10-May-95)

Trabajo exitoso.

WO N° 09: Cambio de completacion por cavidad mala.

Al sacar completación, queda pescado packer FH; bajan

herramienta de pesca, sacan BHA Ok.

Bajan BHA de evaluación probando, presión cae a cero. (cuello

partido), pescan. OK.

Evalúan arena “T”:

BFPD=72 BSW=100% T.E.=11 HRS.

Evalúan arena “U”:

BFPD=576 BSW=54% BPPD=265 E=31 HR.

Realizan cementación forzada a arena “U” con 120 sxs “G” (25

BLS de lechada). Admite 10 bls de lechada bajo el retenedor,

reversan 15 bls, presión de cierre=3500 psi.

Corren registro CBL-GR: buen cemento en “U+T”:

Repunzonan arena T:10056’ - 10067’ (11’) @ 5DPP.

“U”: 9792’ - 9824’ (32’) @ 5 DPP.

9752’ - 9762’ (10’) @ 5 DPP.

Evalúan arena “T” durante 10 hrs: BFPD=72

BSW=100%.

Evalúan arena “U” durante 10 hrs: BFPD=456

BSW=30%.

Completan con cavidad Kobe

103

(20-Oct-00)

Trabajo exitoso.

WO N° 10: Cambio de completación por obstruccion

Adicional se evaluaron arenas “H” inf. y “H” sup.

Tubería sale en buen estado.

Muelen 2 CIBPs @ 10198’ y 10278’.

Evalúan “H” inf. con B’UP.

TR=565 BFPD=1608 BSWf=58 % THE=9

BPPD=675

Realizan B’up a “H” inf.

Se repunzona arena “H” sup. 10212’ - 10232’ (20’) @ 5 dpp.

Arman y bajan completación definitiva, prueban “H” inf.

BFPD=288 BSW=100%. Prueban completación por 3

ocasiones, sin éxito sacan BHA definitivo.

Bajan BHA de evaluación y prueban “H” inf.

TR=724 BFPD=1176 SWF=72% THE=10 BPPD=497

Evalúan “H” sup.

BFPD=96 BSWF=45% THE=9 BPPD=53

Evalúan arena “U”:

TR=80 BFPD=264 BSWF=100% THE=7

Bajan BHA definitivo dejan abierta camisa de “H inf. :

BFPD=1656 BSWF=85% THE=6 BPPD=248

(15-Nov-01)

Trabajo exitoso

WO N° 11: Aislar con CIBP arena “U” por alto corte de agua punzonar y

probar basal-tena

Asienta CIBP a 9110’. Punzonan arena “Basal-Tena” el

intervalo de 9078’ - 9082’ (4’) a 4 DPP para SQZ.

Realizan prueba de inyectividad a arena “Basal-Tena”,

Rata= 0.1 BPM, Pmax=3500 psi.

104

Desplazan con 500 gls de HCL al 15 %, forzan a arena, rata=

0.9 BPM, Pmax=3600 psi.

Realizan prueba de inyectividad a arena “Basal-Tena”, con 10

bls de agua tratada Rata=4.7 BPM, Pmax.=101 psi

No se realizó SQZ EN W.O. - 11

Bajan conjunto TCP con cañones de alta penetración de 4 ½”.

Punzonan el intervalo de arena “Basal-Tena” 9056’ - 9080’

(24’) a 5 DPP

Evalúan arena “Basal-Tena” con bomba jet D-7, BFPD=816,

BPPD=767, BSW=6 %, Salinidad=29400 PPM CL, API=21.9,

THE=32, TBR=1113 BLS.

Realizan prueba de producción a arena “Basal-Tena” con

bomba jet 9 A con el sistema de power Oil a la estación:

BFPD=1032, BSW=100 %, TBR=260 BLS, API=21.9

(24-Jul-02)

Trabajo exitoso.

WO N° 12: Cambio de completación por cavidad defectuosa. Completar

para PPH.

Bajan BHA de producción con cavidad Guiberson PL-II hasta

9019’.

Realizan prueba de producción a arena “Basal-Tena” con

bomba jet D-7 con el sistema de Power Oil a la estación:

BFPD=288, BSW=100 %, TBR=67 BLS, THE=6.

(16-Jul-05)

Trabajo exitoso.

WO N° 13: Cambio de completación por obstruccion en standing valve.

Repunzonar Basal Tena. Completar para PPH.

Repunzonan con cañones convencionales arena “Basal-Tena”

BT: 9056’ - 9078’ (22’) @ 5 DPP.

105

Bajan BHA de producción con cavidad Guiberson PL-II hasta

9019’. Realizan prueba de producción a arena “Basal-Tena”

con bomba jet D-7 con el sistema de Power Oil a la estación:

BFPD=408, BSW=67 %, BPPD=135, TBR=106BLS, THE=6.

(12-Sep-05)

Trabajo exitoso.

WO N° 14: Cambio de completación por posible CIBP desasentado,

completar para PPH

Al controlar el pozo este fluye con restos de material del casing

+ cemento granulado.

Sacan completación de Bombeo Hidráulico.

Bajan BHA acondicionador del casing con “Casing Roller” y

“Water Mellon”. Corren registro de integridad de casing CAST-

V, registran desde el fondo hasta 150’. Determinan daño entre

6506’ - 6545’ (39’).

Realizan prueba de producción a arena “Basal-Tena” con

bomba jet 10-I con el sistema de Power Oil a la estación:

BFPD=336, BSW=100 %, TBR=95 BLS, THE=8.

(24-Jul-07)

Trabajo exitoso.

WO N° 15: Cambio de completación por cavidad en mal estado y

comunicación bajo primer packer.

Controlan el pozo con fluido especial de control.

Sacan completación de Bombeo Hidráulico,

Bajan BHA de producción con cavidad Guiberson PL-II hasta

9010`.

(23-Oct-09)

Trabajo exitoso.

Se recuperan 250 BPPD.

106

La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo

AUCA-18; se la puede apreciar en el Diagrama que se observa en la

figura 3.6.

Figura 3.6. Diagrama del pozo Auca-18

Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca

107

3.2.5.2. Análisis y cálculo del método Smart al pozo AUCA-18

Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos

del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han

sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de

Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.10.

Tabla 3.10. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-18

PT 3600 Psi

Ps Pwf 658 Psi

D Profundidad 8921 Pies

Dotp Tubería 3 ½ Pulg

Ditp 2.992 Pulg

Gravedad API 25.1 ° API

Dotr Csg 7 Pulg

Ditr 6.366 Pulg

GOR 88 PCS/bl

Pwh 110 Psi

Gw 0.4391 psi/pie

L 8921 Pies

Fw 0.08

Qs 1086.96

µo 2.48 Cp

µw 0.331 Cp

GN Go 0.3913

SALINIDAD 19750

TEMPERATURA 185

Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos

Auca, enero 2012.

Tomamos M=1.

108

Donde,

Donde,

109

/bl

110

Donde,

El valor de R obtenido de la tabla 3.11 para H calculado es,

111

Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es

decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos

utilizando nuevos valores de M=0,3476, para la segunda iteración y

112

M=0,3257 para la tercera interacción. Este procedimiento se realiza hasta

obtener los datos deseados, por lo que es posible tener varias iteraciones tal

como se describe en la Tabla 3.11.

Tabla 3.11. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-18

Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene error menor a 1%

VARIABLE PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN TERCERA ITERACIÓN

PT 3600 psi 3600 psi 3600 psi

M 1.0000 0.3476 0.3257

Go 0.3912 psi/pie 0.3912 psi/pie 0.3912 psi/pie

Gs 0.3951 psi/pie 0.39508 psi/pie 0.39508 psi/pie

BT 1.2304 1.2304 1.2304

QN 1350.4603 bl/día 3884.6389 bl/día 4146.9014 bl/día

C 239.7772 239.7772 239.7772

PFN 21.8949 psi 145.1172 psi 163.1198 Psi

PN 7268.4321 psi 7145.2098 psi 7127.2072 Psi

QD 2437.4168 bl/día 4971.5954 bl/día 5233.8579 bl/día

GD 0.3930 psi/día 0.3921 psi/día 0.3920 psi/día

FWD 0.0357 0.0175 0.0166

GLR 36.10379641 17.70055549 16.81360121

µD 2.4033 cp 2.4424 cp 2.4443 Cp

C 2481.8174 2481.8174 2481.8174

PFD 7.7960 psi 27.9708 psi 30.6692 Psi

PD 3623.3524 psi 3635.7643 psi 3638.0885 Psi

H 0.8135 0.8485 0.8541

R 0.4 0.5 0.5

C1 0.8 1 1

C2 0.0889 0.0000 0.0000

C3 0.1920 0.3000 0.3000

C4 1.0300 1.0300 1.0300

KTD 0.2000 0.2000 0.2000

KN 0.0300 0.0300 0.0300

M 0.3476 0.3257 0.3235

%ERROR 65.2359 6.3243 0.6513

ML 0.4151 0.2793 0.2797

Cavitación M < ML No existe cavitación

AN 0.012623894 0.036656258 0.03918543

AT 0.031559736 0.073312517 0.078370863

113

El valor de H calculado es 0,8541

Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos

El valor de R obtenido de la tabla 3.11 para H calculado es:

Entonces:

Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.

114

El pozo Auca-18 debe tener un área de tobera de

e inyectar una tasa de fluido motriz de 4146,9014 ,

con una bomba de superficie de 281,99 de potencia, para poder producir

1086,96 con una presión de inyección de 3600 psi.

3.2.6. POZO AUCA-22

3.2.6.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos del pozo

AUCA-22

PERFORACIONES INICIALES: 13 de febrero del 1978

Arena “T”: 9976’ - 9986’ (10’) @ 4 DPP

9996’ - 10028’ (32’) @ 4 DPP

10046’- 10064’ (18’) @ 4 DPP

WO N° 01: Estimulación de arena “T” con acido para reparar daño.

Realizan tratamiento ácido a arena “T” (sin torre).

115

(23-May-78)

Trabajo satisfactorio.

Se incrementa 1374 BPPD.

WO N° 02: instalar cavidad Kobe.

Bajan completación para bombeo hidráulico con cavidad Kobe.

(24-May-79)

Trabajo exitoso,

Se recupera 2357 BPPD con Bsw de 1.6%.

WO N° 03: Sacar bomba Kobe, no recuperable mediante circulación

reversa y línea de alambre.

(10-Dic-79)

Trabajo exitoso

Se incrementan 1133 BPPD, sobre la producción anterior.

WO N° 04: Recupera bomba Kobe no recuperable por circulación y línea

de alambre.

(01-Ene-82)

Exitoso, se incrementaron 1005 BPPD.

WO N° 05: Cambio de cavidad por malas condiciones mecánicas, se baja

cavidad tipo “D”.

(13-May-86)

Trabajo exitoso.

Se incremento la producción en 718 BPPD.

WO N° 06: Cambio de completación Kobe. Evaluar napo “T”.

(07-Sep-87)

Trabajo exitoso.

Se incrementaron 956 BPPD.

116

WO N° 07: Correr registro de casing, estimular con acido, cambio de

cavidad Kobe.

(17-Nov-91)

Existe daño severo de casing, se recomendó bajar casing de

5 ½” en próximo reacondicionamiento.

No se obtuvo éxito luego de la estimulación.

No se recupera producción

No cierran el pozo para B’UP después del tratamiento.

Trabajo no exitoso.

WO N° 08: Cambio de completación por cavidad dañada (corte de fluido).

Realizan corte químico, queda pescado completación de B.H.

RIG CPEB 501. Suspenden operaciones el 3 de julio del 2008,

RIG TRIBOILGAS 9 reinicia operaciones el 18 agosto del

2008.

Controlan pozo con fluido especial.

Desplazan bomba JET 9A y realizan prueba de producción en

arenas “Ti+Ts”. Desplazan bomba Jet 9 A

Evalúan arenas “Ti+Ts”.

(03-Sep-08)

Trabajo exitoso.

WO N° 09: Cambiar completación por bomba pistón atascado.

Inician operaciones de W.O.Nº 09, El 11 de Diciembre del

2011 a las 21:00 hrs

Controlan pozo con fluido especial.

Bajan BHA Power Oil hasta @ 10089’.

Realizan prueba de producción a la arena “Ts+Ti” con bomba

Jet 9-A.

Finalizan operaciones, el 23 de diciembre del 2011.

Trabajo exitoso.

Recuperan producción +/- 250 BPPD.

117

La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo

AUCA-22; se la puede apreciar en el diagrama que se observa en la

figura 3.7.

Figura 3.7. Diagrama del pozo Auca-22

Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca

118

3.2.6.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-22

Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos

del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han

sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de

Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.12.

Tabla 3.12. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-22

PT 3800 Psi

Ps Pwf 900 Psi

D Profundidad 9753 Pies

Dotp Tubería 3 1/2 Pulg

Ditp 2.992 Pulg

Gravedad API 27.69 ° API

Dotr Csg 7 Pulg

Ditr 6.276 Pulg

GOR 9 PCS/bl

Pwh 350 Psi

Gw 0.4361 psi/pie

L 9753 Pies

Fw 0.01

Qs 1111.11

µo 2.47 Cp

µw 0.255 Cp

GN Go 0.3849

SALINIDAD 10000

TEMPERATURA 232

Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos Auca,

enero 2012.

Tomamos M=1.

119

Donde,

Donde,

120

/bl

121

Donde,

El valor de R obtenido de la tabla 3.13 para H calculado es,

122

Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es

decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos

utilizando nuevos valores de M=0,2925 para la segunda iteración y M=

123

0,2739 para la tercera iteración. Este procedimiento se realiza hasta obtener

los datos deseados, por lo que es posible tener varias iteraciones tal como

se describe en la Tabla 3.13.

Tabla 3.13. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-22

VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN TERCERA ITERACIÓN

PT 3800 psi 3800 psi 3800 Psi

M 1.0000 0.2925 0.2739

Go 0.3849 psi/pie 0.3849 psi/pie 0.3849 psi/pie

Gs 0.3854 psi/pie 0.38540 psi/pie 0.38540 psi/pie

BT 1.0110 1.0110 1.0110

QN 1124.8666 bl/día 3845.9874 bl/día 4107.0093 bl/día

C 239.7772 239.7772 239.7772

PFN 17.0208 psi 153.6999 psi 172.8703 Psi

PN 7536.7416 psi 7400.0625 psi 7380.8920 Psi

QD 2235.9766 bl/día 4957.0974 bl/día 5218.1193 bl/día

GD 0.3851 psi/día 0.3850 psi/día 0.3850 psi/día

FWD 0.0050 0.0022 0.0021

GLR 4.427591137 1.997134461 1.897233359

µD 2.4590 cp 2.4650 cp 2.4653 Cp

C 2218.2328 2218.2328 2218.2328

PFD 8.0660 psi 33.5481 psi 36.7761 Psi

PD 4114.3106 psi 4138.4302 psi 4141.6021 Psi

H 0.9392 0.9929 1.0007

R 0.5 0.5 0.5

C1 1 1 1

C2 0.0000 0.0000 0.0000

C3 0.3000 0.3000 0.3000

C4 1.0300 1.0300 1.0300

KTD 0.2000 0.2000 0.2000

KN 0.0300 0.0300 0.0300

M 0.2925 0.2739 0.2712

%ERROR 70.7522 6.3555 0.9669

ML 0.3230 0.3264 0.3268

Cavitación M < ML No existe cavitación

AN 0.010408497 0.035959491 0.03845676

AT 0.020816993 0.071918982 0.076913528

124

Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene error menor a 1%

El valor de H calculado es 1,0007

Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos

El valor de R obtenido de la tabla 3.13 para H calculado es:

Entonces:

Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.

125

El pozo Auca-22 debe tener un área de tobera de

e inyectar una tasa de fluido motriz de 4107,0093 ,

con una bomba de superficie de 294,79 de potencia, para poder producir

1111,11 con una presión de inyección de 3800 psi.

3.2.7. POZO AUCA-28

3.2.7.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos AUCA-28

FECHA D E COMPLETACIÓN: 29-06-91

HOLLIN: 10144’ - 10154’ (10’) 4 DPP

10158’ - 10172’ (14’) 4 DPP

10182’ - 10188’ (6’) 4 DPP

10198’ - 10200’ (2’) 4 DPP SQ

NAPO “T” 9910’ - 9920’ (10’) 4 DPP

126

9928’ - 9934’ (6’) 4 DPP

9938’ - 9954’ (16’) 4 DPP

9980’ - 10000’ (20’) 4 DPP

NAPO “U” 9689’ - 9726’ (37’) 4 DPP

WO N° 01: Cambio de completación por bomba no recuperable y

tratamiento anti-incrustaciones a Hollín.

Camisa (Hollín) sale con bastante escala y 3 tubos sobre

camisa.

Realizan prueba de inyectividad a Hollín con 20 Bls. de agua

tratada, presión 3000 Psi a 1.5 BPM.

Realizan tratamiento anti-incrustaciones a Hollín Presión inicial

3500 Psi a 0.1 BPM; Presión final 3200 Psi a 0.5 BPM.

Bajan completación de producción hidráulica con cavidad

Guiberson.

(25-Nov-91)

Trabajo exitoso.

WO N° 02: Cambio de completación por cavidad mala

Cambian de completación por presencia de picaduras de

corrosión muy pronunciadas. Bajan nueva cavidad Guiberson

de 2 7/8”.

(18-Mar-96)

Trabajo exitoso.

WO N° 03: Cambio de completación por hueco en tubería

Sacan completación de bombeo hidráulico. Sale con uniones

duras y en buen estado.

Bajan completación de producción con cavidad Guiberson y

packers “FH” y Compac Packer.

(05-Ago-01)

127

Trabajo exitoso.

WO N° 04: Cambio de completación por cavidad dañada.

Sacan completación de bombeo hidráulico tensionando con

160.000 lbs. Bajan BHA de limpieza.

Corren registro GR-CLL, se determina que no existe avance de

agua en “U”. Repunzonan “U”: 9689’ - 9715’ (26’) @ 5 dpp

Bajan completación de producción con Cavidad Guiberson y

packers “FH”.

(30-Jun-07)

Trabajo exitoso.

WO N° 05: Cambio de completación por comunicación TBG-CSG bajo

cavidad.

Sacan completación de bombeo hidráulico tensionando.

Corren registro de inspección electromagnética de tubería.

Asientan tapón CIBP @ 9600’. Bajan completación de

producción con Cavidad Guiberson y packers.

Parcialmente satisfactorio,

Se recupera la producción de 140BPPD. Posible daño de

formación.

(30-Jul-07)

WO N° 06: Tomar Registro de saturación, evaluar arenas de interés,

completar para PPH

Compañía Baker con unidad de cable eléctrico realiza registro

de saturación en arenas de interés, Hollín, Ts, Ti, Ui.

Bajan cañones convencionales de 4 ½”, repunzonan arena

“Ts+Ti” 9980’ - 10000’ (20’), 9938’ - 9954’ (16’), 9928’ - 9934’

(6’).

Bajan completación para Power Oil hasta 10134’

(29-Mar-12)

128

La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo

AUCA-28; se la puede apreciar en el diagrama que se observa en la

figura 3.8.

Figura 3.8. Diagrama del pozo Auca-28

Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca

129

3.2.7.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-28

Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos

del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han

sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de

Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.14.

Tabla 3.14. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-28.

Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos

Auca, enero 2012.

Tomamos M=1.

PT 3700 Psi

Ps Pwf 1303.28 Psi

D Profundidad 9522 Pies

Dotp Tubería 3 1/2 Pulg

Ditp 2.992 Pulg

Gravedad API 24.1 ° API

Dotr csg 7 Pulg

Ditr 6.276 Pulg

GOR 229 PCS/bl

Pwh 90 Psi

Gw 0.4449 psi/pie

L 9522 Pies

Fw 0.16

Qs 476.19

µo 1.31 Cp

µw 0.256 Cp

GN Go 0.3859

SALINIDAD 38250

TEMPERATURA 231

130

Donde

,

Donde,

131

/bl

132

Donde,

El valor de R obtenido de la tabla 3.15 para H calculado es,

133

Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es

decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos

utilizando nuevos valores de M=0,4287, para la segunda iteración. Este

134

procedimiento se realiza hasta obtener los datos deseados, por lo que es

posible tener varias iteraciones tal como se describe en la Tabla 3.15.

Tabla 3.15. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-28

VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN

PT 3700 psi 3700 Psi

M 1.0000 0.4287

Go 0.3938 psi/pie 0.3938 psi/pie

Gs 0.4019 psi/pie 0.40194 psi/pie

BT 1.2919 1.2919

QN 627.9599 bl/día 1464.8371 bl/día

C 239.7772 239.7772

PFN 5.2166 psi 23.7601 Psi

PN 7544.1933 psi 7525.6498 Psi

QD 1104.1499 bl/día 1941.0271 bl/día

GD 0.3973 psi/día 0.3958 psi/día

FWD 0.0690 0.0393

GLR 82.95966667 47.19146374

µD 1.2373 cp 1.2686 Cp

C 2218.2328 2218.2328

PFD 1.9758 psi 5.4358 Psi

PD 3874.9855 psi 3863.9589 Psi

H 0.7009 0.6993

R 0.4 0.4

C1 0.8 0.8

C2 0.0889 0.0889

C3 0.1920 0.1920

C4 1.0300 1.0300

KTD 0.2000 0.2000

KN 0.0300 0.0300

M 0.4287 0.4299

%ERROR 57.1311 0.2766

ML 0.6012 0.6021

Cavitación M < ML No existe cavitación

AN 0.006060736 0.014158882

AT 0.01515184 0.035397204

135

Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene error menor a 1%

El valor de H calculado es 0,6993

Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos

El valor de R obtenido de la tabla 3.15. para H calculado es:

Entonces:

Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.

136

El pozo Auca-28 debe tener un área de tobera de

e inyectar una tasa de fluido motriz de 1464,8371 ,

con una bomba de superficie de 99,601 de potencia, para poder producir

476,19 con una presión de inyección de 3700 psi.

3.2.8. POZO AUCA-30

3.2.8.1. Historial de completación y reacondicionamiento AUCA-30

FECHA DE COMPLETACIÓN: 25 de agosto de 1991

Perforaciones iniciales: (Cañón 4”)

HOLLIN INF: 10186’ - 10196’ (10’) 4 DPP

10176’ - 10180’ (4’) 4 DPP

HOLLIN SUP: 10144’ - 10150’ (6’) 4 DPP

10134’ - 10138’ (4’) 4 DPP

137

NAPO “T” : 9987’ - 9996’ (9’) 4 DPP

9974’ - 9980’ (6’) 4 DPP

9950’ - 9968’ (18’) 4 DPP

NAPO BASAL TENA: 8912’ - 8930’ (18’) 4 DPP

WO N° 01: Aislar entrada de agua con cementación forzada.

Inician operaciones el 17 de Octubre de 1991.

Exitoso. Disminuye corte de agua en “Hs” de 90% a 1.0% y en

“Hi” de 50 % a 0.9%. Incremento neto de 760 BPPD.

(30-Oct-91)

Trabajo exitoso.

WO N° 02: Aislar corte de agua en Hollín con cementación forzada,

Inician operaciones el 10 de Noviembre de 1996.

No se tuvo resultados positivos en Hollín, por lo cual se procedió

a probar intervalos de “T” y “U”.

(28-Nov-96)

Trabajo exitoso.

WO N° 03: Cambio de completación de producción bombeo hidráulico por

cavidad en mal estado. Tubería sale en buen estado.

(20-Jul-98)

Producción se recupera parcialmente.

WO N° 04: Cambio de Completación de Bombeo hidráulico (standing valve

no recuperable).

Controlan pozo con fluido de control especial.

Sacan BHA con cavidad Nacional, quedan pescados 22 tubos de

2 7/8”, 3 packer Arrow, 3 camisas, 1 bull plug, 2 tubos cortos, 11

tubos 2 3/8” EUE + X-overs. Bajan Completación Power Oil.

(3-Jun-05)

Trabajo exitoso, pozo recupera producción en +/- 450 BPPD

138

La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo

AUCA-30; se la puede apreciar en el diagrama que se observa en la

figura 3.9.

Figura 3.9. Diagrama del pozo Auca-30

Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca

139

3.2.8.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-30

Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos

del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han

sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de

Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.16.

Tabla 3.16. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-30

PT 3800 Psi

Ps Pwf 1231 Psi

D Profundidad 8717 Pies

Dotp Tubería 3 1/2 Pulg

Ditp 2.992 Pulg

Gravedad API 24.3 ° API

Dotr Csg 7 Pulg

Ditr 6.276 Pulg

GOR 50 PCS/bl

Pwh 140 Psi

Gw 0.442 psi/pie

L 8717 Pies

Fw 0.07

Qs 430.11

µo 3.71 Cp

µw 0.255 Cp

GN Go 0.3933

SALINIDAD 29050

TEMPERATURA 232

Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos

Auca, enero 2012.

Tomamos M=1.

140

Donde,

Donde,

141

/bl

142

Donde,

El valor de R obtenido de la tabla 3.17 para H calculado es,

143

Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es

decir un error menor a 1%, se realiza nuevamente los procedimientos

144

utilizando nuevos valores de M=0,4708, para la segunda iteración. Este

procedimiento se realiza hasta obtener los datos deseados, por lo que es

posible tener varias iteraciones tal como se describe en la Tabla 3.17.

Tabla 3.17. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-30

VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN

PT 3800 psi 3800 Psi

M 1.0000 0.4708

Go 0.3933 psi/pie 0.3933 psi/pie

Gs 0.3967 psi/pie 0.39667 psi/pie

BT 1.0557 1.0557

QN 458.0201 bl/día 972.8276 bl/día

C 239.7772 239.7772

PFN 3.3745 psi 12.9960 Psi

PN 7224.6501 psi 7215.0286 Psi

QD 888.1301 bl/día 1402.9376 bl/día

GD 0.3949 psi/día 0.3943 psi/día

FWD 0.0339 0.0215

GLR 22.51935342 14.25588303

µD 3.5929 cp 3.6359 Cp

C 2218.2328 2218.2328

PFD 1.5251 psi 3.4616 Psi

PD 3583.9535 psi 3580.6045 Psi

H 0.6463 0.6465

R 0.4 0.4

C1 0.8 0.8

C2 0.0889 0.0889

C3 0.1920 0.1920

C4 1.0300 1.0300

KTD 0.2000 0.2000

KN 0.0300 0.0300

M 0.4708 0.4707

%ERROR 52.9187 0.0325

ML 0.5962 0.5967

Cavitación M < ML No existe cavitación

AN 0.004507933 0.009582475

AT 0.011269832 0.023956187

145

Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene un error menor a

1%.

El valor de H calculado es 0,6465

Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos

El valor de R obtenido de la tabla Nº 23, para H calculado es:

Entonces:

146

Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.

El pozo Auca-30 debe tener un área de tobera de

e inyectar una tasa de fluido motriz de 972,8276 ,

con una bomba de superficie de 69,827 de potencia, para poder producir

430,11 con una presión de inyección de 3800 psi.

3.2.9. POZO AUCA-36

3.2.9.1. Historial de Completación y Reacondicionamiento del pozo AUCA-36

Pruebas y Completación: 18-Nov-93

Perforaciones Iniciales:

147

Hollín Inferior 10156’ - 10168’ (12’) @ 4 DPP

10170’ - 10178’ (8’) @ 4 DPP

Hollín Superior 10127’ - 10137’ (10’) @ 4 DPP

Napo “T” 9960’ - 9970’ (10’) @ 4 DPP

9932’ - 9954’ (22’) @ 4 DPP

Napo “U” 9690’ - 9712’ (22’) @ 4 DPP

9664’ - 9684’ (20’) @ 4 DPP

WO Nº 01: Cambio de completación por pescado no recuperable.

Sacan completación de producción para flujo natural. Camisa

de arena “U” sale rota en ranuras; queda pescado el resto de la

completación a 9656’. Bajan over-shot con grapa, enganchan

pescado y recuperan 100 %. Bajan completación definitiva para

bombeo hidráulico con Kobe.

(04-Dic-94)

Trabajo exitoso.

WO Nº 02: Aislar entrada de agua de “Hi”, repunzonar y evaluar.

Sacan completación de producción para bombeo hidráulico.

Con cable eléctrico punzonan el intervalo 10178’ – 10180’ (2’) a

4 DPP. Realizan cementación forzada a “Hollín” con 31 bls. de

lechada, 11 bls a la formación.

Toman registro CBL desde el fondo a 10166’ hasta 9166’

(cemento bueno). Con cañón de 4 5/8” punzonan los siguientes

intervalos:

“Hs” 10127’ – 10137’ (10’) a 4 DPP

“Hi” 10156’ – 10164’ (8’) a 4 DPP

Evalúan “Hi” : BFPD = 1560, BSW = 42 %, THE = 6, TR =

396 BLS

148

Bajan completación para producir por bombeo hidráulico.

(17-Dic-96)

Trabajo exitoso.

WO Nº 03: Cambio de completación por empacadura desasentada.

Sacan completación de producción para bombeo hidráulico.

Bajan completación para bombeo hidráulico.

(02-Ene-97)

Trabajo exitoso.

WO Nº 04: Cambio de completación por bomba atascada.

Realizan Tubing Punch para controlar el pozo. Desasientan tres

packers con 160.000 Lbs. Queda pescado packer F1. Bajan

BHA moledor con Picker Packer y muelen hasta 10.149’.

Recuperan 100 % pescado. Bajan BHA de limpieza. Bajan BHA

de producción Power Oil. Realizan prueba de producción de la

Arena “Hs”: BFPD: 336, BSW: 15%, BPPD: 286, THE: 8, TBR:

87 Bls.

(26-Abr-04)

Trabajo exitoso.

WO Nº 05: Cambio de BHA por comunicación TBG-CSG. Aislar “Hi” con

CIBP. Repunzonar “Hs”.

Sacan completación de producción tensionando con 150.000

lbs. Recuperan 100%. Asientan CIBP a 10.150’. Repunzonan

“Hs”: 10127’ - 10137’ (10’) @ 4 DPP. Bajan completación

hidráulica con Cavidad Kobe Tipo “D” y packers Arrow.

(30-Mar-06)

Trabajo exitoso.

WO Nº 06: Cambio completación por empacadura desasentada.

Inicia operaciones RIG GEOPETSA 21-jul-2009.

149

Reversan bomba JET sin éxito, SWAB Cia. TRIBOILGAS,

recuperan bomba JET. Intentan controlar pozo sin éxito y luego

controlan con fluido de 8.4 LPG. Desasientan Packer con

160.000LBS sin éxito. Intentan desconectarse en SAFETY

JOINT sin éxito Compañía BAKER ATLAS realiza con corte

químico.

Tubería sale corroída y el diámetro interno reducido con

parafinas en casi 40%. Bajan BHA de producción con cavidad

Kobe TIPO D. Desplazan bomba JET 9A y realizan prueba de

producción de arena “Hs”.

(30-Jul-09)

Trabajo exitoso.

WO Nº 07: Cambio completación B.H.

Tensionan con 160.000 lbs. Sacan completación de B.H. Bajan

BHA de producción con cavidad Kobe tipo D en tubería de

3 ½” EUE CLASE “B”. Arman cabezal y prueban con 3000 psi.

Cierran camisa de 2 7/8” a 10099’. Prueban anular con 800 psi

y realizan prueba de asentamiento de empacadura.

Prueban admisión de arena “Hs” con 2300 psi a 0.7 BPM.

(19-May-10)

Trabajo exitoso, se recupera producción de 300 BPPD.

WO Nº 08: Cambiar completación de bombeo hidráulico por

comunicación bajo el packer.

Inician operaciones el 23 de diciembre del 2011 a las 15:00 hrs.

Bajan completación Power Oil en 3 ½” TBG EUE clase “A”

hasta 10136’. Realizan prueba de producción a la arena “Hs”

con bomba Jet 9-A. BFPD=102, BSW=100%, THE=6,

TBR=102.

(28-Dic-11)

Trabajo satisfactorio, recuperan +/- 200 BPPD.

150

La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo

AUCA-36; se la puede apreciar en el diagrama que se observa en la

figura 3.10.

Figura 3.10. Diagrama del pozo Auca-36

Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca

151

3.2.9.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-36

Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos

del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han

sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de

Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.18.

Tabla 3.18. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-36

PT 3600 Psi

Ps Pwf 647 Psi

D Profundidad 9419 Pies

Dotp Tubería 3 1/2 Pulg

Ditp 2.992 Pulg

Gravedad API 27.38 ° API

Dotr Csg 7 Pulg

Ditr 6.276 Pulg

GOR 12 PCS/bl

Pwh 45 Psi

Gw 0.4421 psi/pie

L 9419 Pies

Fw 0.2

Qs 375.00

µo 2.07 Cp

µw 0.25 Cp

GN Go 0.3844

SALINIDAD 29300

TEMPERATURA 236

Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos

Auca, enero 2012.

Tomamos M=1.

152

Donde,

Donde,

153

/bl

154

Donde,

El valor de R obtenido de la tabla 3.19 para H calculado es,

155

Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es

decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos

utilizando nuevos valores de M=0,3341 para la segunda iteración y

M=0,3397 para la tercera iteración. Este procedimiento se realiza hasta

156

obtener los datos deseados, por lo que es posible tener varias iteraciones tal

como se describe en la Tabla 3.19.

Tabla 3.19. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-36

VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN

TERCERA ITERACIÓN

PT 3600 psi 3600 psi 3600 psi

M 1.0000 0.3341 0.3397

Go 0.3856 psi/pie 0.3856 psi/pie 0.3856 psi/pie

Gs 0.3969 psi/pie 0.39693 psi/pie 0.39693 psi/pie

BT 1.0187 1.0187 1.0187

QN 393.2053 bl/día 1177.0238 bl/día 1157.5962 bl/día

C 239.7772 239.7772 239.7772

PFN 2.4171 psi 17.2043 psi 16.6993 psi

PN 7429.8677 psi 7415.0805 psi 7415.5855 psi

QD 768.2053 bl/día 1552.0238 bl/día 1532.5962 bl/día

GD 0.3911 psi/día 0.3884 psi/día 0.3884 psi/día

FWD 0.0976 0.0483 0.0489

GLR 4.68624715 2.3195520 2.3489553

µD 1.8923 cp 1.9821 cp 1.9809 cp

C 2218.2328 2218.2328 2218.2328

PFD 1.1026 psi 3.8984 psi 3.8113 psi

PD 3730.3125 psi 3706.8846 psi 3707.1233 psi

H 0.8334 0.8252 0.8252

R 0.4 0.4 0.4

C1 0.8 0.8 0.8

C2 0.0889 0.0889 0.0889

C3 0.1920 0.1920 0.1920

C4 1.0300 1.0300 1.0300

KTD 0.2000 0.2000 0.2000

KN 0.0300 0.0300 0.0300

M 0.3341 0.3397 0.3397

%ERROR 66.5933 1.6783 0.0010

ML 0.4063 0.4068 0.4067

Cavitación M < ML No existe cavitación

AN 0.00360247 0.0107954 0.0106168

AT 0.00900617 0.0269885 0.0265421

Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene error menor a 1%

157

El valor de H calculado es 0,8252

Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos

El valor de R obtenido de la tabla 3.19 para H calculado es:

Entonces:

Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.

158

El pozo Auca-36 debe tener un área de tobera de

e inyectar una tasa de fluido motriz de 1157,5962 ,

con una bomba de superficie de 78,717 de potencia, para poder producir

375,00 con una presión de inyección de 3600 psi.

3.2.10. POZO AUCA-50

3.2.10.1. Historial de Completación y Reacondicionamiento del pozo

AUCA-50

COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES.

Fecha de completación: 10-Nov-02

Perforaciones Iniciales: Cañón 4 ½”

Hollín Superior: 10176 - 10196’ (20’) 5 DPP.

10208 - 10218’ (10’) 5 DPP.

T Inferior: 9986’ - 9996’ (10’) 5 DPP.

T Superior: 9938’ - 9952’ (14’) 5 DPP.

159

U Inferior: 9718’ - 9728’ (10’) 5 DPP.

Basal Tena: 8966’ - 8988’ (22’) 5 DPP.

WO Nº 01: Cambio de completación por cavidad defectuosa y pescado.

Repunzonar “BT” y evaluar con B’UP. Determinar sistema de

levantamiento de acuerdo a la evaluación.

Sacan completación de producción, tubería con 20% de

corrosión, recuperan pescado: herramientas de swab +

blanking en cavidad. Repunzonan “BT”: 8966’- 8988’(22’) @ 5

dpp. Evalúan “BT”: BFPD=264, BPPD=251, BSW=5%.

Realizan tratamiento con solventes a “BT”: BFPD=384, BPPD=

375, BSW= 2.4%. Bajan Completación definitiva para producir

por bombeo hidráulico con cavidad Oilmaster y packers Arrow.

Se recupera producción de 150 BPPD.

(04-Oct-04)

Trabajo satisfactorio.

WO Nº 02: Cambio de completación por cavidad en mal estado.

Compañía Halliburton realiza píldora Logard, controlan pozo a

la estación. Desasientan Packer, sacan completación de B.H.

(Tubería sale con parafina y corrosión interna, tubos salen

torsionados), queda pescado: 13 tubos de 2 7/8”+ packer

Arrow, 11 tubos de 2 7/8”+ camisa, 1 tubo de 2 7/8” + tapón de

2 7/8”.

Bajan BHA de pesca y recuperan 100% del pescado.

Bajan BHA de limpieza, circulan, limpian y sacan.

Bajan completación definitiva de B.H. con cavidad Oil Master y

empacaduras Arrow. Desplazan jet 9A y realizan prueba de

producción: BFPD=312, BPPD0, BSW= 100%, THE=6.

(31-Ago-09)

Trabajo exitoso, se recuperan 200 BPPD.

160

La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo

AUCA-50; se la puede apreciar en el diagrama que se observa en la

figura 3.11.

Figura 3.11. Diagrama del pozo Auca-50 3.

Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca

161

3.2.10.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-50

Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos

del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han

sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de

Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.20.

Tabla 3.20. Datos para Calcular con el método Smart en el pozo Auca-50

PT 3750 Psi

Ps Pwf 629 Psi

D Profundidad 8749 Pies

Dotp Tubería 3 1/2 Pulg

Ditp 2.992 Pulg

Gravedad API 25.6 ° API

Dotr csg 7 Pulg

Ditr 6.276 Pulg

GOR 50 PCS/bl

Pwh 50 Psi

Gw 0.4471 psi/pie

L 8749 Pies

Fw 0.038

Qs 259.88

µo 3.3 Cp

µw 0.331 Cp

GN Go 0.39

SALINIDAD 45000

TEMPERATURA 185

Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos

Auca, enero 2012.

Tomamos M=1.

162

Donde,

Donde,

163

/bl

164

Donde,

El valor de R obtenido de la tabla 3.21 para H calculado es,

165

Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es

decir un error menor a 1%, se realiza nuevamente los procedimientos

166

utilizando nuevos valores de M=0,3850 para la segunda iteración, este

procedimiento se realiza hasta obtener los datos deseados, por lo que es

posible tener varias iteraciones tal como se describe en la Tabla 3.21.

Tabla 3.21. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-50

VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN

PT 3750 Psi 3750 Psi

M 1.0000 0.3850

Go 0.3900 psi/pie 0.3900 psi/pie

Gs 0.3922 psi/pie 0.39217 psi/pie

BT 1.1290 1.1290

QN 295.0466 bl/día 766.3097 bl/día

C 239.7772 239.7772

PFN 1.4941 Psi 8.2484 Psi

PN 7210.6437 Psi 7203.8895 Psi

QD 554.9266 bl/día 1026.1897 bl/día

GD 0.3910 psi/día 0.3906 psi/día

FWD 0.0178 0.0096

GLR 22.52591128 12.18120615

µD 3.2472 Cp 3.2714 Cp

C 2218.2328 2218.2328

PFD 0.6407 Psi 1.9269 Psi

PD 3471.6684 Psi 3468.8720 Psi

H 0.7603 0.7603

R 0.4 0.4

C1 0.8 0.8

C2 0.0889 0.0889

C3 0.1920 0.1920

C4 1.0300 1.0300

KTD 0.2000 0.2000

KN 0.0300 0.0300

M 0.3850 0.3850

%ERROR 61.4977 0.0106

ML 0.4067 0.4069

Cavitación M < ML No existe cavitación

AN 0.002759674 0.007171241

AT 0.006899184 0.017928103

Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene error menor a 1%

167

El valor de H calculado es 0,7603

Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos

El valor de R obtenido de la tabla 3.21. para H calculado es:

Entonces:

Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.

168

El pozo Auca-50 debe tener un área de tobera de

e inyectar una tasa de fluido motriz de 766,3097 ,

con una bomba de superficie de 54,28 de potencia, para poder producir

259,88 con una presión de inyección de 3750 psi.

169

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS

Para analizar los resultados técnicos de los cálculos realizados en el capítulo

anterior, es pertinente escoger la geometría más apropiada, tomando en

cuenta aspectos importantes como: la cantidad de fluido motriz que se va

inyectar, cantidad de petróleo que se va a recuperar, el tiempo de vida de la

bomba y el fabricante respectivamente. Por tal razón, a continuación la

figura 4.1 describe a detalle las marcas de bombas con sus respectivas

geometrías.

Figura 4.1. Tamaños de geometrías de las bombas Jet

Fuente: EP-PETROECUADOR (2018) Manual de Datos Básicos de Ingeniería de Petróleos

170

4.1. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-03

El pozo Auca-03 debe tener un área de tobera de

y un área de garganta de , e inyectar una

tasa de fluido motriz de , con una bomba de superficie de

de potencia, para producir 606 BPPD, con una presión de

inyección de 3700 psi; como se aprecia en la tabla 4.1.

Tabla 4.1. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUC-03

SITUACIÓN ACTUAL 1780 579 9 A (KOBE)

SITUACIÓN PROPUESTA 2058 606 NSRC*

*NO SE RECOMIENDA CAMBIO.

Considerando los datos de la Tabla 4.1 en la cual se observa que, con el

método Smart en el Pozo Auca-03, se puede aumentar la producción en 27

BPPD, pero se debe inyectar 278 BFPD adicionales y tomando en cuenta

que el fluido motriz que se inyecta contiene de 0.1% a 0.5% de BSW, no se

recomienda cambiar la geometría de la bomba jet en este pozo ya que con

los parámetros actuales de producción estamos optimizando el fluido motriz.

4.2. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-14

El pozo Auca-14 debe tener un área de tobera de

, un área de garganta de , e inyectar

una tasa de fluido motriz de 1838,14 , con una bomba de superficie de

de potencia, para producir 714 BPPD, con una presión de

inyección de 3800 psi; como se aprecia en la tabla 4.2.

171

Tabla 4.2. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-14

SITUACIÓN ACTUAL 1924 155 9 A (KOBE)

SITUACIÓN PROPUESTA 1838 714 SRC

*SE RECOMIENDA CAMBIO

Considerando los datos de la Tabla 4.2 en la cual se observa que, con el

método Smart en el Pozo Auca-14, se puede aumentar la producción en

559 BPPD, la inyección disminuye en 86 BFPD y tomando en cuenta que el

fluido motriz que se inyecta tiene de 0.1% a 0.5% de BSW en este pozo, se

recomienda cambiar la geometría de la bomba jet, por lo que en la tabla 4.3

se describen las geometrías que van a ser consideradas para el rediseño

según los fabricantes.

Tabla 4.3. Selección de geometría por fabricante, en el pozo AUCA-14

MARCA

TOBERA GARGANTA BOMBA

SELECIONADA Nº ÁREA (plg2) Nº ÁREA (plg2)

SMART 0.0176632 0.0441581

NATIONAL 9 0.0167 9 0.0441 9 A

KOBE 8 0.0144 9 0.0464 8 B

GUIBERSON D 0.0177 6 0.0452 D 6

4.3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-15

El pozo Auca-15 debe tener un área de tobera de

y un área de garganta de , e inyectar una

tasa de fluido motriz de 1094 BFPD, con una bomba de superficie de

172

de potencia, para poder producir 548 BPPD, con una presión de

inyección de 3700 psi; como se aprecia en la tabla 4.4.

Tabla 4.4. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-15

SITUACIÓN ACTUAL 2534 385 10J (CLAW)

SITUACIÓN PROPUESTA 1094 548 SRC

*SE RECOMIENDA CAMBIO

Considerando los datos de la Tabla 4.4 en la cual se observa que, con el

método Smart en el Pozo Auca-15, se puede aumentar la producción en 163

BPPD, la inyección disminuye en 1440 BFPD y tomando en cuenta que el

fluido motriz que se inyecta tiene de 0.1% a 0.5% de BSW, en este pozo se

recomienda cambiar la geometría de la bomba jet, por lo que en la tabla 4.5

se describen las geometrías según los fabricantes.

Tabla 4.5. Selección de geometría por fabricante, en el pozo AUCA-15

MARCA

TOBERA GARGANTA BOMBA

SELECIONADA Nº ÁREA (plg2) Nº ÁREA (plg2)

SMART 0.0109887 0.0274719

NATIONAL 7 0.0103 7 0.0271 7 A

KOBE 7 0.0111 7 0.0278 7 A

GUIBERSON C 0.0123 3 0.0241 C 3

4.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-16

El pozo Auca-16 debe tener un área de tobera de

y un área de garganta de , e inyectar una

tasa de fluido motriz de 2548 BFPD, con una bomba de superficie de

173

de potencia, para poder producir 1136 BPPD con una presión de

inyección de 3600 psi. Como se aprecia en la tabla 4.6.

Tabla 4.6. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-16

SITUACIÓN ACTUAL 1770 285 10 J (CLAW)

SITUACIÓN PROPUESTA 2548 1136 NSRC

*NO SE RECOMIENDA CAMBIO

Considerando los datos de la tabla 4.6 en la cual se observa que, con el

método de Smart en el Pozo Auca-16, se puede aumentar la producción en

851BPPD, pero la inyección incrementa en 788 BFPD adicionales a los

descritos en la tabla 4.6 y tomando en cuenta que el fluido motriz en el

campo Auca es insuficiente. No se recomienda cambiar de geometría ya que

con el diseño actual tenemos ahorro de fluido motriz.

4.5. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-18

El pozo Auca-18 debe tener un área de tobera de

y un área de garganta de , e inyectar una

tasa de fluido motriz de 4146 BFPD, con una bomba de superficie de

281,99 de potencia, para poder producir 1086 BPPD, con una presión de

inyección de 3600 psi; como se aprecia en la tabla 4.7.

Tabla 4.7. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-18

*NO SE RECOMIENDA CAMBIO

SITUACIÓN ACTUAL 1710 283 10 I (KOBE)

SITUACIÓN PROPUESTA 4146 1086 NSRC

174

Considerando los datos de la tabla 4.7 en la cual se observa que, con el

método de Smart en el Pozo Auca-18, se puede aumentar la producción 803

BPPD, pero aumentaría la inyección en 2436 BFPD adicionales a los

descritos en la tabla 4.7.

Tomando en cuenta que el fluido motriz en el campo Auca es insuficiente,

no se recomienda cambiar de geometría de la bomba jet ya que con el

diseño actual se tiene ahorro de fluido motriz.

4.6. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-22

El pozo Auca-22 debe tener un área de tobera de

y un área de garganta de , e inyectar

una tasa de fluido motriz de 4107 BPPD, con una bomba de superficie de

294,79 de potencia, para poder producir 1111 BPPD, con una presión de

inyección de 3800psi; como se aprecia en la tabla 4.8.

Tabla 4.8. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-22

SITUACIÓN ACTUAL 1980 371 9 A (CLAW)

SITUACIÓN PROPUESTA 4107 1111 NSRC

*NO SE RECOMIENDA CAMBIO

Considerando los datos de la tabla 4.8 en la cual se observa que, con el

método de Smart en el Pozo Auca-22, se puede aumentar la producción en

740 BPPD, pero la inyección incrementa en 2127 BFPD adicionales a los

descritos en la tabla 4.8, tomando en cuenta que el fluido motriz en el

campo Auca es insuficiente y existe un déficit de fluido motriz. No se

recomienda cambiar de geometría, ya que, con el diseño actual tenemos

ahorro de fluido motriz.

175

4.7. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-28

El pozo Auca-28 debe tener un área de tobera de

y un área de garganta de , e inyectar

una tasa de fluido motriz de 1464 BFPD, con una bomba de superficie de

99,601 de potencia, para poder producir 479 BPPD, con una presión de

inyección de 3700 psi; conforme se observa en la tabla 4.9.

Tabla 4.9. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-28

SITUACIÓN ACTUAL 1247 220 8H (KOBE)

SITUACIÓN PROPUESTA 1464 479 NSRC

*NO SE RECOMIENDA CAMBIO

Considerando los datos de la tabla 4.9 en la cual se observa que, con el

método de Smart en el Pozo Auca-28, se puede aumentar la producción 259

BPPD, pero incrementa la inyección en 217 BFPD adicionales a los descritos

en la tabla 4.9. En este caso, no se considera apropiado cambiar la

geometría de la bomba jet porque, aunque incrementa la producción, se

necesita aumentar 217 BFPD, y el objetivo de este trabajo de tesis, si bien

es cierto aumentar la producción pero a la vez disminuir la inyección o en el

peor de los casos utilizar la misma cantidad de fluido motriz y obtener más

producción de petróleo.

4.8. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-30

El pozo Auca-30 debe tener un área de tobera de

y un área de garganta de , e inyectar

una tasa de fluido motriz de 972 BFPD, con una bomba de superficie de

69,827 de potencia, para poder producir 430 BPPD, con una presión de

inyección de 3800 psi; como se observa en la tabla 4.10.

176

Tabla 4.10. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-30

SITUACIÓN ACTUAL 1990 460 9 A (CLAW)

SITUACIÓN PROPUESTA 972 430 SRC*

*SE RECOMIENDA CAMBIO

Considerando los datos de la tabla 4.10 en la cual se observa que con el

método de Smart en el Pozo Auca-30, no se incrementa la producción. Sin

embargo la inyección de fluido motriz disminuye considerablemente en 1018

BFPD, es decir existe un ahorro del mismo y por lo tanto si se recomienda

cambiar la geometría de la bomba jet. En la tabla 4.11 se describe las

geometrías que van a ser consideradas para el rediseño de la bomba jet en

este pozo según los fabricantes.

Tabla 4.11. Selección de geometría por fabricante, en el pozo AUCA-30

MARCA

TOBERA GARGANTA BOMBA

SELECIONADA Nº ÁREA (plg2) Nº ÁREA (plg2)

SMART 0.00958247 0.0239561

NATIONAL 6 0.0081 6 0.0212 6 A

KOBE 6 0.0086 6 0.0215 6 A

GUIBERSON B 0.0095 3 0.0241 B 3

4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-36

El pozo Auca-36 debe tener un área de tobera de

, y un área de garganta de , e inyectar

una tasa de fluido motriz de 1157 BFPD, con una bomba de superficie de

177

78,717 de potencia, para poder producir 375 BPPD, con una presión de

inyección de 3600 psi; como se observa en la Tabla 4.12.

Tabla 4.12. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-36

SITUACIÓN ACTUAL 1780 130 9 A

SITUACIÓN PROPUESTA 1157 375 SRC*

*SE RECOMIENDA CAMBIO

Considerando los datos de la tabla 4.12 en la cual se observa que con el

método de Smart en el Pozo Auca-36, se puede aumentar la producción en

245 BPPD y la inyección de fluido motriz disminuye en 623 BFPD, se

recomienda el cambio de geometría de la bomba jet, por lo que en la tabla

4.13, se describen las geometrías según los fabricantes.

Tabla 4.13. Selección de geometrías de bombas Jet por fabricante

MARCA

TOBERA GARGANTA BOMBA

SELECIONADA Nº ÁREA (plg2) Nº ÁREA (plg2)

SMART 0.01061685 0.026542134

NATIONAL 7 0.0103 7 0.0271 7 A

KOBE 7 0.0111 7 0.0278 7 A

GUIBERSON B 0.0095 3 0.0241 B 3

4.10. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-50

El pozo Auca-50 debe tener un área de tobera de

, y un área de garganta de , e

inyectar una tasa de fluido motriz de 766 BFPD, con una bomba de

superficie de 54,28 de potencia, para poder producir 259 BPPD,

178

con una presión de inyección de 3750 psi; conforme se lo describe en

la tabla 4.14.

Tabla 4.14. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-50

SITUACIÓN ACTUAL 1990 290 9 A (KOBE)

SITUACIÓN PROPUESTA 766 259 SRC*

*SE RECOMIENDA CAMBIO

Considerando los datos de la tabla 4.14 en la cual se observa que, con el

método de Smart en el Pozo Auca-50, no se incrementa la producción. Sin

embargo la inyección disminuye considerablemente en 1224 BFPD por lo

que, en este pozo si se recomienda cambiar la geometría de la bomba jet

con el objetivo de optimizar fluido motriz, considerando que la perdida de

producción es moderada (31 BPPD). En la tabla 4.15, se describen las

geometrías que van a ser consideradas para el rediseño de la bomba en

este pozo según los fabricantes.

Tabla 4.15. Selección de geometrías de bombas Jet por fabricante

MARCA

TOBERA GARGANTA BOMBA

SELECIONADA Nº ÁREA (plg2) Nº ÁREA (plg2)

SMART 0.007171241 0.017928103

NATIONAL 6 0.0081 6 0.0212 6 A

KOBE 5 0.0067 5 0.0167 5 A

GUIBERSON A 0.0055 2 00189 A 2

179

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

El Campo Auca, sin lugar a dudas, es uno de los campos más

productivos con los que cuenta el Ecuador, considerando que la

producción alcanza los 55.800 BPPD; ubicándose de esta manera

en el segundo lugar de campos productores de petróleo del

Distrito amazónico operados por EP PETROECUADOR.

El incremento de BSW en el campo Auca es notorio, ya que

produce con el 48% de BSW. Esto indica que tiene una

producción de BFPD de 101.000 BFPD; de esta manera ocasiona

una dificultad en el proceso de producción, dado que las

facilidades de superficie se deterioran más rápido, la obstrucción

de líneas al depositarse la escala deteriora las mismas. Por el

volumen de agua que se maneja, el consumo de químicos

aumenta. El incremento de BSW surge principalmente por el

sobredimensionamiento de las bombas eletrosumergibles que es

un problema que agrava no sólo al Campo Auca.

De los 10 pozos del Campo Auca analizados con el sistema Smart

en los pozos AUCA-14; AUCA-15; AUCA-30; AUCA-36 y AUCA-

50, se encuentran sobredimensionadas las bombas jet. Con una

bomba de diferente geometría, se puede obtener mayor

producción y optimizar el fluido motriz que es una de las falencias

del Camp Auca.

180

Con el estudio técnico realizado se concluye que al implementar

las nuevas geometrías en los pozos AUCA-14; AUCA-15; AUCA-

30; AUCA-36 y AUCA-50, se puede obtener un incremento de

producción de 967 BPPD, y un ahorro de fluido motriz de 4391

BFPD.

Para incrementar el tiempo de vida útil de las bombas hidráulicas

instaladas en los pozos del Campo Auca, es indispensable

considerar algunos aspectos importantes del pozo. Entre ellos

por ejemplo: el BSW de inyección que no debe ser mayor al 0,2

%, las limpiezas de turbina y VRF, ya que por la calidad de crudo

que se inyecta tiende a taponarse muy a menudo. El chequeo de

los parámetros en superficie es vital; para evitar pérdidas de

producción.

Las bombas Quíntuplex de la estación Auca Sur están bastante

deterioradas; es necesario reemplazarlas por otras nuevas.

181

5.2. RECOMENDACIONES

Es necesario realizar los cambios de geometría recomendados en

este proyecto de tesis en los pozos AUCA-14; AUCA-15; AUCA-

30; AUCA-36 y AUCA-50. De esta manera, se obtendrá mayor

producción y se optimizará fluido motriz.

Las geometrías seleccionadas en los pozos que se van a realizar

el rediseño deben ser, para el pozo AUCA-14: en las marcas

National “9A”, Kobe “8B”, Guiberson “D6”; para el pozo AUCA 15:

en las marcas National “7A”, Kobe “7A”, Guiberson “C3”; para el

pozo AUCA 30: en las marcas National “6A”, Kobe “6A”,

Guiberson “B3”, pozo AUCA 36: en las marcas National “7A”,

Kobe “7A”, Guiberson “B3” y para el pozo AUCA 50: en las

marcas National “6A”, Kobe “5A”, Guiberson “A2”.

Considerar la posibilidad de un cambio de las bombas quíntuplex

que son las que operan en la estación Auca Sur; de donde se

inyecta el fluido motriz a los pozos AUCA-14; AUCA-15; AUCA-

30; AUCA-36 y AUCA-50.

Es recomendable que los camiones cisterna sean utilizados única

y exclusivamente para recoger fluido limpio de los pozos. De esta

manera, se evitaría que el fluido sucio ingrese al Sistema Power

Oil, que dañe los mecanismos internos del sistema y tapone las

toberas y gargantas de la bomba jet.

Se recomienda también que se instalen estratégicamente filtros

que puedan detener las impurezas del fluido motriz contaminado.

182

Es recomendable que a las válvulas VRF, turbinas y todos los

elementos que componen el sistema Power Oil se les realice un

mantenimiento preventivo. De esta forma, se evitaría que existan

liqueos, daños en los elementos del sistema que puedan

influenciar en forma directa en la producción de los pozos y el

cuidado al medio ambiente.

Es necesario mantener una buena base de datos con información

del Área como parámetros petrofísicos, profundidades y

completación del pozo, para que facilite la realización del rediseño

de equipos.

Es importante la renovación de los equipos de superficie

especialmente lo que concierne a tanques de almacenamiento ya

que la mayoría de éstos ha cumplido su vida útil y el seguirlos

utilizando genera un problema en cuanto al manejo de sólidos de

hierro que se forman por el desgaste de éstos, afectando al fluido

motriz, lo que a su vez genera taponamiento en las bombas

hidráulicas.

183

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

BAKER CENTRILIFT, (2001), Manual de Operaciones Bombas

Eléctricosumergibles, Houston, Institucional.

Brown K., (1980), The Technology of Artificial Lift Methods, Houston,

Petroleum Publishing.

Coberly, C., (1961), “Theory and Application of Hydraulic Oil Well

Pumps”, La Angeles California, Huntington Park.

EP PETROECUADOR, (2008), Cartografía Campo Auca, Quito,

Institucional.

EP PETROECUADOR, (20112, Estratigrafía Campo Auca, Quito,

Institucional.

Melo V. (2007). Optimización de la Geometría de la Bomba Hidráulica

tipo Jet, Quito. EPN.

Riofrío L, (2006), Manual de Bombeo Hidráulico, Quito, Institucional

Román, H., (2006) Manual de Bombeo Mecánico, Guayaquil, EPL.

184

Smart. E, (1985), Jet Pump Geometry Selection, Texas, Petroleum

Short course.

Solipet. (2007), Introducción a las Operaciones del Sistema de

Bombeo Hidráulico, Fco. de Orellana, Institucional.

Weatherford, (2007), Manual de Bombeo por Cavidad Progresiva,

Texas, Institucional.

185

NOMENCLATURA

SIMBOLOGÍA COMCEPTO

As , A

S Área anular de la cámara de mezclado para el flujo de la

producción, pg2

At , A

T Área de flujo total de la cámara de mezclado, pg

2

D Profundidad vertical del pozo, pies

D1 Diámetro interno de la tubería de producción o de la tubería de

revestimiento, pg

D2 Diámetro externo de la tubería interior en flujo anular, pg

E Eficiencia

Ej Energía proporcionada por la tobera por unidad de tiempo

Es Energía adicionada al flujo de producción por unidad de tiempo

fw, F

W Fracción del agua de formación

fw2

, FWD

Fracción del agua del fluido de la columna de retorno

Ff Pérdida de energía por fricción total por unidad de tiempo

Fd Pérdida de energía por fricción en el difusor por unidad de

tiempo

Fj Pérdida de energía por fricción en la tobera por unidad de

tiempo

Fs Pérdida de energía por fricción en el circuito de succión por

unidad de tiempo

Ft Pérdida de energía por fricción en la cámara de mezclado por

unidad de tiempo

F1, P

FN Pérdida de presión por fricción del fluido motriz en la tubería de

inyección, lb/pg2

F2, P

FD Pérdida de presión por fricción del fluido en el circuito de

retorno, lb/pg2

fh3

= h3/h

1 Porcentaje de sumergencia

GOR Relación Gas Petróleo

G1, G

N Gradiente del fluido motriz en la tubería de inyección, lb/pg

2

/pie

G2, G

D Gradiente del fluido de la columna de retorno, lb/pg

2

/pie

G3, G

S Gradiente del fluido de formación, lb/pg

2

/pie

GO Gradiente del petróleo producido, lb/pg

2

/pie

186

GW

Gradiente del agua de formación, lb/pg2

/pie

g Aceleración de la gravedad

Hv Carga por velocidad del fluido motriz en la tobera

H Relación adimensional de recuperación de presión

HP Potencia, hp

HPq1

Potencia perdida por el fluido motriz, hp

HPq3

Potencia ganada por el fluido producido, hp

H1 Carga total del fluido motriz

H2 Carga total del fluido de descarga

H3 Carga total del fluido de succión

h1 Profundidad de colocación de la bomba, pies

h3 Nivel del fluido sobre la succión bomba, pies

I Punto de intersección del eje vertical con la curva de

aproximación H - M en forma de línea recta

Ic Índice de cavitación

K Constante

Kj, K

N Coeficiente de pérdida en la tobera

Kd Coeficiente de pérdida en el difusor

Ks Coeficiente de pérdida en la succión

Kt Coeficiente de pérdida en la cámara de mezclado

KTD

Coeficiente de pérdida combinado cámara de mezclado -

difusor

L Pérdida de energía de la mezcla en la garganta por unidad de

tiempo (Lorenz)

L Longitud de T.P. hasta la bomba = profundidad de colocación

de la bomba = h1, pies

M Relación de flujo adimensional, q3/q

1

Mc, M

L Relación de flujo adimensional en el límite de cavitación

m Pendiente de la línea recta de aproximación de la curva H - M

N Variable usada para definir H

P1, P

N Presión a la entrada de la tobera, lb/pg

2

P2, P

D Presión de descarga, lb/pg

2

P3, P

S Presión de succión, lb/pg

2

Ps, P

T Presión superficial de operación = Presión de descarga de la

187

bomba triplex, lb/pg2

Pa Presión a la entrada de la cámara de mezclado, lb/pg

2

Pb Presión en la salida de la cámara de mezclado, lb/pg

2

PF Pérdidas de presión por fricción, lb/pg

2

188

GLOSARIO

Almacenamiento: Instalación que cuenta con uno o varios depósitos con la

finalidad de acopiar los combustibles líquidos y

gaseosos.

API: Sigla de American Petroleum Institute, que es una

asociación estadounidense de la industria petrolera, que

patrocina una división de la producción petrolera en la

ciudad de Dallas, Texas.

El instituto fue fundado en 1920 y se constituyó en la

organización de mayor autoridad normativa de los

equipos de perforación y de producción petrolera.

Publica códigos que se aplican en distintas áreas

petroleras y elabora indicadores, como el peso

específico de los crudos que se denomina "grados API".

Barril: Unidad de medida volumétrica empleada en varios

países, entre ellos E.E.U.U. Un barril de petróleo

equivale a 159, litros, o sea que un metro cúbico de

petróleo equivale a 6,29 barriles.

BFPD: Barriles de Fluido por día

BPPD: Barriles de petróleo por día

BAPD: Barriles de agua por día

Cementación: Proceso por el cual se bombea al pozo una mezcla de

cemento que al fraguarse o endurecerse proporciona

sustentación a la tubería de revestimiento, dando

hermeticidad contra la filtración de fluidos de formación.

189

Exploración: Es la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas y

comprende todos aquellos métodos destinados a

detectar yacimientos comercialmente explotables.

Explotación: Operación que consiste en la extracción de petróleo y/o

gas de un yacimiento.

Geología: Ciencia que estudia la estructura, orígen, historia y

evolución de la tierra por medio de análisis y examen de

rocas, estructuras y fósiles.

"Off shore": Término inglés que significa costa afuera. Se refiere a

las actividades petroleras que se realizan en la

plataforma continental y en aguas internacionales.

"On shore": Es la actividad petrolera que se realiza en tierra.

Perfilaje: Registración que se realiza en el pozo luego de la

perforación mediante instrumentos de medición

eléctricos, sónicos y nucleares que transmiten

información sobre la composición de las rocas, el

contenido de los fluidos (petróleo, gas, agua), porosidad

o permeabilidad así como las profundidades a que se

encuentran.

Perforación: Operación que consiste en perforar el subsuelo con la

ayuda de herramientas apropiadas para buscar y extraer

hidrocarburos.

Permeabilidad: Es la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos o

capacidad de los fluidos para desplazarse entre los

espacios que conectan los poros de una masa porosa.

190

Porosidad: Porcentaje del volumen total de una roca constituido por

espacios vacíos. La porosidad efectiva es el volumen

total de los espacios porosos interconectados de manera

que permitan el paso de fluidos a través de ellos.

Pozo: Denominación dada a la abertura producida por una

perforación.

Pozo abandonado: Pozo cuyas reservas accesibles están exhaustas.

Pozo cerrado: Pozo cuya producción está temporalmente suspendida

para realizar operaciones complementarias, en espera

de reparación o en estudio del comportamiento del

mismo.

Pozo de avanzada: Es el que se perfora cerca de otro ya productor para

determinar los límites del yacimiento.

Pozo de exploración: Es el que se perfora en un área nueva.

Pozo de desarrollo: Es el que se perfora en un yacimiento ya delimitado.

Pozo de inyección: Pozo a través del cual se inyecta agua para

mantener la presión de un yacimiento en la

operación de recuperación secundaria.

Pozo descontrolado: El descontrol del pozo consiste en la erupción

violenta e incontrolada de los hidrocarburos líquidos

o gaseosos, producida a consecuencia de la pérdida

del control de un pozo durante las operaciones de

perforación o por fallas durante la explotación.

191

Pozo seco: Pozo que no ha encontrado reservas de

hidrocarburos económicamente explotables y que

con frecuencia se inunda con agua subterránea.

Reservas de Hidrocarburos: Son los volúmenes de hidrocarburos

líquidos o gaseosos existentes en el subsuelo y que

han sido objetos de evaluación.

Reservas posibles: Son las situadas en áreas en las que no se ha

encontrado hidrocarburos luego de llevar a cabo

pozos de exploración.

Reservas probables: Reservas cuya presencia en una zona determinada

está claramente demostrada pero que las

condiciones técnicas y económicas actuales impiden

extraerlas, ya sea por el alto costo de extracción o

por la poca fluidez de los petróleos.

Reservas probadas: Volúmenes de hidrocarburos recuperables de un

yacimiento, de una cuenca, de una provincia o de un

país con tecnología disponible y las condiciones

económicas actuales.

Roca almacén: Roca permeable y porosa en la que se han

concentrado hidrocarburos.

Roca sello: Serie de rocas impermeables superpuestas a las

rocas almacén que impiden el escape de los

hidrocarburos y su dispersión hacia la superficie del

suelo.

192

Roca madre: Roca sedimentaria que contiene gran cantidad de

materia orgánica que originó la formación de

cantidades apreciables de petróleo y/o gas.

Saturación: Volumen de petróleo o de gas en una roca con

respecto al volumen de agua.

Separador: Aparato colocado entre el pozo y la playa de tanques

para separar el petróleo crudo del gas natural y del

agua.

Solventes: Subproductos de la destilación que se utilizan

esencialmente como disolventes. Su empleo está

condicionado por su rapidez de evaporación.

Trampa: Estructura geológica donde se acumulan

hidrocarburos formando un yacimiento.

Tuberías de Revestimiento: Serie de tubos que se colocan en el pozo

mientras progresa la perforación para prevenir

derrumbes de las paredes y para la extracción de los

hidrocarburos en la fase