i
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL
CAMPO PALO AZUL”
Estudio Técnico presentado como requisito parcial para aprobar el trabajo de titulación, para
optar el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
León Castillo Franklin Ernesto
TUTOR:
Ing. Marco Antonio Guerra Badillo, Msc.
Quito, Noviembre 2016
QUITO - ECUADOR
ii
DEDICATORIA
A Dios y a mi Familia por ser los principales coautores del desarrollo de las
metas y triunfos que desempeñe en mi vida, especialmente a mis padres Nelly
Castillo y Ernesto León que con su ejemplo y esfuerzo diario hacen de mí una
mejor persona.
iii
AGRADECIMIENTO
Mis más sinceros agradecimientos a Papa Dios por permitirme compartir hoy y
el resto de mi vida con el motor principal que alimenta mi vida que es mi
familia.
Mi más profundo agradecimiento al Ing. Ángel Ushiña quien en el transcurso
de este estudio me supo apoyar en todo momento y por medio de él, a la
empresa SERTECPET por abrirme las puertas y permitirme compartir el
conocimiento profesional de todos sus colaboradores.
A la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH por brindarme
la oportunidad de realizar mi estudio técnico y a sus colaboradores por
prestarme las facilidades para la culminación del mismo.
Agradezco a la Facultad de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Central
del Ecuador, por haber formado parte principal en el aporte y desarrollo de
conocimientos que involucran mi vida en la industria petrolera.
iv
AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, Franklin Ernesto León Castillo, en calidad de autor del Estudio Técnico realizado
sobre la “EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN
EL CAMPO PALO AZUL”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL
DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte de los que
contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,
seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6,8; 19 y
demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su reglamento.
Quito, 14 de Noviembre del 2016
Franklin Ernesto León Castillo
CI: 171715562-4
Telf: 0983828169
E-mail: [email protected]
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
INFORME DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL
TUTOR
Yo, Marco Antonio Guerra Badillo en calidad de Tutor del Trabajo de Titulación:
“EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL CAMPO PALO AZUL”, elaborado por el señor FRANKLIN ERNESTO LEÓN
CASTILLO, estudiante de la carrera de Ingeniería de Petróleos, Facultad de Ingeniería en
Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, considero
que el mismo reúne los requisitos y méritos necesarios en para optar el Título de Ingeniero de
Petróleos cuyo tema es: “EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL EN EL CAMPO PALO AZUL” considero que reúne los requisitos y
méritos necesarios en el campo metodológico, en el campo epistemológico y ha superado en
control anti-plagio, para ser sometido a la evaluación del jurado examinador que se designe,
por lo que lo APRUEBO, a fin que el estudio técnico sea habilitado para continuar con el
proceso de titulación determinado por la Universidad Central del Ecuador. Considero que
reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública por parte del Tribunal que se designe.
En la ciudad de Quito a los 16 días del mes de Agosto del 2016.
Firma
Marco Antonio Guerra Badillo
Ingeniero de Petróleos CI: 060087068-7
TUTOR
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE MINAS
INFORME DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL
TRIBUNAL
El Delegado del Subdecano y los Miembros del estudio técnico denominado:
“EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL CAMPO
PALO AZUL”, preparado por el señor LEÓN CASTILLO Franklin Ernesto, Egresado de la
Carrera de Ingeniería de Petróleos, declaran que el presente proyecto ha sido revisado,
verificado y evaluado detenida y legalmente, por lo que lo califican como original y autentico
del autor.
En la ciudad de Quito a los 8 días del mes de Noviembre del 2016
.
____________________ Ing. Marcelo BENÍTEZ.
DELEGADO DEL SUBDECANO ______________________ __________________ Ing. Nelson SUQUILANDA Ing. José CONDOR MIEMBRO MIEMBRO
vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
CAPÍTULO I: GENERALIDADES ........................................................................................ 1
1 Planteamiento del Problema ............................................................................... 1
1.1 Enunciado del Tema........................................................................................... 1
1.2 Descripción del Problema ................................................................................... 1
1.3 Justificación ....................................................................................................... 1
1.4 Objetivos ........................................................................................................... 2
1.4.1 Objetivo General ......................................................................................... 2
1.4.2 Objetivos Específicos .................................................................................. 2
1.5 Factibilidad y Accesibilidad ............................................................................... 3
1.5.1 Factibilidad ................................................................................................. 3
1.5.2 Accesibilidad ............................................................................................... 3
1.6 Entorno del Estudio............................................................................................ 3
1.6.1 Marco Institucional ARCH .......................................................................... 3
1.6.2 Marco Institucional UCE ............................................................................. 4
1.6.3 Marco Institucional FIGEMPA .................................................................... 4
1.6.4 Carrera de Ingeniería de Petróleos ................................................................ 5
1.6.5 Marco Ético ................................................................................................. 5
1.6.6 Marco Legal ARCH ..................................................................................... 5
CAPíTULO II: MARCO TEÓRICO ....................................................................................... 7
viii
2 Ubicación Geográfica......................................................................................... 7
2.1.1 Geología Estructural .................................................................................... 8
2.1.2 Mecanismo de Drenaje del Reservorio Hollín ............................................. 10
2.1.3 Formaciones Productoras del Campo Palo Azul .......................................... 10
2.2 Características y Propiedades de la Roca y de los Fluidos del Campo Palo Azul 10
2.2.1 Propiedades de la Roca .............................................................................. 10
2.2.2 Propiedades de los Fluidos ......................................................................... 11
2.3 Reservas Actuales del Campo Palo Azul ........................................................... 12
2.4 Descripción de la Situación Actual de los Pozos................................................ 13
2.5 Fundamentos Teóricos del Bombeo Eléctrico Sumergible ................................. 16
2.5.1 Bomba Eléctrica Sumergible ...................................................................... 16
2.5.2 Curvas de Desempeño de una Bomba Electro - Sumergible......................... 18
2.5.3 Motor Eléctrico Sumergible ....................................................................... 19
2.5.4 Protector o Sello del Motor ........................................................................ 19
2.5.5 Cable de Potencia ...................................................................................... 20
2.5.6 Componentes de Superficie del Equipo BES............................................... 21
2.5.6.1 Controlador de Frecuencia Fija ............................................................... 21
2.5.6.2 Controlador de Frecuencia Variable (VSC) ............................................. 22
2.5.7 Accesorios ................................................................................................. 22
2.5.8 Ventajas y Desventajas de un Sistema de Bombeo Eléctrico Sumergible ..... 22
ix
2.5.8.1 Ventajas ................................................................................................. 22
2.5.8.2 Desventajas............................................................................................ 23
2.6 Fundamentos Teóricos del Sistema de Producción por Bombeo Hidráulico ........ 23
2.7 Bombeo Hidráulico Tipo Jet ............................................................................. 24
2.7.1 Datos para Diseñar un Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet ................... 25
2.7.1.1 Datos Mecánicos .................................................................................... 25
2.7.1.2 Datos del Reservorio .............................................................................. 25
2.7.1.3 Datos Para el Diseño de la Bomba .......................................................... 26
2.7.1.4 Datos de Trayectoria del Fluido .............................................................. 26
2.7.1.5 Aplicaciones .......................................................................................... 26
2.7.2 Bombeo Hidráulico Tipo Pistón ................................................................. 27
2.7.3 Ventajas y Desventajas del Bombeo Hidráulico .......................................... 28
2.7.3.1 Ventajas ................................................................................................. 28
2.7.3.2 Desventajas............................................................................................ 29
2.8 Fundamentos Teóricos del Sistema de Producción por Bombeo Mecánico ......... 29
2.8.1 Sistema de Bombeo ................................................................................... 30
2.8.2 Componentes Principales de Fondo de Pozo ............................................... 31
2.8.3 Componentes Principales de Superficie ...................................................... 31
2.8.4 Ventajas del Bombeo Mecánico ................................................................. 31
2.8.5 Desventajas y Limitaciones del Bombeo Mecánico ..................................... 32
x
2.8.6 Rango de Aplicación del Bombeo Mecánico............................................... 32
2.9 Fundamentos Teóricos del Sistema de Producción por Gas Lift ......................... 33
2.9.1 Equipos de superficie ................................................................................. 34
2.9.1.1 Sistema Abierto ..................................................................................... 34
2.9.1.2 Sistema Semi-cerrado ............................................................................. 34
2.9.1.3 Sistema Cerrado ..................................................................................... 35
2.9.2 Ventajas del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift .................... 36
2.9.3 Desventajas del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift ............... 36
2.9.4 Parámetros de Aplicación del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas
Lift 37
2.10 Sistema de Bombeo P.C.P ................................................................................ 37
2.10.1 Principio de Funcionamiento ...................................................................... 37
2.10.1 Equipo de superficie .................................................................................. 39
2.10.1.1 Cabezal Giratorio ................................................................................. 39
2.10.2 Equipo de subsuelo .................................................................................... 40
2.10.2.1 Bomba ................................................................................................. 40
2.10.2.2 Estator ................................................................................................. 40
2.10.2.3 Rotor ................................................................................................... 41
2.10.3 Ventajas del Sistema de Bombeo por P.C.P ................................................ 41
2.10.4 Desventajas del Sistema de Bombeo por P.C.P ........................................... 42
xi
2.10.5 Parámetros de aplicación............................................................................ 42
2.11 Análisis Nodal ................................................................................................. 42
2.11.1 Análisis de un Sistema Nodal ..................................................................... 42
CAPíTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO ...................................................................... 50
3 Tipo de Estudio ................................................................................................ 50
3.1 Universo y Muestra .......................................................................................... 50
3.1.1 Universo.................................................................................................... 50
3.1.2 Muestra ..................................................................................................... 50
3.2 Métodos y Técnicas de Recopilación de Datos .................................................. 50
3.3 Procesamiento y Análisis de la Información ...................................................... 51
3.3.1 Aspectos Administrativos .......................................................................... 51
3.4 Presentación de Resultados............................................................................... 51
CAPíTULO IV: ANÁLISIS Y RESULTADOS ..................................................................... 52
4 Pozos seleccionados para el Análisis Técnico ................................................... 52
4.1 Selección de Levantamiento Artificial .............................................................. 57
4.1.1 Bombeo Mecánico ..................................................................................... 57
4.1.2 Bombeo Gas Lift ....................................................................................... 58
4.1.3 Bombeo de Cavidades Progresivas ............................................................. 58
4.1.4 Bombeo Hidráulico.................................................................................... 59
4.2 Diseño del Sistema Hidráulico Tipo Jet con MTU ............................................. 60
xii
4.2.1 Criterios de Diseño .................................................................................... 60
4.2.1.1 Equipo de Superficie .............................................................................. 60
4.2.1.2 Equipo de Fondo .................................................................................... 62
4.2.2 Diseño Pozo Palo Azul A-001 .................................................................... 64
4.2.2.1 Antecedentes.......................................................................................... 64
4.2.2.2 Estado Mecánico .................................................................................... 65
4.2.2.3 Historial de Reacondicionamiento .......................................................... 65
4.2.2.4 Historial de Producción .......................................................................... 67
4.2.3 Parámetros de Diseño Pozo PLAA-001 ...................................................... 69
4.2.3.1 Ventana de Pozo y Flujo (Datos Generales) ............................................ 69
4.2.3.2 Ventana de Pozo y Flujo (Características del Pozo y Flujo) ..................... 70
4.2.3.3 Ventana PVT ......................................................................................... 70
4.2.3.4 Ventana Análisis Mecánico Pozo ............................................................ 73
4.2.3.5 Ventana de Cálculo y Ajuste IPR ............................................................ 76
4.2.3.6 Ventana de Diseño Hidráulico Jet ........................................................... 77
4.2.3.7 Ajuste de Curva IPR (Geometría 12L – PLAA-001) ................................ 79
4.2.4 Diseño del pozo Palo Azul A-030 .............................................................. 81
4.2.4.1 Antecedentes.......................................................................................... 81
4.2.4.2 Estado Mecánico .................................................................................... 81
4.2.4.3 Historial de Reacondicionamiento .......................................................... 81
xiii
4.2.4.4 Historial de Producción .......................................................................... 82
4.2.4.5 Datos para el diseño Hidráulico Jet del Pozo PLAA-030 ......................... 84
4.2.4.6 Cálculos y Ajuste del IPR ....................................................................... 85
4.2.4.7 Diseño Hidráulico Jet ............................................................................. 85
4.2.4.8 Ajuste de Curva IPR (Geometría 12L – PLAA-030) ................................ 86
4.2.5 Diseño del pozo Palo Azul B-010 ............................................................... 88
4.2.5.1 Antecedentes.......................................................................................... 88
4.2.5.2 Estado Mecánico .................................................................................... 88
4.2.5.3 Historial de Reacondicionamiento .......................................................... 89
4.2.5.4 Historial de Producción .......................................................................... 90
4.2.5.5 Datos para el diseño Hidráulico Jet del Pozo PLAB-010.......................... 92
4.2.5.6 Cálculos y Ajuste del IPR ....................................................................... 93
4.2.5.7 Diseño Hidráulico Jet ............................................................................. 93
4.2.5.8 Ajuste de Curva IPR (Geometría 12K – PLAB-010)................................ 94
4.2.6 Diseño del Pozo PLAD-023 ....................................................................... 96
4.2.6.1 Antecedentes.......................................................................................... 96
4.2.6.2 Estado Mecánico .................................................................................... 96
4.2.6.3 Historial de Reacondicionamiento .......................................................... 96
4.2.6.4 Historial de Producción .......................................................................... 99
4.2.6.5 Datos para el Diseño Hidráulico Jet del Pozo PLAD-023....................... 101
xiv
4.2.6.6 Cálculos y Ajuste del IPR ..................................................................... 102
4.2.6.7 Diseño Hidráulico Jet ........................................................................... 102
4.2.6.8 Ajuste de Curva IPR (Geometría 12L – PLAD-023) .............................. 103
4.2.7 Diseño del pozo Palo Azul N-029 ............................................................ 105
4.2.7.1 Antecedentes........................................................................................ 105
4.2.7.2 Estado Mecánico .................................................................................. 105
4.2.7.3 Historial de Reacondicionamiento ........................................................ 105
4.2.7.4 Historial de Producción ........................................................................ 106
4.2.7.5 Datos para el diseño Hidráulico Jet del Pozo PLAN-029 ....................... 108
4.2.7.6 Cálculos y Ajuste del IPR ..................................................................... 109
4.2.7.7 Diseño Hidráulico Jet ........................................................................... 109
4.2.7.8 Ajuste de Curva IPR (Geometría 12K – PLAN-029) ............................. 110
4.2.8 Diseño del Pozo Palo Azul N-055 ............................................................ 112
4.2.8.1 Antecedentes........................................................................................ 112
4.2.8.2 Estado Mecánico .................................................................................. 112
4.2.8.3 Historial de Reacondicionamiento ........................................................ 112
4.2.8.4 Historial de Producción ........................................................................ 113
4.2.8.5 Datos para el diseño Hidráulico Jet del Pozo PLAN-055 ....................... 115
4.2.8.6 Cálculos y Ajuste del IPR ..................................................................... 116
4.2.8.7 Diseño Hidráulico Jet ........................................................................... 116
xv
4.2.8.8 Ajuste de Curva IPR (Geometría 11J – PLAN-055)............................... 117
CAPITULO V: ANÁLISIS Y RESULTADOS .................................................................... 119
5 Análisis Económico ....................................................................................... 119
5.1 Costos ........................................................................................................... 119
5.1.1 Costos por Trabajos de Reacondicionamiento (Work Over) ...................... 119
5.1.2 Costo de los Equipos de Fondo y Superficie ............................................. 121
5.1.2.1 Bombeo Eléctrico Sumergible .............................................................. 121
5.1.2.2 Bombeo Hidráulico Jet-MTU ............................................................... 123
5.1.3 Costo de Energía Eléctrica ....................................................................... 123
5.1.3.1 Bombeo Eléctrico Sumergible .............................................................. 123
5.1.3.2 Bombeo Hidráulico Jet - MTU ............................................................. 124
5.1.4 Operación y Mantenimiento ..................................................................... 125
5.1.4.1 Bombeo Eléctrico Sumergible .............................................................. 125
5.1.4.2 Bombeo Hidráulico Jet – MTU ............................................................. 125
5.1.5 Alternativa de Compra de Unidad en Superficie ....................................... 126
5.1.6 Resumen de Costos .................................................................................. 126
5.2 Conclusiones ................................................................................................. 128
5.3 Recomendaciones .......................................................................................... 130
5.4 Bibliografía ................................................................................................... 130
5.5 Anexos .......................................................................................................... 133
xvi
5.5.1 Diagramas de Completación de los Pozos Seleccionados para el Rediseño de
Levantamiento Artificial en el Campo Palo Azul –Bloque 18 .................................. 133
xvii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Características Petrofísicas promedio del Reservorio Hollín. .................................. 10
Tabla 2: Ensayos PVT de muestras de fondo de los pozos Palo Azul 1 y Palo Azul 2. .......... 11
Tabla 3: Propiedades promedio de los Fluidos del Reservorio Hollín. .................................. 11
Tabla 4: Propiedades PVT de los Fluidos para la Arena Basal Tena del Campo Palo Azul. .. 12
Tabla 5: Propiedades PVT de los Fluidos para la Arena Hollín del Campo Palo Azul. .......... 12
Tabla 6: Reservas Actuales del Campo Palo Azul. .............................................................. 13
Tabla 7: Estado Actual de los Pozos del Campo Palo Azul .................................................. 13
Tabla 8: Número de Pozos en el Campo Palo Azul.............................................................. 14
Tabla 9: Detalle de los Pozos Re-Inyectores Campo Palo Azul. ........................................... 14
Tabla 10: Comportamiento Pozos Petroleros-Campo Palo Azul-Bloque 18. ......................... 15
Tabla 11: Reporte de producción de los Pozos del Campo Palo Azul. .................................. 52
Tabla 12: Tiempo en pozo (Run Life) de los Componentes de L.A. Campo Palo Azul. ........ 53
Tabla 13: Pozos Seleccionados para el Análisis Técnico. .................................................... 55
Tabla 14: Historial de la última Prueba de Producción. ....................................................... 56
Tabla 15: Detalle de Run Life de los Pozos Seleccionados. ................................................. 56
Tabla 16: Características de Operación de los Pozos Seleccionados. .................................... 57
Tabla 17: Parámetros a considerar para el diseño de Bombeo Mecánico. ............................. 58
Tabla 18: Comparación Operativa/Costos de los Sistemas de L.A. ...................................... 59
Tabla 19: Tubería de Revestimiento Pozo PLAA-001. ........................................................ 65
Tabla 20: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAA-001. .................................... 67
Tabla 21: Simulación de Geometrías Pozo PLAA-001. ....................................................... 78
Tabla 22: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAA-001 .......................... 80
xviii
Tabla 23: Tubería de Revestimiento Pozo PLAA-030. ........................................................ 81
Tabla 24: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAA-030. .................................... 82
Tabla 25: Parámetros de Diseño Pozo PLAA-030. .............................................................. 84
Tabla 26: Simulación de Geometrías Pozo PLAA-030. ....................................................... 86
Tabla 27: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAA-030. ......................... 87
Tabla 28: Tubería de Revestimiento Pozo PLAB-010.......................................................... 88
Tabla 29: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAB-010. .................................... 90
Tabla 30: Parámetros de Diseño Pozo PLAB-010. .............................................................. 92
Tabla 31: Simulación de Geometrías Pozo PLAB-010. ....................................................... 94
Tabla 32: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAB-010. ......................... 95
Tabla 33: Tubería de Revestimiento Pozo PLAD-023. ........................................................ 96
Tabla 34: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAD-023. .................................... 99
Tabla 35: Parámetros de Diseño Pozo PLAD-023. ............................................................ 101
Tabla 36: Simulación de Geometrías Pozo PLAA-030. ..................................................... 103
Tabla 37: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAD-023. ....................... 104
Tabla 38: Tubería de Revestimiento Pozo PLAN-029. ...................................................... 105
Tabla 39: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAN-029. .................................. 106
Tabla 40: Parámetros de Diseño Pozo PLAN-029. ............................................................ 108
Tabla 41: Simulación de Geometrías Pozo PLAN-029. ..................................................... 110
Tabla 42: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAN-029. ....................... 111
Tabla 43: Tubería de Revestimiento Pozo PLAN-055. ...................................................... 112
Tabla 44: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAN-055. .................................. 113
Tabla 45: Parámetros de Diseño Pozo PLAN-055. ............................................................ 115
xix
Tabla 46: Simulación de Geometrías Pozo PLAN-055. ..................................................... 117
Tabla 47: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAN-055. ....................... 118
Tabla 48: Ganancia en Términos de BPPD de los Pozos con Cambio de L.A. .................... 119
Tabla 49: Costos Promedio de Reacondicionamiento para L.A BES y B.H. ....................... 121
Tabla 50: Tarifa de Equipos Fondo BES-según el Rango de Producción. ........................... 122
Tabla 51: Tarifa de Equipos Superficie BES-según el Rango de Producción. ..................... 122
Tabla 52: Costos Equipos Unidad en Superficie MTU+ Bomba Jet.................................... 123
Tabla 53: Costo del consumo de Energía Actual de los pozos del Campo Palo Azul........... 124
Tabla 54: Costo de Energía y Mantenimiento según la Tasa de Producción. ....................... 125
Tabla 55: Costo por Mantenimiento de una Bomba Jet. ..................................................... 126
Tabla 56: Costo Sistema de Bombeo Estacionario. ............................................................ 126
Tabla 57: Costos Sistema BES. ........................................................................................ 127
Tabla 58: Costos Sistema B.H. Jet – MTU. ....................................................................... 127
Tabla 59: Costo por BPPD- BES-B.H. Jet. ........................................................................ 127
xx
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Mapa de Ubicación Bloque 18 (Departamento de Exploración-Explotación,
Sub-Proceso de Producción ARCH, 2016) ......................................................................... 7
Figura 2: Ubicación Geográfica Campo Palo Azul (Departamento de Exploración-
Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2016) ........................................................ 8
Figura 3: Mapa Estructural del Campo Palo Azul Tope Arenisca Hollín Principal
(Departamento de Exploración-Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2016) ........ 9
Figura 4: Bomba Eléctrica Sumergible (SPE International, 2015) ........................................ 17
Figura 5: Trabajo del impulsor y difusor de una ESP (SPE International, 2015) ................... 17
Figura 6: Impulso y Difusor de una Bomba Electro Sumergible (SPE International, 2015) ... 18
Figura 7: Curva de Desempeño de una bomba BES (Schlumberger, 2007) ........................... 18
Figura 8: Motor ESP (SPE International, 2015)................................................................... 19
Figura 9: Protector o Sello de un Motor (SPE Inernational, 2015)........................................ 20
Figura 10: Cable de Potencia (SPE Inernational, 2015) ....................................................... 21
Figura 11: Esquema de un Sistema de Bombeo Hidráulico. ((SPE International, 2016) ........ 24
Figura 12: Componentes Principales de una Bomba Jet Claw (SERTECPET, 2011) ............ 25
Figura 13: Hydraulic piston single-acting pump (model 220) (SPE International, 2016) ....... 28
Figura 14: Componentes de un Sistema de Bombeo Mecánico (SPE International, 2015) ..... 30
Figura 16: Ciclo de Bombeo Mecánico (Garza & De León, 1995) ....................................... 31
Figura 16:Esquema de un equipo de gas lift (U.S. Patent No. 2,339,487) (SPE International,
2015) ................................................................................................................................. 33
Figura 17: Esquema de Producción Gas Lift (ESP Oil Engineering Consultants, 2004) ........ 34
xxi
Figura 18: Partes que Conforman un Sistema P.C.P (International Training Group Technical
Assistances, 2003) ............................................................................................................. 38
Figura 19: Componentes de un Sistema P.C.P (International Training Group Technical
Assistances, 2003) ............................................................................................................. 39
Figura 20: Cabezal de Rotación P.C.P (ESP Oil Engineering Consultants, 2003) ................. 40
Figura 21: Bombas de Diversas Geometrías P.C.P (ESP Oil Engineering Consultants, 2003) 40
Figura 22: Estator de una Bomba P.C.P (ESP Oil Engineering Consultants, 2003) ............... 41
Figura 23: Corte Transversal de un Rotor P.C.P (ESP Oil Engineering Consultants, 2003) ... 41
Figura 24: Sistema Nodal (OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y gas.,
2009) ................................................................................................................................. 43
Figura 25: Presión de Nodo vs Caudal (OilProduction.net Contenidos para la Industria de
petróleo y gas., 2009) ......................................................................................................... 44
Figura 26: Nodo común en Cabezal del Pozo (OilProduction.net Contenidos para la Industria
de petróleo y gas., 2009) .................................................................................................... 45
Figura 27: Capacidad de Flujo vs Diámetro de Tubing (OilProduction.net Contenidos para la
Industria de petróleo y gas., 2009) ...................................................................................... 46
Figura 28: Nodo común en la Cara del Pozo (OilProduction.net Contenidos para la Industria
de petróleo y gas., 2009) .................................................................................................... 47
Figura 29: Cambio de Diámetro de Tubing vs Capacidad de Flujo (OilProduction.net
Contenidos para la Industria de petróleo y gas., 2009) ......................................................... 48
Figura 30: Curvas de Pwf Vs Caudal (OilProduction.net Contenidos para la Industria de
petróleo y gas., 2009) ......................................................................................................... 48
Figura 31: Partes de una MTU (SERTECPET, 2011) .......................................................... 61
xxii
Figura 32: Completación de Fondo Básica para Bombeo Hidráulico Tipo Jet (SERTECPET,
2011) ................................................................................................................................. 64
Figura 33: Histórico de Producción PLAA-001 (Basal Tena) .............................................. 68
Figura 34: Ventana de Pozo y Flujo Pozo (Datos Generales) - PLAA-001 (SYAL Sertecpet,
2016) ................................................................................................................................. 69
Figura 35: Ventana de Pozo y Flujo (Características de Pozo y Flujo) - PLAA-001 (SYAL
Sertecpet, 2016) ................................................................................................................. 70
Figura 36: Ventana PVT (Datos del Reservorio) - PLAA-001 ............................................. 71
Figura 37: Ventana PVT (Propiedades PVT de los Fluidos) - PLAA-001 ............................. 72
Figura 38: Ventana PVT (Análisis PVT/Reportes) - PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016) ..... 72
Figura 39: Ventana Análisis Mecánico Pozo (Trayectoria del Pozo) – PLAA-001 (SYAL
Sertecpet, 2016) ................................................................................................................. 73
Figura 40: Ejemplo Survey Pozo PLAA-030 “Formato CSV” ............................................. 73
Figura 41: Ventana Análisis Mecánico Pozo (Tablas Completación) – PLAA-001 (SYAL
Sertecpet, 2016) ................................................................................................................. 74
Figura 42: Ventana Análisis Mecánico Pozo (Ensamble de Fondo/Accesorios) – PLAA-001 75
Figura 43: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (IPR) – PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016).... 76
Figura 44: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAA-001 (SYAL Sertecpet,
2016) ................................................................................................................................. 77
Figura 45: Ventana de Diseño Hidráulico Jet – PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016) ............ 78
Figura 46: Análisis Nodal Geometría 12L – PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016)................. 80
Figura 47: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAA-001 (SYAL Sertecpet,
2016) ................................................................................................................................. 81
xxiii
Figura 48: Histórico de Producción PLAA-030 (Basal Tena) .............................................. 84
Figura 49: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAA-030 (SYAL Sertecpet,
2016) ................................................................................................................................. 85
Figura 50: Análisis Nodal Geometría 12L-PLAA-030 (SYAL Sertecpet, 2016) ................... 87
Figura 51: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAA-030 (SYAL Sertecpet,
2016) ................................................................................................................................. 88
Figura 52: Histórico de Producción PLAB-010 (Hollín) ...................................................... 92
Figura 53: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAB-010 (SYAL Sertecpet,
2016) ................................................................................................................................. 93
Figura 54: Análisis Nodal Geometría 12L-PLAB-010 (SYAL Sertecpet, 2016) ................... 95
Figura 55: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAB-010 ................................ 96
Figura 56: Histórico de Producción PLAD-023 (Hollín) (SYAL Sertecpet, 2016) .............. 100
Figura 57: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAD-023 (SYAL Sertecpet,
2016) ............................................................................................................................... 102
Figura 58: Análisis Nodal Geometría 12L-PLAD-023 ....................................................... 103
Figura 59: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAD-023 (SYAL Sertecpet,
2016) ............................................................................................................................... 104
Figura 60: Histórico de Producción PLAN-029 (Hollín) .................................................... 108
Figura 61: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAN-029 (SYAL Sertecpet,
2016) ............................................................................................................................... 109
Figura 62: Análisis Nodal Geometría 12K-PLAN-029 (SYAL Sertecpet, 2016) ................. 111
Figura 63: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAN-029 (SYAL Sertecpet,
2016) ............................................................................................................................... 112
xxiv
Figura 64: Histórico de Producción PLAN-055 (Basal Tena) ........................................ 114
Figura 65: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAN-055 (SYAL Sertecpet,
2016) ............................................................................................................................... 116
Figura 66: Análisis Nodal Geometría 11J-PLAN-055 (SYAL Sertecpet, 2016) .................. 117
Figura 67: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAN-055 (SYAL Sertecpet,
2016) ............................................................................................................................... 118
Figura 68: Diagrama de Completación Pozo PLAA-001. (Departamento de Exploración-
Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2016) .................................................... 134
Figura 69: Diagrama de Completación Pozo PLAA-030 (Departamento de Exploración-
Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2016) .................................................... 136
Figura 70: Diagrama de Completación Pozo PLAB-010 (Departamento de Exploración-
Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2016) .................................................... 138
Figura 71: Diagrama de Completación Pozo PLAD-023 (Departamento de Exploración-
Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2016) .................................................... 139
Figura 72: Diagrama de Completación Pozo PLAN-029 (Departamento de Exploración-
Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2016) .................................................... 140
Figura 73: Diagrama de Completación Pozo PLAN-055 (Departamento de Exploración-
Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2016) .................................................... 142
xxv
TEMA: “Evaluación del Sistema de Levantamiento Artificial en el Campo Palo Azul”
Autor: Franklin Ernesto León Castillo
Tutor: Marco Antonio Guerra Badillo
RESUMEN
El estudio técnico se plantea con la finalidad de realizar una evaluación del actual sistema de
recuperación de hidrocarburos en el Campo Palo Azul, para posteriormente desarrollar un
método de optimización de levantamiento artificial alternativo, el cual cubra las mismas
necesidades operativas a menor costo. Previo al desarrollo de alternativas técnicas se analizó
los historiales de work over, producción y además las estadísticas de fallas de los
componentes actuales del equipo de fondo, tomando en cuenta como objetivo principal para
la caracterización final de los pozos, el run life de los componentes del sistema actual BES
menor a 100 días operativos y plantear desde este punto de vista un rediseño del sistema de
levantamiento artificial.
PALABRAS CLAVES: CAMPO PALO AZUL / BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE
/ BOMBEO HIDRÁULICO / ANÁLISIS NODAL / COSTOS OPERATIVOS BES
/COSTOS OPERATIVOS B.H.
xxvi
TEMA: “Evaluación del Sistema de Levantamiento Artificial en el Campo Palo Azul”
Autor: Franklin Ernesto León Castillo
Tutor: Marco Antonio Guerra Badillo
ABSTRACT
The technical study is proposed in order to make an assessment of the current system of oil
recovery in Palo Azul field, to further develop a method of artificial lift optimization
alternative, which covers the same operating needs at a lower cost. Prior to the development
of technical alternatives histories work over, production and also the failure statistics of the
current components of computer background was analyzed, taking into account the main
objective for the final characterization of the wells, the run life of the components of less than
100 operating days and raise from this point of view a system of alternative artificial lift BES
current system.
KEYWORDS: PALO AZUL FIELD / ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP /
HYDRAULIC PUMPING / NODAL ANALYSIS / OPERATING COSTS ESP /
OPERATING COSTS H.P.
I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original
document in Spanish.
_____________________________
Ing. Marco Antonio Guerra Badillo Certified Translator
ID: 060087068-7
1
CAPÍTULO I: GENERALIDADES
1 Planteamiento del Problema
1.1 Enunciado del Tema
Evaluación del sistema de Levantamiento Artificial en el Campo Palo Azul.
1.2 Descripción del Problema
Una vez que se elige el equipo adecuado de levantamiento artificial de un pozo que
entra en la etapa de producción por primera vez, a lo largo de la vida productiva este puede
afrontar un sin número de dificultades, que se asocian el equipo de levantamiento artificial,
así como la variación de las propiedades y características del pozo.
El principal método de levantamiento artificial en los pozos del Campo Palo Azul es
el de tipo eléctrico sumergible (BES), sistema que actualmente representa un alto costo
operativo debido a que el potencial de los pozos ha disminuido considerablemente, según el
análisis del historial de producción de dicho campo.
El estudio técnico se enfoca, en analizar la relación que experimenta actualmente el
diseño del equipo de levantamiento artificial, con la tasa de producción de los fluidos y el
costo operativo de los componentes de dicho sistema.
1.3 Justificación
La razón que motiva a realizar este proyecto, es obtener un sustento técnico que
involucre el desarrollo de un trabajo de optimización en los pozos del Campo Palo Azul, con
énfasis en el análisis de costos operativos del sistema propuesto con relación al sistema
2
actual, dando como resultado el sistema de levantamiento artificial que más se adecúe a las
condiciones presentes en los pozos.
1.4 Objetivos
1.4.1 Objetivo General
Evaluar el sistema de levantamiento artificial de los pozos seleccionados del Campo
Palo Azul hasta el cierre del año 2015, e implementar una alternativa viable a fin de
abaratar costos de operación ligados a un nuevo método de recuperación de los
hidrocarburos.
1.4.2 Objetivos Específicos
Determinar cada una de las variables de estudio que involucran el rediseño de los
pozos seleccionados del Campo Palo Azul registrados en la base de datos de la
entidad reguladora (ARCH).
Analizar una alternativa técnica que permita la optimización del equipo de
Levantamiento Artificial en los pozos seleccionados del campo Palo Azul.
Desarrollar un rediseño de levantamiento artificial que se ajuste a las condiciones
presentes en los pozos con el uso del software SYAL (Derechos Reservados de
SERTECPET).
Contribuir de manera directa con la empresa que opera el campo de estudio, con la
elaboración de un análisis de costos que visualice el panorama actual con propósitos
de realizar una inversión.
3
1.5 Factibilidad y Accesibilidad
1.5.1 Factibilidad
Es factible llevar a cabo este estudio, se cuenta con la participación activa del
investigador para su desarrollo, además el proyecto será financiado económicamente por el
mismo y cuenta con el asesoramiento técnico del tutor de la carrera de Ingeniería de
Petróleos de la Universidad Central del Ecuador, y de los Coordinadores del Departamento
de Producción de la ARCH (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero), además de
la respectiva bibliografía y herramientas electrónicas que ayudan al correcto desarrollo del
estudio.
1.5.2 Accesibilidad
Es accesible debido a que la ARCH (Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero) presta todas las facilidades para acceder a sus instalaciones, disponer de la
información y asesoría técnica, necesaria para el desarrollo del estudio técnico.
1.6 Entorno del Estudio
1.6.1 Marco Institucional ARCH
El estatuto orgánico de Gestión Organizacional de la ARCH, se encuentra amparado
según el Acuerdo Ministerial Nº 264 año 2011, según la estructura organizacional del
acuerdo cita lo siguiente:
Misión: Garantizar el aprovechamiento óptimo de los recursos hidrocarburíferos,
propiciar el racional uso de los biocombustibles, velar por la eficiencia de la inversión
4
pública y de los activos productivos en el sector de los hidrocarburos con el fin de precautelar
los intereses de la sociedad, mediante la efectiva regulación y el oportuno control de las
operaciones y actividades relacionadas.
Visión: La ARCH – Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero será
reconocida como el garante público de los intereses constitucionales del Estado en el sector
hidrocarburífero, gracias a su alto nivel técnico – profesional, a su gestión transparente y a su
cultura de servicio y mejoramiento contínuo.
1.6.2 Marco Institucional UCE
Art 2. Misión: Crear y difundir el conocimiento científico-tecnológico, arte y cultura,
formar profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior y crear espacios
para el análisis y solución de los problemas nacionales.
Art 3. Visión: La Universidad Central del Ecuador, liderará la gestión cultural,
académica, científica y administrativa del sistema nacional de educación superior, para
contribuir al desarrollo del país y de la humanidad, insertándose en el acelerado cambio del
mundo y sus perspectivas.
1.6.3 Marco Institucional FIGEMPA
Misión: Buscar la excelencia en la formación de profesionales y en la investigación
para el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos del Ecuador.
Visión: Convertirse en una institución líder en el aprovechamiento sustentable de los
recursos naturales y energéticos del Ecuador, mediante la excelencia académica en la
5
investigación y los servicios (Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental, 2015).
1.6.4 Carrera de Ingeniería de Petróleos
Misión: Formar integralmente a los profesionales, investigadores y técnicos críticos
de nivel superior con el conocimiento científico tecnológico para el análisis y solución de
problemas y el manejo de todas las actividades relacionadas con el aprovechamiento
sustentable de los hidrocarburos, con valores éticos, sociales y ambientales; capaces de
liderar equipos multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las exigencias
nacionales e internacionales.
Visión: Ser líder en el aprovechamiento sustentable y sostenible de los hidrocarburos
para contribuir al desarrollo del país y de la humanidad.
1.6.5 Marco Ético
La presente investigación a desarrollarse no atenta en ninguna de sus partes contra los
principios éticos, morales, ni económicos de la agencia o de los funcionarios de la misma, en
un marco de respeto y protección al medio ambiente; todo esto de acuerdo con las políticas
de hidrocarburos establecidos por el Gobierno Nacional y bajo el marco jurídico vigente.
1.6.6 Marco Legal ARCH
Mediante Registro Oficial No.244 del 27 de Julio del 2010, se publica la Ley de
Hidrocarburos, según el Artículo 11 se crea la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, como organismo técnico-administrativo, encargado de regular, controlar y
6
fiscalizar las actividades técnicas y operacionales en las diferentes fases de la industria
hidrocarburífera, que realicen las empresas públicas o privadas, nacionales o extranjeras que
ejecuten actividades hidrocarburíferas en el Ecuador; adscrita al Ministerio Sectorial con
personalidad jurídica, autonomía administrativa, técnica, económica, financiera, con
patrimonio propio.
7
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2 Ubicación Geográfica
El Bloque 18, está limitado al Norte por el Bloque 11, al sur por los Bloques 7 y 21, al
Este por los Bloques 44, 48 y Bloque 47 (ENAP SIPEC); y, al Oeste por el Parque
Nacional Sumaco (ARCH, 2015). (Ver Figura 1)
Figura 1: Mapa de Ubicación Bloque 18 (Departamento de Exploración-Explotación, Sub-Proceso de
Producción ARCH, 2016)
8
“El Campo Palo Azul, unificado entre Petroproducción y ECUADORTLC S.A., se
encuentra ubicado al noroeste del campo Sacha, al Este del Río Coca y noreste del Campo
Pucuna, en la Provincia de Orellana de la Región Amazónica del Ecuador” (ARCH, 2015).
(Ver Figura 2)
Figura 2: Ubicación Geográfica Campo Palo Azul (Departamento de Exploración-Explotación, Sub-
Proceso de Producción ARCH, 2016)
2.1.1 Geología Estructural
El campo Palo Azul, “Está limitado al Este por una falla inversa de alto ángulo que se
origina en el basamento, esta se obtuvo del procesamiento e interpretación de la sísmica 3D
registrada en el Bloque 18” (ARCH, Departamento de Exploración-Explotación, Sub-Proceso
de Producción, 2015), como se puede observar en el mapa estructural de la Figura 3.
9
Figura 3: Mapa Estructural del Campo Palo Azul Tope Arenisca Hollín Principal (Departamento de
Exploración-Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2016)
10
2.1.2 Mecanismo de Drenaje del Reservorio Hollín
El mecanismo de drenaje del reservorio hollín del Campo Palo Azul, es el empuje
de agua por la presencia de un acuífero de fondo, la presencia de este acuífero ha sido
probada al inicio en los pozos Palo Azul-1 y Palo Azul-2 y pudo ser interpretada
claramente en el resto de pozos de desarrollo del campo (ARCH, Departamento de
Exploración- Explotación, Sub-Proceso de Producción, 2015).
2.1.3 Formaciones Productoras del Campo Palo Azul
El principal reservorio del Campo Palo Azul, es la arenisca de la formación Hollín y
como secundaria la arenisca del miembro Basal Tena. Se han perforado en este campo 49
pozos a la formación Hollín como objetivo principal y como objetivos secundarios a las
arenas de la Formación Napo y Basal Tena. En general, los pozos alcanzan una profundidad
de 10200 ft TVD.
2.2 Características y Propiedades de la Roca y de los Fluidos del Campo Palo Azul
2.2.1 Propiedades de la Roca
En la Tabla 1, se presentan las propiedades y características más relevantes del
reservorio hollín, el principal reservorio del cual se extraen los hidrocarburos del Campo Palo
Azul.
Tabla 1: Características Petrofísicas promedio del Reservorio Hollín.
Presión
Inicial
Espesor Neto
de Petróleo Porosidad
Saturación
de Agua
Saturación
de Petróleo Permeabilidad
Pi ho Φ Sw So K
Psi ft % % % mD
4340 70 15,2 19 81 800
11
2.2.2 Propiedades de los Fluidos
Los parámetros de fluido, tasa de producción de petróleo, gas y agua, índice de
productividad, presión de los yacimientos, las propiedades del petróleo a condiciones
iniciales y de burbuja, las propiedades del gas, factor volumétrico, viscosidad,
compresibilidad y solubilidad, se han obtenido a través de las pruebas de pozos y de los
análisis PVT.
Se toman muestras de fondo de los pozos Palo Azul-1 y Palo Azul-2, las que se
analizaron en el laboratorio de Oilphase en Venezuela, donde se realizaron ensayos PVT. La
Tabla 2, muestra los resultados obtenidos en estos ensayos.
Tabla 2: Ensayos PVT de muestras de fondo de los pozos Palo Azul 1 y Palo Azul 2.
POZO RESERVORIO Pb VISCOCIDAD Rsi* Boi* API*
(psi) (cp) (cft/bbl) BY/BN °API
Palo Azul-1 Hollín 1039 1.57 290 1,203 26,8
Palo Azul-2 Hollín 1275 0.98 377 1,250 27,7
Palo Azul-2 Hollín 1256 1.45 399 1,254 27,5
De éstos resultados, se observa que el crudo del Campo Palo Azul posee muy buenas
características, baja viscosidad y una alta gravedad API.
La Tabla 3, muestra las características promedio de los fluidos del Campo Palo Azul
del reservorio Hollín.
Tabla 3: Propiedades promedio de los Fluidos del Reservorio Hollín.
PRESION
DE
BURBUJA
BFPD
BPPD
BAPD
BSW
SALIN
VISCOS
RGL
Boi
GOR
API
Psi Bls Bls Bls % ppm Cp PCN/BF BY/BN PCN/BP °API
1190 2108 444 1664 78,94 5412 1,33 136 1,236 647 26
12
Tabla 4: Propiedades PVT de los Fluidos para la Arena Basal Tena del Campo Palo Azul.
PROPIEDADES DEL RESERVORIO BASAL TENA(Basado en PLAA-001/PVT LABORATORY STUDY REPORT)
CAYMAN INTERNATIONAL OIL EXPL. Co(Schlumberger)-01 de Abril de 1999
Tope Promedio ft 8949 RGL scf/bbl 178
Base Promedio ft 8958 Densidad Liquido g/cc 0,932
Pws inicial@8716 (ft) psi 2368 API °api 20,6
Temp. Fondo@8716(ft) °F 213 Gravedad Especifica Gas - 1,253
Presión cabeza psi 101 Densidad Gas g/cc 0,001532
Temp.Cabeza °F 90 Bo Vol/Std.Vol 1,157
Punto de Burbuja psi 845 Rs scf/bbl 186
GOR scf/bbl 186 Viscosidad Cp 6,7
Propiedades a Condiciones del Separador
Temperatura del Separador °F 90
Presión del Separador psi 85
Relación Gas Líquido (RGL) scf/bbl 131
Tabla 5: Propiedades PVT de los Fluidos para la Arena Hollín del Campo Palo Azul.
PROPIEDADES DEL RESERVORIO HOLLIN (Basado en PLAA-053/Petroleum Services Division
Core Laboratories (Colombia)/(Halliburton)-03 de Junio del 2015
Tope Promedio ft 10541 API °api 26,9
Base Promedio ft 10664 Gravedad Especifica Gas - 1,656
Pws inicial@8716 (ft) psi 4170 Densidad Gas g/cc 0,8995
Temp. Fondo@8716(ft) °F 233 Bo@1335psi Vol/Std.Vol 1,254
Presión cabeza psi 101 Viscocidad@4170psi Cp 1,674
Temp.Cabeza °F 90 Propiedades a Condiciones del Separador
Punto de Burbuja psi 1335 Temperatura del Separador °F 190
GOR@1335psi scf/bbl 376 Presión del Separador psi 220
En las tablas 4 y 5, se observa cada una de las propiedades PVT realizadas en las dos
arenas productoras del Campo Palo Azul.
2.3 Reservas Actuales del Campo Palo Azul
A continuación, en la Tabla 6 se muestran los valores de Reservas del Campo Palo
Azul, actualizados al 31 de Diciembre del 2015.
13
Tabla 6: Reservas Actuales del Campo Palo Azul.
Campo Reservorio
RESERVAS
PROBADAS
(1P)
RESERVAS
PROBADAS+
PROBABLES
(2P)
RESERVAS
PROBADAS+PROBABLES+
POSIBLES(3P)
(BLS) (BLS) (BLS)
PALO
AZUL
BASAL TENA 2´935 241 2´935 241 2´935 241
NAPO "U" 1´946 605 1´946 605 1´946 605
NAPO "T" 1´536 794 1´536 794 1´536 794
HOLLÍN 17´895 454 17´895 454 17´895 454
TOTAL PALO AZUL 24´314 094 24´314 094 24´314 094
2.4 Descripción de la Situación Actual de los Pozos
Hasta el 31 de diciembre del 2015, el Campo Palo Azul cuenta con 38 pozos en
producción, la Tabla 7 muestra el detalle de los pozos que no se encuentran en operación,
además de los pozos re-inyectores.
Tabla 7: Estado Actual de los Pozos del Campo Palo Azul
Pozos Perforados 57
Pozos Produciendo 38
Pozos Cerrados 12
Pozos Re-inyectores 7
Pozos Inyectores 0
Pozos Muertos 0
En el Campo Palo Azul hasta el cierre del estudio técnico, existen 38 pozos
productores los cuales se encuentran localizados en 5 PADs (A, B, C, D, N), como se
muestra en la Tabla 8, en cada uno de los PADs se observa el número de pozos que
conforman el mismo, seguido del reservorio del cual se extraen los fluidos; las siglas BT
corresponden al reservorio Basal Tena y la letra H corresponde al reservorio Hollín.
Existe 1 pozo que actualmente se encuentra en work over PLAD-019, además de otro
pozo que está en etapa de perforación PLAN-050, adicionalmente existes 3 pozos que se
14
encuentran en trámites de aprobación por tasa de producción, son el PLAN-054 y el PLAN-
057 de los reservorios Basal Tena y Hollín Principal.
Tabla 8: Número de Pozos en el Campo Palo Azul.
CAMPO PALO AZUL (BLOQUE 18)
PAD A
PAD B
PAD C
PAD D
PAD N
POZO ARENA POZO ARENA POZO ARENA POZO ARENA POZO ARENA
001 BT 002 H 004 H 012 H 029 H
016 H 003 H 013 S1H 015 H 049 HS1HP
030 BT 005 H 017 H 019 H 050 HHP
Total 3 Pozos 006 S1H 020 H 023 H 051 HH
008 H 038 H 024 H 052 HP
009 H 039 H 028 HH 053 R1H
010 S1H 040 H 032 H 054 BT
036 HS1H 046 H 033 HH 054 H
Total 8 Pozos 048 S1H 034 HH 055 BT
Total 9 Pozos 042A H 056 HP
044 HH 057 BT
Total 11 Pozos 057 HP
Total 12 Pozos
W-O/PERFORACIÓN: 2
Total Pozos Palo Azul 43 EN TRÁMITE DE APROBACIÓN POR TASA DE PRODUCCIÓN: 3
En la Tabla 9, se muestran el número de pozos inyectores, teniendo como objetivo
principal el acuífero de fondo del reservorio Hollín.
Tabla 9: Detalle de los Pozos Re-Inyectores Campo Palo Azul.
CAMPO POZO Bls/día PRESIÓN
POZO
ESTADO
POZO
PALO
AZUL
PLAA-018ITY 0 0 Activo
PLAA-027H 9 815,76 2 400 Activo
PLAA-035IH 11 619,12 2 400 Activo
PLAC-011IH 19 549,07 1 528 Activo
PLAC-022IH 0 0 Activo
15
A continuación, se muestra la tasa de producción mensual de los pozos del Campo
Palo Azul, aquí se observa el panorama actual que están atravesando los pozos en dicho
campo (Ver tabla 10).
Tabla 10: Comportamiento Pozos Petroleros-Campo Palo Azul-Bloque 18.
POZO ARENA BPPD BFPD BAPD BSW API SALIN RGL GOR
PALO AZUL-A01 B. TENA 59,2 74 14,8 20 20,6 24400 4207,43 5259,29
PALO AZUL-A16 HOLLIN 108,16 1352 1243,84 92 26,8 4200 192,71 2408,84
PALO AZUL-A30 B. TENA 51 85 34 40 19,3 26500 3914 6523,33
PALO AZUL-B02 HOLLIN 144,9 2415 2270,1 94 25,5 6000 92,29 1538,23
PALO AZUL-B03 HOLLIN 363,12 3026 2662,88 88 26 5000 112,01 933,44
PALO AZUL-B05 HOLLIN 206,5 1475 1268,5 86 25,5 4700 97,06 693,27
PALO AZUL-B6ST HOLLIN 89,622 344,7 255,078 74 26,6 6000 152,34 585,91
PALO AZUL-B08 HOLLIN 269,91 1499,5 1229,59 82 25,6 5000 156,09 867,18
PALO AZUL-B09 HOLLIN 467,46 3895,5 3428,04 88 25,9 4500 105,59 879,93
PALO AZUL-B10ST HOLLIN 91,584 763,2 671,616 88 26 5500 80,7 672,5
PALO AZUL-B36HST1 HOLLIN 409,4 4094 3684,6 90 25,8 4700 185,4 1853,98
PALO AZUL-C04 HOLLIN 358,36 1156 797,64 69 26 3200 128,52 414,58
PALO AZUL-C13 HOLLIN 115,79 1157,9 1042,11 90 27,6 4400 59,9 599,02
PALO AZUL-C17 HOLLIN 53,379 1779,3 1725,921 97 27 4000 89,52 2983,94
PALO AZUL- C2O HOLLIN 5,55 185 179,45 97 24,4 3800 37,57 1252,25
PALO AZUL-C38 HOLLIN 176,3 1763 1586,7 90 28,2 3900 95,53 955,3
PALO AZUL-C39 HOLLIN 400,275 4447,5 4047,225 91 26,6 3500 115,37 1281,92
PALO AZULC40 HOLLIN 245,12 766 520,88 68 26,5 4900 65,14 203,57
PALO AZUL-C46 HOLLIN 454,632 3788,6 3333,968 88 27,9 4200 110,78 923,21
PALO AZUL-C48ST HOLLIN 25,354 1267,7 1242,346 98 26 3926 48,25 2412,64
PALO AZUL-D12 HOLLIN 170,082 1889,8 1719,718 91 26 4800 112,39 1248,81
PALO AZUL-D15 HOLLIN 169,64 4241 4071,36 96 25 4000 113,14 2828,4
PALO AZUL D19
PALO AZUL-D23 HOLLIN 256,5 1026 769,5 75 27,4 2900 98,83 395,32
PALO AZUL-D24 HOLLIN 201,74 1441 1239,26 86 26,5 5400 107,69 769,21
PALO AZUL-D28H HOLLIN 372,33 1773 1400,67 79 26,9 4600 145,29 691,86
PALO AZUL-D32 HOLLIN 190,567 1465,9 1275,333 87 26,5 5000 102,76 790,43
PALO AZUL-D33H HOLLIN 488,56 6107 5618,44 92 26,8 4500 134,57 1682,07
PALO AZUL-D34H HOLLIN 211,7 4234 4022,3 95 27 3100 107,62 2152,34
PALO AZUL-D42A HOLLIN 148,694 2124,2 1975,506 93 26,8 4500 111,32 1590,31
PALO AZUL-D44 HOLLIN 79,8 1330 1250,2 94 25,8 3800 154,71 2578,45
PALO AZUL-N29 HOLLIN 91,2 304 212,8 70 25,2 4850 56,25 187,5
PALO AZUL-N49HST HOLLIN 289,52 517 227,48 44 25,7 6300 68,18 121,75
PALO AZUL N50
PALO AZUL-N51H HOLLIN 606,122 5510,2 4904,078 89 25,8 5000 31,29 284,45
PALO AZUL-N52RE HOLLIN 1698,18 1705 6,82 0,4 26,4 5950 126,62 127,13
16
PALO AZUL-N53RE HOLLIN 1667,96 1813 145,04 8 26,3 5300 101,71 110,55
Continuación Tabla 10
PALO AZUL-N54 B. TENA 467,324 473 5,676 1,2 26,3 3500 83,09 84,1
PALO AZUL-N54 HOLLIN 299,52 416 116,48 28 26 5800 77,64 107,84
PALO AZUL N55 B. TENA 466,48 476 9,52 2 25 4950 89,47 91,3
PALO AZUL-N56 HOLLIN 130,68 363 232,32 64 24,4 5000 227,13 630,93
PALO AZUL-N57 B. TENA 1190,7 1215 24,3 2 28 2400 144,58 147,54
PALO AZUL-N57 HOLLIN 93,6 180 86,4 48 26,3 4750 99,89 192,09
Observaciones:
*Pozo en W.O/Pozo en perforación.
2.5 Fundamentos Teóricos del Bombeo Eléctrico Sumergible
2.5.1 Bomba Eléctrica Sumergible
La bomba eléctrica sumergible (ESP) es un tipo de bombeo centrífugo de múltiples
etapas. La función de las bombas, es agregar energía o presión de transferencia al fluido
para que fluya desde el pozo a la velocidad deseada; esto se logra mediante la distribución
de energía cinética al fluido por la fuerza centrífuga y a continuación, la conversión de
dicha energía cinética a una energía potencial en forma de presión (SPE International,
2016). (Ver Figura 4)
17
Figura 4: Bomba Eléctrica Sumergible (SPE International, 2015)
Las etapas de la bomba, son los componentes que imparten un aumento de presión
al fluido, la etapa se compone de un impulsor giratorio y el difusor estacionario. Las
etapas se colocan en serie para aumentar gradualmente la presión calculada para la
velocidad de flujo deseada. El fluido fluye en el área de los ejes del impulsor y la energía
en forma de velocidad, se imparte a ella como centrifuga radialmente hacia fuera del paso
del impulsor. Una vez que sale del impulsor, el líquido hace un giro y entra en el conducto
difusor, a medida que pasa a través de esta vía de paso, el fluido se difunde o la velocidad
se convierte en una presión. Luego se repite el proceso al entrar en el próximo impulsor y
difusor conjunto. Este proceso continúa hasta que el líquido pasa a través de todas las
etapas y se alcanza la presión de descarga de diseño. Este aumento de presión se refiere a
menudo como la cabeza total desarrollada (TDH) de la bomba (SPE International, 2016).
En la Figura 5, podemos apreciar el trabajo que realizan tanto el impulsor como el
difusor en una bomba centrífuga.
Figura 5: Trabajo del impulsor y difusor de una ESP (SPE International, 2015)
En la Figura 6, apreciamos el impulsor y el difusor por separado y el equipo en
conjunto de una bomba electro centrifuga.
18
Figura 6: Impulso y Difusor de una Bomba Electro Sumergible (SPE International, 2015)
2.5.2 Curvas de Desempeño de una Bomba Electro - Sumergible
Muchos técnicos consideran el rango operativo recomendado de la bomba, como la
definición de lo límites de empuje axial, donde la etapa quedará con empuje descendente
hacia el lado izquierdo del rango y con empuje ascendente hacia el lado derecho. Si la etapa
se encuentra dentro del rango, se piensa que está balanceada y no habrá empuje neto en
ninguna dirección. (Ver Figura 7)
Figura 7: Curva de Desempeño de una bomba BES (Schlumberger, 2007)
19
2.5.3 Motor Eléctrico Sumergible
El motor ESP, es un diseño de dos polos, trifásico de inducción de jaula de ardilla. Un
diseño de dos polos significa que funciona a la velocidad sincrónica de 3.600 rpm a una
potencia de 60 Hz o más o menos de 3.500 rpm de velocidad de funcionamiento real (SPE
International, 2015). En la Figura 8, se observa un motor eléctrico sumergible con sus
componentes principales.
Figura 8: Motor ESP (SPE International, 2015)
2.5.4 Protector o Sello del Motor
- Protege el aceite de motor de la contaminación por el fluido del pozo.
- Permite la igualación de la presión entre el interior del motor y el pozo.
- Absorbe el empuje axial producido por la bomba y disipa el calor que genera el
cojinete de empuje (SPE International, 2015).
20
En la Figura 9, se observa los componentes de la sección sellante del motor de
una bomba BES.
Figura 9: Protector o Sello de un Motor (SPE Inernational, 2015)
2.5.5 Cable de Potencia
El cable de alimentación ESP, transmite la potencia requerida desde superficie al
motor ESP. Típicamente, se fija a la tubería de producción por debajo de la cabeza de pozo a
la unidad de ESP, debido a que no está diseñado para soportar su propio peso. Es un cable de
alimentación trifásica de construcción especial diseñado específicamente para entornos de
perforación de pozos. El diseño del cable debe ser de diámetro pequeño, protegidos del abuso
mecánico, e impermeable al deterioro físico y eléctrico debido a ambientes agresivos. Están
disponibles en una amplia gama de tamaños de conductores o calibres. Se pueden fabricar en
21
configuraciones redondas o planas, usando diferentes materiales de aislamiento y una
armadura de metal para diferentes entornos hostiles (SPE International, 2015).
En la Figura 10, podemos observar los componentes principales de un cable de
potencia.
Figura 10: Cable de Potencia (SPE Inernational, 2015)
2.5.6 Componentes de Superficie del Equipo BES
2.5.6.1 Controlador de Frecuencia Fija
El control de frecuencia fija se compone de un interruptor manual fundido, un motor
de arranque, y un transformador de potencia. Debido a que este controlador es solamente un
interruptor y no modifica la tensión de entrada o corriente, este proporciona una tensión
instantánea nominal completa para el sistema ESP de fondo de pozo (SPE International,
2016).
22
2.5.6.2 Controlador de Frecuencia Variable (VSC)
El VSC está diseñado para proporcionar una salida de voltios / hertzios constantes a
través de una amplia gama de variaciones de frecuencia. El flujo magnético que se genera en
el estator del motor sumergible y pasa a través de los rotores es directamente proporcional a
la tensión e inversamente proporcional a la frecuencia de la potencia aplicada. El resultado es
una densidad de flujo magnético constante en el motor. Debido a que el par de salida del
motor es proporcional a la densidad de flujo magnético, el motor es un dispositivo de
velocidad variable de par constante. También, debido a sus características de baja inercia y
diseño de rotor único, no tiene las mismas restricciones de operación de alta velocidad, como
un motor de inducción típico superficie. Por lo tanto, un VSC se aplica típicamente a
frecuencias de 30 a 90 Hz, con su frecuencia mínima y máxima restringida sólo por las
limitaciones mecánicas del equipo de fondo de pozo ESP (SPE International, 2016).
2.5.7 Accesorios
- Sensor de Fondo.
- Succión o Intake.
- Descarga.
2.5.8 Ventajas y Desventajas de un Sistema de Bombeo Eléctrico Sumergible
2.5.8.1 Ventajas
- Es uno de los métodos de levantamiento artificial más automatizable.
- Adaptable a pozos altamente desviados.
23
- Espacio mínimo para los controles del subsuelo y las instalaciones de
producción.
- En general se considera una bomba de alto volumen.
- Aplicable en una amplia gama de ambientes hostiles (SPE International,
2016).
2.5.8.2 Desventajas
- Costo inicial relativamente alto.
- Para reparar componentes del equipo de subsuelo se requiere sacar todo el
sistema usando una torre de reacondicionamiento.
- Tolerará sólo porcentajes mínimos de producción de sólidos (arena), aunque
existen bombas especiales con superficies endurecidas y cojinetes para
minimizar el desgaste y aumentar la vida útil.
- Costosas pérdidas de producción se producen cuando existen la corrección de
fallas de fondo de pozo, especialmente en un entorno marino.
- Por debajo de aproximadamente 400 B / D, la eficiencia de energía se reduce
drásticamente; ESP no son particularmente adaptables a tasas inferiores a 150
B / D (SPE International, 2016).
2.6 Fundamentos Teóricos del Sistema de Producción por Bombeo Hidráulico
El sistema de bombeo hidráulico, es un sistema que transite energía al fondo del pozo
por medio de un fluido presurizado, a lo largo de la longitud de la tubería. Por medio de una
bomba de fondo de pozo, se pueden extraer los fluidos del reservorio con considerable
24
eficiencia, ésta actúa como un transformador de energías, que convierte la energía de
velocidad en energía de presión. El sistema de superficie consta de una bomba de
desplazamiento positivo multiplex, accionado por un motor eléctrico, gas multicilindro o un
motor a diésel, adicionalmente existen válvulas de control adecuadas y tuberías completan el
sistema (SPE International, 2016). (Ver Figura 11)
Figura 11: Esquema de un Sistema de Bombeo Hidráulico. ((SPE International, 2016)
2.7 Bombeo Hidráulico Tipo Jet
El fluido de alimentación a alta presión de superficie, se dirige hacia debajo por la
tubería hasta la boquilla(nozzle) de la bomba, donde la energía de presión se convierte en
energía de velocidad (energía cinética). La alta velocidad del fluido de alimentación y baja
presión arrastra el fluido de producción hasta la garganta de la bomba. Un difusor a
continuación, reduce la velocidad y aumenta la presión para permitir que los fluidos
mezclados fluyan a la superficie (SPE International, 2016).
25
En la Figura 12, se observa un esquema de los componentes principales de una bomba
tipo jet.
Figura 12: Componentes Principales de una Bomba Jet Claw (SERTECPET, 2011)
2.7.1 Datos para Diseñar un Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet
2.7.1.1 Datos Mecánicos
- Diámetro interior de tubería de producción.
- Diámetro exterior de tubería de producción.
- Diámetro interno de tubería de revestimiento.
2.7.1.2 Datos del Reservorio
- Presión de reservorio (Build up o correlación)
- Corte de agua (prueba de pozo)
- Razón gas petróleo (correlación o PVT)
- Gravedad especifica del agua (análisis de laboratorio)
- Gravedad especifica del gas (análisis PVT)
- Temperatura de fondo (Registros de pozo)
26
- API
- Viscosidad (valor de correlación o PVT)
- Profundidad del reservorio
2.7.1.3 Datos Para el Diseño de la Bomba
- Producción objetivo (producción total)
- Porcentaje de agua.
- Presión de entrada a bomba (presión intake)
- Presión de operación de bomba de superficie (triplex, quintuplex)
- API del fluido motriz
- Profundidad de asentamiento de bomba (profundidad de camisa o cavidad)
- Datos de desviación e inclinación del pozo (Registro Survey)
2.7.1.4 Datos de Trayectoria del Fluido
Son los datos que definen el sentido de inyección y recuperación de producción.
- Sentido tubing-anular (Jet Claw - Convencional)
- Sentido anular- tubing (Jet Claw - Reversa)
2.7.1.5 Aplicaciones
- Gravedad API > 8
- Profundidad de asentamiento 5000’ – 15000´
- Pozos desviados
- Maneja caudales hasta 12000 std/d
27
- Temperatura de operación: 100 – 500°F
- Maneja gas, excelente
- Maneja sólidos, excelente
- Ambientes corrosivos
2.7.2 Bombeo Hidráulico Tipo Pistón
Utiliza un émbolo accionado por una varilla (también llamado el pistón de la bomba)
y dos o más válvulas de retención. La bomba puede ser de simple o de doble efecto. Una
bomba de simple efecto sigue de cerca las prácticas de diseño de la varilla de la bomba y se
llama de simple efecto, debido a que desplaza el fluido en cualquiera momento de la carrera
ascendente o descendente (pero no ambos). El movimiento del émbolo de una válvula de
aspiración reduce la presión que mantiene la válvula cerrada; se abre a medida que baja la
presión y los fluidos del pozo se les permite entrar en el barril o cilindro. Al final de la
carrera, el émbolo se invierte, forzando a la válvula de aspiración para cerrar y abrir la
válvula de descarga (SPE International, 2016). (Ver Figura 13)
28
Figura 13: Hydraulic piston single-acting pump (model 220) (SPE International, 2016)
2.7.3 Ventajas y Desventajas del Bombeo Hidráulico
2.7.3.1 Ventajas
- Las bombas de desplazamiento positivo son capaces de bombear a
profundidades de 17.000 pies.
- El rango óptimo de velocidad es de 20 a 85% de la velocidad nominal. La
duración de vida se reducirá considerablemente, si la bomba es operada por
encima de la velocidad máxima-nominal.
- Las bombas jet con gargantas y nozzles especiales, pueden producir arena y
otro tipo de sólidos.
29
- El fluido de inyección puede ser bombeado junto con inhibidores químicos,
para ayudar a producir el crudo de subsuelo.
- Los inhibidores de corrosión se pueden inyectar en el líquido de alimentación
para el control de la corrosión. (SPE International, 2016)
2.7.3.2 Desventajas
- La presencia de sólidos en el fluido de potencia que ingresa y sale de la bomba
de desplazamiento positivo en superficie, puede afectar la integridad de los
pistones de la misma.
- Las bombas de desplazamiento positivo en promedio, tienen un tiempo más
corto entre las reparaciones, a diferencia que el bombeo jet, varillas de
bombeo y ESP, sobre todo está es una función de la calidad de fluido de
inyección.
- Las bombas jet normalmente tienen una menor eficiencia y mayores costos de
energía. (SPE International, 2016)
2.8 Fundamentos Teóricos del Sistema de Producción por Bombeo Mecánico
Un sistema de bombeo mecánico, se compone de varios componentes tanto en
superficie como en fondo de pozo, en la figura 14 se observa un esquema del equipo de
bombeo mecánico (SPE International, 2015).
30
Figura 14: Componentes de un Sistema de Bombeo Mecánico (SPE International, 2015)
2.8.1 Sistema de Bombeo
Las varillas están conectadas a una bomba subterránea, que a su vez están conectadas
a la unidad de superficie. Las barras de enlaces normalmente se denominan varillas de
bombeo y son generalmente varillas de acero de gran longitud desde 5/8, 1 o 1 ¼ in. de
diámetro. Las varillas de acero se atornillan normalmente juntas en longitudes de 25 ó 30
pies; sin embargo, las barras podrían ser soldadas en una pieza que se convertiría en una
longitud continua desde la superficie hasta la bomba de fondo de pozo. Las varillas de
bombeo de acero encajan normalmente en el interior del tubo y se produce una carrera hacia
arriba y abajo por la unidad de bombeo de superficie. Esto activa la bomba de
desplazamiento positivo de fondo de pozo. Cada vez que las barras y las bombas realizan una
31
carrera, un volumen de fluido producido se levanta a través del tubo de la varilla de bombeo
y se descarga en la superficie (SPE International, 2016).
Figura 15: Ciclo de Bombeo Mecánico (Garza & De León, 1995)
2.8.2 Componentes Principales de Fondo de Pozo
Hay siete componentes principales para las bombas de varilla de fondo de pozo:
standing y válvula viajera, pistón, cilindro, ensamble de asientos, tubo o varilla de la válvula
para la bomba de inserción y las uniones que sujetan el ensamble junto a la bomba. El más
común de estos componentes y los tipos finales de ensamble de bombas están cubiertos por
American Petroleum Inst. (API) Especificación 11AX (SPE International, 2015).
2.8.3 Componentes Principales de Superficie
- Reductor de Engranes
- Motor Principal
2.8.4 Ventajas del Bombeo Mecánico
32
- El diseño es poco complejo.
- El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal de campo.
- Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso.
- Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de energía.
- El equipo puede ser operado a temperaturas elevadas.
- Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el control de la
tasa de producción.
2.8.5 Desventajas y Limitaciones del Bombeo Mecánico
- Es problemático en pozos desviados.
- No puede usarse costa afuera por el tamaño del equipo de superficie y la
limitación en la capacidad de producción comparado con otros métodos.
- No puede manejar producción excesiva de arena.
- La eficiencia volumétrica cae drásticamente cuando se maneja gas libre
- Las tasas de producción caen rápido con grandes profundidades comparadas con
otros métodos de levantamiento artificial.
2.8.6 Rango de Aplicación del Bombeo Mecánico
- Este tipo de levantamiento se encuentra entre 20 y 2000 (BPP).
- Se puede aplicar a una profundidad no mayor a 9000 pies.
- No se puede utilizar en pozos desviados.
- No debe existir presencia de arenas.
- Solo se utiliza en pozos unidireccionales.
33
- Se utiliza en pozos con temperaturas no mayores a 500°F.
2.9 Fundamentos Teóricos del Sistema de Producción por Gas Lift
La función principal de una serie de válvulas de gas lift, es descargar en un pozo la
presión del gas de inyección disponible, a una profundidad máxima de elevación que utiliza
completamente la energía de expansión del gas de inyección, las válvulas de gas lift
proporcionan la flexibilidad a profundidades variables de inyección de gas, como resultado
de un cambio de presión de fondo fluyente, corte de agua, tasa de producción diaria y
productividad del pozo (SPE International, 2015).
En la Figura 16, se observa un esquema del esquipo de bombeo por gas lift.
Figura 16:Esquema de un equipo de gas lift (U.S. Patent No. 2,339,487) (SPE International, 2015)
Las válvulas de gas lift, proporcionan los medios para controlar el volumen de gases
de inyección por ciclo, en una operación de elevación de gas intermitente. La válvula de gas
lift que opera en una instalación de bombeo intermitente de gas, evita una excesiva presión
34
de inyección de gas-corrimiento hacia abajo después de un ciclo de inyección de gas (SPE
International, 2015).
En la Figura 17, se observa un esquema de producción del sistema de gas lift.
Figura 17: Esquema de Producción Gas Lift (ESP Oil Engineering Consultants, 2004)
2.9.1 Equipos de superficie
2.9.1.1 Sistema Abierto
Es un sistema en el cual el gas que proviene de un sistema de baja presión se
comprime a la presión requerida en los pozos de bombeo neumático y es retornado a los
pozos de baja presión, no se hace esfuerzo alguno para la recirculación del gas (International
Training Group Technical Assistances, 2004).
2.9.1.2 Sistema Semi-cerrado
35
Es lo mismo que el sistema abierto con la excepción de que el gas que proviene de los
pozos se recircula de manera que puede ser comprimido, sin embargo, se dispone de gas ya
comprimido para mantener el sistema cargado, en otras palabras, no se intenta circular todo
el gas (International Training Group Technical Assistances, 2004)
2.9.1.3 Sistema Cerrado
En este sistema el gas se recircula del compresor al pozo, de éste al separador y de
nuevo al compresor, el gas efectúa un ciclo completo. Un sistema bien diseñado no requiere
gas suministrado de otra fuente, sin embargo, es necesario tener gas comprimido adicional
para cargar el sistema al principio de la operación.
Para el diseño de cualquier sistema de compresión es necesario tomar en cuenta
ciertas consideraciones:
- Número y localización de los pozos, batería, sistemas de distribución,
características del terreno, etc.
- Diseño de las válvulas de bombeo neumático para cada pozo y tipo de flujo
- Volumen de inyección necesario para cada pozo, con una estimación de la máxima
demanda para el total de los pozos en explotación.
- Presión requerida del gas de inyección en la cabeza del pozo, la que determina la
presión de descarga del compresor.
- Presión de operación de cada pozo, para determinar la presión de succión del
compresor.
- El sistema de distribución del gas y el sistema de recolección a baja presión.
36
- Disponibilidad de gas comprimido para cargar el sistema, así como del gas de
producción para su distribución.
- Evaluación del sistema bajo condiciones de formación de hidratos o
congelamiento.
- Capacidad del compresor (International Training Group Technical Assistances,
2004).
2.9.2 Ventajas del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift
- Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas
- Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales
- Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena
- Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma
- El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo
- La capacidad de manejo de fluidos altamente viscosos es regular, presenta pocos
problemas para crudos mayor a 16 ºAPI o viscosidades menores de 2 cps.
Excelente para levantar crudos viscosos con altos cortes de agua.
- Posee un costo bajo por pozo, el costo de compresión dependerá del costo del
combustible y mantenimiento del compresor.
- Su uso es bueno y flexible para altas tasas. Este sistema es utilizado en pozos con
alta presión de fondo. Es el más parecido al flujo natural de pozos.
2.9.3 Desventajas del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift
- Se requiere una fuente de gas de alta presión y el gas de inyección debe ser tratado
37
- No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo
muy largas y de pequeño diámetro.
- No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o con parafinas.
- Su diseño es laborioso y solo es aplicable a pozos de hasta 10.000 pies. (ESP Oil
Engineering Consultants, 2003)
2.9.4 Parámetros de Aplicación del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift
- Una gran seguridad de compresión requiere de 95% o más de tiempo de corrida.
El gas debe estar deshidratado y dulce.
- Es necesaria una fuente de gas de adecuado volumen, alta presión, seco, no
corrosivo y limpio durante toda la vida del sistema. Es necesaria buena data para
el diseño y espaciamiento de las válvulas.
- Las limitaciones de profundidad están controladas por el sistema de inyección, de
presión y las tasas de fluido.
- Los niveles de ruido son bajos en el pozo, pero alto en el compresor
- La Temperatura está limitada por un valor máximo alrededor de 350 ºF. Es
necesario conocer la temperatura para diseñarlo por debajo de las válvulas de
descarga.
2.10 Sistema de Bombeo P.C.P
2.10.1 Principio de Funcionamiento
Las bombas de cavidad progresiva son de desplazamiento positivo, es decir, el fluido
es arrastrado a través de los helicoides (estator y rotor). Este tipo de bombas mantienen un
38
sello de líquido permanente entre la entrada y la salida de la bomba, por la acción y la
posición de los elementos de la misma, que mantienen un cierre dinámico. Es por estas
características que pueden bombear fluidos viscosos, abrasivos y multifásicos, con un amplio
de rango de caudales y distintas presiones (International Training Group Technical
Assistances, 2003).
Figura 18: Partes que Conforman un Sistema P.C.P (International Training Group Technical Assistances,
2003)
La bomba PCP de la Figura 18, está constituida por un rotor metálico, que es una
pieza interna conformada por una sola hélice; el estator, la parte externa y está constituida
por una camisa de acero revestida internamente por un elastómero (goma). Cuando el rotor
helicoidal gira dentro del estator se forman una serie de cavidades selladas que avanzan
desde la succión de la bomba hacia la descarga, generando una acción de bombeo de
cavidades progresivas (International Training Group Technical Assistances, 2003).
39
Figura 19: Componentes de un Sistema P.C.P (International Training Group Technical Assistances, 2003)
Cuando una cavidad se va cerrando otra se está abriendo exactamente en la misma
medida, resultando de esta manera un flujo constante y continuo, proporcional a las
revoluciones del rotor y totalmente libre de pulsaciones. Este movimiento permite el bombeo
de una variedad de fluidos, incluyendo los de alta viscosidad, livianos, parafínicos, con altos
porcentajes de sólidos, etc. En la Figura 19, se muestran los componentes principales de un
sistema PCP (International Training Group Technical Assistances, 2003).
2.10.1 Equipo de superficie
2.10.1.1 Cabezal Giratorio
“El cabezal es accionado por motores eléctricos de combustión o hidráulicos, es
recomendable completar el eje con un sistema anti-retorno, con o sin freno, con el fin de
evitar el giro contrario del rotor cuando se para la instalación” (International Training Group
Technical Assistances, 2003). (Ver Figura 20)
40
Figura 20: Cabezal de Rotación P.C.P (ESP Oil Engineering Consultants, 2003)
2.10.2 Equipo de subsuelo
2.10.2.1 Bomba
“Las bombas de cavidad progresiva, son bombas de desplazamiento positivo las
cuales consisten, en un rotor de acero de forma helicoidal y un estator de elastómero sintético
moldeado dentro de un tubo de acero” (International Training Group Technical Assistances,
2003). En la Figura 21, se observan bombas de diferentes geometrías.
Figura 21: Bombas de Diversas Geometrías P.C.P (ESP Oil Engineering Consultants, 2003)
2.10.2.2 Estator
Es un cilindro de acero, recubierto de un elastómero en forma de doble hélice, el cual
es bajado al fondo del pozo formando parte del extremo inferior de la tubería de producción y
41
se mantiene asentado por un ancla de torque. (International Training Group Technical
Assistances, 2003). (Ver Figura 22)
Figura 22: Estator de una Bomba P.C.P (ESP Oil Engineering Consultants, 2003)
2.10.2.3 Rotor
Suspendido y rotado por las varillas de bombeo, es la única pieza móvil en la bomba;
en la Figura 23, se observa el corte transversal de un rotor tradicional. El rotor bombea el
fluido girando de forma excéntrica dentro del estator y creando cavidades que progresan en
forma ascendente (International Training Group Technical Assistances, 2003).
Figura 23: Corte Transversal de un Rotor P.C.P (ESP Oil Engineering Consultants, 2003)
2.10.3 Ventajas del Sistema de Bombeo por P.C.P
- Bajo costo de instalación.
- Bombea crudo de alta y baja gravedad API.
42
- Puede manejar hasta 100% de agua.
- El equipo de superficie puede ser transportado, instalado y removido fácilmente.
- Opera con bajo torque.
- Bajo consumo de energía eléctrica.
- Bajos costos de mantenimiento.
2.10.4 Desventajas del Sistema de Bombeo por P.C.P
- Su profundidad de operaciones recomendada es de 4,000 pies.
- Requiere suministro de energía eléctrica.
- No se recomienda en pozos de más de 180ºF.
- La tasa máxima manejada es de 500 BPD.
- Su eficiencia disminuye drásticamente en pozos con altas GLR.
- El material elastómero es afectado por crudos con aromáticos.
2.10.5 Parámetros de aplicación
- Limitados solo para yacimientos pocos profundos, posiblemente 5000 pies.
- No es posible usar dinamómetros y cartas de apagado de bombas
- Limitado por el elastómero del estator, se usa por debajo de 250ºF.
- Restringidos para tasas relativamente pequeñas.
2.11 Análisis Nodal
2.11.1 Análisis de un Sistema Nodal
43
“El procedimiento consiste en seleccionar un punto de división o nodo en el pozo y
dividir el sistema en ese punto. Las ubicaciones más comunes usadas para los nodos se
muestran a continuación en la Figura 24” (OilProduction.net Contenidos para la Industria de
petróleo y gas., 2009).
Figura 24: Sistema Nodal (OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y gas., 2009)
Todos los componentes aguas arriba del nodo (Upstream) comprende la sección de
entrada (Inflow section), mientras que la sección de salida (outflow section) consiste en todos
los componentes que se encuentran aguas abajo del nodo (Downstream). Una relación entre
el caudal y la caída de presión debe estar disponible para cada componente del sistema
(OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y gas., 2009).
El flujo a través del sistema puede ser determinado una vez que los siguientes
requerimientos son satisfechos:
1. El flujo a la entrada del nodo es igual al flujo a la salida del mismo.
2. Una sola presión existe en el nodo.
En un momento particular de la vida del pozo, hay siempre dos presiones que
permanecen fijas y no son función del caudal. Una de esas presiones es la presión promedio
44
del reservorio (Pr), y la otra es la presión de salida del sistema. La presión de salida es
generalmente la presión del separador (Psep), pero si la presión del pozo es controlada con un
orificio en la superficie la presión fija a la salida del sistema será (Pwh). Una vez que el nodo
es seleccionado, la presión en el nodo es calculada en ambas direcciones, comenzando desde
las fijas (OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y gas., 2009).
- Entrada al Nodo (INFLOW)
Pr – Δp (upstream componentes) = Pnodo
- Salida del Nodo (OUTFLOW)
Psep + Δp (downstream componentes) = Pnodo
La caída de presión Δp en cualquier componente varía con el caudal (q). Por lo tanto,
un gráfico de la presión en el nodo versus el caudal producirá dos curvas, las cuales se
interceptarán satisfaciendo las condiciones 1 y 2 antes mencionadas, el procedimiento es
ilustrado en la Figura 25 (OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y gas.,
2009).
Figura 25: Presión de Nodo vs Caudal (OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y gas.,
2009)
El efecto del cambio en cualquier componente puede será analizado recalculando la
presión en el nodo versus el caudal, usando las nuevas características del componente que fue
45
cambiado. Si el cambio fue realizado en un componente aguas arriba (upstream), la curva de
salida (outflow) no sufrirá cambios. Por lo tanto, si cualquier curva es cambiada, la
intersección también lo hará, y existirá entonces una nueva capacidad de flujo y presión en el
nodo (OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y gas., 2009).
Las curvas también se pueden desplazar si cambian cualquiera de las condiciones
fijas, por ejemplo, una depletación en la presión de reservorio o un cambio en las condiciones
del separador o instalaciones receptoras en superficie. El procedimiento puede ser ilustrado
considerando un sistema simple de producción, y eligiendo la presión de boca de pozo como
nodo, el cual se representa con el punto 3 en la Figura 26 (OilProduction.net Contenidos para
la Industria de petróleo y gas., 2009).
Figura 26: Nodo común en Cabezal del Pozo (OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y
gas., 2009)
- Entrada al Nodo (INFLOW)
Pr – Δp res – Δp tubing = Pwh
- Salida del Nodo (OUTFLOW)
Psep + Δp flowline = Pwh
46
El efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del diámetro de tubings es
ilustrado en la Figura 27.
Figura 27: Capacidad de Flujo vs Diámetro de Tubing (OilProduction.net Contenidos para la Industria de
petróleo y gas., 2009)
El efecto del cambio del diámetro de tubing por uno de mayor diámetro, siempre y
cuando no sea muy grande, provoca un aumento de caudal y un consecuente aumento en la
presión de boca de pozo. El análisis usado más frecuente es el de seleccionar el Nodo entre el
reservorio y el sistema de conducción. Este punto se puede observar en la posición 6 de la
Figura 28, y la presión del Nodo es Pwf (OilProduction.net Contenidos para la Industria de
petróleo y gas., 2009).
47
Figura 28: Nodo común en la Cara del Pozo (OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y
gas., 2009)
“Seleccionando el Nodo en este punto divide al pozo en dos componentes, el
reservorio y el sistema de conducción. Las expresiones para a entrada (inflow) y salida
(outflow) serán las siguientes” (OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y
gas., 2009):
- Entrada al Nodo (INFLOW)
Pr – Δp res = Pwh
- Salida del Nodo (OUTFLOW)
Psep + Δp flowline + Δp tubing = Pwh
El efecto del cambio en los diámetros de tubing sobre la capacidad de flujo del
sistema es ilustrado en la Figura 29. Un sistema de producción puede ser optimizado
seleccionando una combinación de componentes característicos que permitan lograr la
máxima producción al menor costo posible (OilProduction.net Contenidos para la Industria
de petróleo y gas., 2009).
48
Figura 29: Cambio de Diámetro de Tubing vs Capacidad de Flujo (OilProduction.net Contenidos para la
Industria de petróleo y gas., 2009)
Aunque la caída de presión global del sistema (Pr – Psep), podría ser fijada en un
momento particular, la capacidad de producción del sistema dependerá de donde ocurra la
caída de presión. Si es mucha la presión que cae en un componente o módulo, habrá una
insuficiente presión remanente para una performance eficiente de los otros módulos
(OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y gas., 2009).
Figura 30: Curvas de Pwf Vs Caudal (OilProduction.net Contenidos para la Industria de petróleo y gas.,
2009)
La Figura 30, muestra el ejemplo donde un diámetro reducido de tubings restringe la
capacidad de flujo del pozo en la parte A, en la misma Figura en la parte B se observa la
performance del pozo se ve controlada por la performance de entrada (inflow performance),
49
donde una gran caída de presión podría estar cayendo en el daño de formación o en el
entorno de un ineficiente punzado (OilProduction.net Contenidos para la Industria de
petróleo y gas., 2009).
50
CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO
3 Tipo de Estudio
Este proyecto es de tipo técnico y permite tener una idea clara de si se puede o no
realizar un trabajo de optimización en los pozos del Campo Palo Azul, dada la perspectiva
actual del beneficio-costo que involucra realizar una inversión.
3.1 Universo y Muestra
3.1.1 Universo
El universo son los Pozos del Campo Palo Azul que se encuentran operando hasta el
cierre del año 2015.
3.1.2 Muestra
La muestra seleccionada son 6 pozos del Campo Palo Azul.
3.2 Métodos y Técnicas de Recopilación de Datos
Para la ejecución de este proyecto se han utilizado una serie de técnicas e
instrumentos, siguiendo un proceso sistemático. Para un trabajo eficiente se cuenta con la
asesoría de expertos en el área de Producción de la Agencia de Regulación y Control de
Hidrocarburos, así como de la asesoría de profesionales como docentes de la Facultad de
Ingeniería de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador, los cuales se encuentra en
actual ejercicio de las técnicas y procedimientos que involucran el área de producción de
hidrocarburos.
51
3.3 Procesamiento y Análisis de la Información
Utilizando datos de los reportes finales de producción registrados por la Agencia de
Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH), los cuales serán procesados y
registrados con la asistencia del programa Excel.
La ARCH proporcionara el uso de software si fuera el caso, para desarrollar un mejor
procesamiento de los datos que sean requeridos con el fin de la optimización del
campo de estudio.
3.3.1 Aspectos Administrativos
El proyecto tiene el auspicio de la ARCH, la cual ofrecerá todas las facilidades
logísticas y la información requerida disponible para alcanzar los objetivos, el apoyo técnico,
además se dispone de bibliografía, fuentes electrónicas y el tiempo necesario para la
ejecución, además de contar con la participación activa del investigador para su desarrollo y
el tutor de la Carrera de Ingeniería de Petróleos.
3.4 Presentación de Resultados
La presentación y tabulación de los resultados se los realizara en tablas y cuadros de
datos en los que se puede evidenciar de manera clara y concisa el desarrollo de las técnicas y
procesos que fueron tomados para el desarrollo del estudio.
52
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y RESULTADOS
4 Pozos seleccionados para el Análisis Técnico
Se seleccionaron seis pozos, como muestra de cada uno de los PADS que conforman
el campo palo azul, tomando en cuenta el aporte de producción actual de los fluidos como se
observa en la Tabla 11.
Tabla 11: Reporte de producción de los Pozos del Campo Palo Azul.
Última Prueba Pad Pozo Arena Bppd Bfpd Bapd Bsw Api Salin. Gor
Dia Mes/Año
29 dic-15 A PALO AZUL-01 B.TENA 59,2 74 14,8 20 20,6 24400 5259,29
28 dic-15 A PALO AZUL-16 HOLLIN 108,16 1352 1243,84 92 26,8 4200 2408,84
28 dic-15 A PALO AZUL-30 B.TENA 51 85 34 40 19,3 26500 6523,33
27 dic-15 B PALO AZUL-02 HOLLIN 144,9 2415 2270,1 94 25,5 6000 1538,23
28 dic-15 B PALO AZUL-03 HOLLIN 363,12 3026 2662,88 88 26 5000 933,44
30 dic-15 B PALO AZUL-05 HOLLIN 206,5 1475 1268,5 86 25,5 4700 693,27
30 dic-15 B PALO AZUL-06ST HOLLIN 89,622 344,7 255,078 74 26,6 6000 585,91
27 dic-15 B PALO AZUL-08 HOLLIN 269,91 1499,5 1229,59 82 25,6 5000 867,18
29 dic-15 B PALO AZUL-09 HOLLIN 467,46 3895,5 3428,04 88 25,9 4500 879,93
30 dic-15 B PALO AZUL-10ST HOLLIN 91,584 763,2 671,616 88 26 5500 672,5
25 dic-15 B PALO AZUL-36HST1 HOLLIN 409,4 4094 3684,6 90 25,8 4700 1853,98
31 dic-15 C PALO AZUL-04 HOLLIN 358,36 1156 797,64 69 26 3200 414,58
28 dic-15 C PALO AZUL-13 HOLLIN 115,79 1157,9 1042,11 90 27,6 4400 599,02
30 dic-15 C PALO AZUL-17 HOLLIN 53,379 1779,3 1725,921 97 27 4000 2983,94
16 oct-15 C PALO AZUL-20 HOLLIN 5,55 185 179,45 97 24,4 3800 1252,25
26 dic-15 C PALO AZUL-38 HOLLIN 176,3 1763 1586,7 90 28,2 3900 955,3
30 dic-15 C PALO AZUL-39 HOLLIN 400,275 4447,5 4047,225 91 26,6 3500 1281,92
31 dic-15 C PALO AZUL-40 HOLLIN 245,12 766 520,88 68 26,5 4900 203,57
29 dic-15 C PALO AZUL-46 HOLLIN 454,632 3788,6 3333,968 88 27,9 4200 923,21
27 dic-15 C PALO AZUL-48ST HOLLIN 25,354 1267,7 1242,346 98 26 3926 2412,64
30 dic-15 D PALO AZUL-12 HOLLIN 170,082 1889,8 1719,718 91 26 4800 1248,81
26 dic-15 D PALO AZUL-15 HOLLIN 169,64 4241 4071,36 96 25 4000 2828,4
22 jul-15 D PALO AZUL-19 HOLLIN 140,865 4695,5 4554,635 97 25,1 4000 3431,37
30 dic-15 D PALO AZUL-23 HOLLIN 256,5 1026 769,5 75 27,4 2900 395,32
29 dic-15 D PALO AZUL-24 HOLLIN 201,74 1441 1239,26 86 26,5 5400 769,21
26 dic-15 D PALO AZUL-28H HOLLIN 372,33 1773 1400,67 79 26,9 4600 691,86
31 dic-15 D PALO AZUL-32 HOLLIN 190,567 1465,9 1275,333 87 26,5 5000 790,43
26 dic-15 D PALO AZUL-33H HOLLIN 488,56 6107 5618,44 92 26,8 4500 1682,07
28 dic-15 D PALO AZUL-34H HOLLIN 211,7 4234 4022,3 95 27 3100 2152,34
31 dic-15 D PALO AZUL-42A HOLLIN 148,694 2124,2 1975,506 93 26,8 4500 1590,31
53
25 dic-15 D PALO AZUL-44 HOLLIN 79,8 1330 1250,2 94 25,8 3800 2578,45
Continuación Tabla 11
31 dic-15 N PALO AZUL-29 HOLLIN 91,2 304 212,8 70 25,2 4850 187,5
29 dic-15 N PALO AZUL-49HST HOLLIN 289,52 517 227,48 44 25,7 6300 121,75
14 ene-15 N PALO AZUL-50H HOLLIN 218,855 240,5 21,645 9 25,4 15800 151,93
29 dic-15 N PALO AZUL-51H HOLLIN 606,122 5510,2 4904,078 89 25,8 5000 284,45
28 dic-15 N PALO AZUL-N2RE HOLLIN 1698,18 1705 6,82 0,4 26,4 5950 127,13
31 dic-15 N PALO AZUL-N53RE HOLLIN 1667,96 1813 145,04 8 26,3 5300 110,55
31 dic-15 N PALO AZUL-054 B.TENA 467,324 473 5,676 1,2 26,3 3500 84,1
30 dic-15 N PALO AZUL-054 HOLLIN 299,52 416 116,48 28 26 5800 107,84
31 dic-15 N PALO AZUL-055 B.TENA 441,98 451 9,02 2 25 4950 101,14
31 dic-15 N PALO AZUL-056 HOLLIN 130,68 363 232,32 64 24,4 5000 630,93
29 dic-15 N PALO AZUL-057 B.TENA 1190,7 1215 24,3 2 28 2400 147,54
27 dic-15 N PALO AZUL-057 HOLLIN 93,6 180 86,4 48 26,3 4750 192,09
Además, se clasifica a los pozos mediante el run life de los componentes de los
equipos de subsuelo menor a 100 días operativos, así se puede saber cuáles pozos están
dentro de la opción de presentar una alternativa de cambio de levantamiento artificial, tal
como se muestra en la Tabla 12.
Tabla 12: Tiempo en pozo (Run Life) de los Componentes de L.A. Campo Palo Azul.
Pozo Arena Start Date Stop Date Pulling Date Year
Start
Year
Stop
Year
Pull Today
Run
life
PLAA-001BT BT 02-jul-13 23-abr-15 06-may-15 2013 2015 2015 ESP pulled 661,0
PLAA-001BT BT 10-may-15 2015 - - 31-dic-15 236,0
PLAA-016H Hollin 12-dic-12 18-abr-14 28-abr-14 2012 2014 2014 ESP pulled 493,0
PLAA-016H Hollin 15-jun-14 2014 - - 31-dic-15 565,0
PLAA-030BT BT 27-ago-14 30-oct-14 31-oct-14 2014 2014 2014 ESP pulled 65,0
PLAA-030BT BT 09-dic-14 2014 - - 31-dic-15 388,0
PLAB-002H Hollin 21-may-13 2013 - - 31-dic-15 955,0
PLAB-003H Hollin 24-feb-13 24-abr-13 26-abr-13 2013 2013 2013 ESP pulled 60,0
PLAB-003H Hollin 07-may-13 20-mar-14 22-mar-14 2013 2014 2014 ESP pulled 318,0
PLAB-003H Hollin 29-mar-14 2014 - - 31-dic-15 643,0
PLAB-005H Hollin 24-jul-13 05-jul-14 21-jul-14 2013 2014 2014 ESP pulled 347,0
PLAB-005H Hollin 26-jul-14 2014 - - 31-dic-15 524,0
PLAB-006H Hollin 24-nov-14 2014 - - 31-dic-15 403,0
PLAB-008H Hollin 17-feb-13 2013 - - 31-dic-15 1.048,0
PLAB-009H Hollin 06-sep-15 2015 - - 31-dic-15 117,0
PLAB-010H Hollin 12-nov-12 14-feb-15 23-feb-15 2012 2015 2015 ESP pulled 825,0
PLAB-010H Hollin 28-feb-15 07-sep-15 20-sep-15 2015 2015 2015 ESP pulled 192,0
54
PLAB-010H Hollin 28-sep-15 2015 - - 31-dic-15 95,0
Continuación Tabla 12
PLAB-025H Hollin 06-sep-12 08-ene-13 20-ene-13 2012 2013 2013 ESP pulled 125,0
PLAB-025H Hollin 17-mar-13 31-ene-14 01-abr-14 2013 2014 2014 ESP pulled 321,0
PLAB-036HS1 Hollin 13-feb-13 16-ago-15 18-ago-15 2013 2015 2015 ESP pulled 915,0
PLAB-036HS1 Hollin 28-ago-15 2015 - - 31-dic-15 126,0
PLAC-004H Hollin 28-oct-12 2012 - - 31-dic-15 1.160,0
PLAC-013ST1 Hollin 08-jun-14 2014 - - 31-dic-15 572,0
PLAC-017H Hollin 03-jun-13 10-ene-15 27-ene-15 2013 2015 2015 ESP pulled 587,0
PLAC-017H Hollin 02-feb-15 2015 - - 31-dic-15 333,0
PLAC-038H Hollin 02-nov-12 09-dic-12 28-ene-13 2012 2012 2013 ESP pulled 38,0
PLAC-038H Hollin 31-ene-13 25-jul-14 07-ago-14 2013 2014 2014 ESP pulled 541,0
PLAC-038H Hollin 17-ago-14 2014 - - 31-dic-15 502,0
PLAC-039H Hollin 15-sep-12 23-dic-12 29-dic-12 2012 2012 2012 ESP pulled 100,0
PLAC-039H Hollin 05-ene-13 02-feb-15 05-feb-15 2013 2015 2015 ESP pulled 759,0
PLAC-039H Hollin 10-feb-15 2015 - - 31-dic-15 325,0
PLAC-040H Hollin 28-oct-14 30-oct-14 07-nov-14 2014 2014 2014 ESP pulled 3,0
PLAC-040H Hollin 10-nov-14 2014 - - 31-dic-15 417,0
PLAC-046H Hollin 19-mar-13 17-jul-14 31-jul-14 2013 2014 2014 ESP pulled 486,0
PLAC-046H Hollin 05-ago-14 2014 - - 31-dic-15 514,0
PLAC-048ST1H
Hollin 04-ago-13 28-ene-14 30-ene-14 2013 2014 2014 ESP pulled 178,0
PLAC-048ST1H
Hollin 22-feb-14 2014 - - 31-dic-15 678,0
PLAD-015H Hollin 15-jul-14 2014 - - 31-dic-15 535,0
PLAD-019H Hollin 16-ene-14 24-jul-15 27-jul-15 2014 2015 2015 ESP pulled 555,0
PLAD-023H Hollin 23-dic-15 2015 - - 31-dic-15 9,0
PLAD-024H Hollin 24-nov-12 12-dic-12 15-dic-12 2012 2012 2012 ESP pulled 19,0
PLAD-024H Hollin 25-dic-12 2012 - - 31-dic-15 1.102,0
PLAD-028H Hollin 26-ene-14 23-sep-14 25-sep-14 2014 2014 2014 ESP pulled 241,0
PLAD-028H Hollin 02-oct-14 2014 - - 31-dic-15 456,0
PLAD-032H Hollin 19-nov-12 06-dic-13 13-dic-13 2012 2013 2013 ESP pulled 383,0
PLAD-032H Hollin 18-dic-13 2013 - - 31-dic-15 744,0
PLAD-033H Hollin 15-sep-15 2015 - - 31-dic-15 108,0
PLAD-034H Hollin 16-oct-14 25-mar-15 19-abr-15 2014 2015 2015 ESP pulled 161,0
PLAD-034H Hollin 02-may-15 2015 - - 31-dic-15 244,0
PLAD-042H Hollin 26-oct-12 11-feb-13 04-mar-13 2012 2013 2013 ESP pulled 109,0
PLAD-042H Hollin 09-mar-13 14-feb-15 03-mar-15 2013 2015 2015 ESP pulled 708,0
PLAD-042H Hollin 12-mar-15 2015 - - 31-dic-15 295,0
PLAD-044H Hollin 20-sep-12 2012 - - 31-dic-15 1.198,0
PLAN-029H Hollin 24-sep-13 22-ago-14 30-ago-14 2013 2014 2014 ESP pulled 333,0
55
PLAN-029H Hollin 03-sep-14 05-oct-15 01-nov-15 2014 2015 2015 ESP pulled 398,0
PLAN-029H Hollin 08-nov-15 2015 - - 31-dic-15 54,0
Continuación Tabla 12
PLAN-049H Hollin 07-dic-13 13-jul-14 15-jul-14 2013 2014 2014 ESP pulled 219,0
PLAN-049H Hollin 25-jul-14 19-feb-15 22-feb-15 2014 2015 2015 ESP pulled 210,0
PLAN-049H Hollin 01-mar-15 2015 - - 31-dic-15 306,0
PLAN-050H Hollin 03-ago-14 04-sep-14 06-sep-14 2014 2014 2014 ESP pulled 33,0
PLAN-050H Hollin 15-sep-14 16-ene-15 01-jul-15 2014 2015 2015 ESP pulled 124,0
PLAN-051H Hollin 20-mar-14 2014 - - 31-dic-15 652,0
PLAN-052H Hollin 23-abr-14 29-oct-14 06-nov-14 2014 2014 2014 ESP pulled 190,0
PLAN-052H Hollin 18-dic-14 06-sep-15 09-sep-15 2014 2015 2015 ESP pulled 263,0
PLAN-053RE1
Hollin 28-ago-14 2014 - - 31-dic-15 491,0
PLAN-054H Hollin 24-oct-14 06-jun-15 08-jun-15 2014 2015 2015 ESP pulled 226,0
PLAN-056H Hollin 14-dic-15 2015 - - 31-dic-15 18,0
PLAN-052REH
H 05-oct-15 2015 - - 31-dic-15 88,0
PLAN-054BT BT 27-jun-15 2015 - - 31-dic-15 188,0
PLAN-054HP H 27-jun-15 2015 - - 31-dic-15 188,0
PLAN-055BT BT 13-abr-15 27-sep-15 19-oct-15 2015 2015 2015 ESP pulled 168,0
PLAN-055BT BT 26-oct-15 27-oct-15 29-oct-15 2015 2015 2015 ESP pulled 2,0
PLAN-055BT BT 06-nov-15 2015 - - 31-dic-15 56,0
PLAN-056HP H 25-feb-15 08-nov-15 19-nov-15 2015 2015 2015 ESP pulled 257,0
PLAN-057BT BT 04-jun-15 2015 - - 31-dic-15 211,0
PLAN-057HP H 04-jun-15 2015 - - 31-dic-15 211,0
En la Tabla 13, se observa los pozos candidatos para el rediseño de levantamiento
artificial en el campo Palo Azul.
Tabla 13: Pozos Seleccionados para el Análisis Técnico.
BLOQUE CAMPO PAD POZO ARENA
18 PALO AZUL A 001 BT
18 PALO AZUL A 030 BT
18 PALO AZUL B 010 S1H
18 PALO AZUL D 023 H
18 PALO AZUL N 029 H
18 PALO AZUL N 055 BT
En la Tabla 14, se observa el resumen de la última prueba de producción de los pozos
seleccionados.
56
Tabla 14: Historial de la última Prueba de Producción.
Dia Mes-Año Pozo Arena Bppd Bfpd Bapd Bsw Api Salin Rgl Gor
29 dic-15 PALO AZUL-01 B.TENA 59,2 74 14,8 20 20,6 24400 4207,43 5259,29
28 dic-15 PALO AZUL-30 B.TENA 51 85 34 40 19,3 26500 3914 6523,33
26 dic-15 PALO AZUL-10ST HOLLIN 92,76 773 680,24 88 26 5500 78,84 656,96
28 dic-15 PALO AZUL-23 HOLLIN 237,75 951 713,25 75 27,4 2900 116,26 465,03
28 dic-15 PALO AZUL-29 HOLLIN 97,8 326 228,2 70 25,2 4850 56,32 187,73
28 dic-15 PALO AZUL-55 B.TENA 458,64 468 9,36 2 25 4950 104 106,12
Dentro de los seis pozos seleccionados existen dos pozos el PLAA-001BT y PLAA-
030BT, que no presentan un tiempo operativo menor a 100 días, pero debido al aporte actual
de fluidos son candidatos para una alternativa de rediseño de L.A.
En la Tabla 15, se muestra el detalle del tiempo en pozo de los componentes de
subsuelo de los pozos seleccionados del Campo Palo Azul, donde se evidencia los
parámetros actualizados hasta el cierre del estudio.
Tabla 15: Detalle de Run Life de los Pozos Seleccionados.
Pozo Arena Start Date Year Start Today Run life Tiempo en Pozo ESP STATUS
PLAA-001BT BT 10-may-15 2015 31/12/2015 236 236 RUNNING
PLAA-030BT BT 09-dic-14 2014 31/12/2015 388 388 RUNNING
PLAB-010H Hollin 28-sep-15 2015 31/12/2015 95 95 RUNNING
PLAD-023H Hollin 23-dic-15 2015 31/12/2015 9 9 RUNNING
PLAN-029H Hollin 08-nov-15 2015 31/12/2015 54 54 RUNNING
PLAN-055BT BT 06-nov-15 2015 31/12/2015 56 56 RUNNING
A continuación en la Tabla 16, se observa un resumen de las características de los
pozos seleccionados para el rediseño de L.A.
57
Tabla 16: Características de Operación de los Pozos Seleccionados.
PARÁMETRO UNIDAD PLAA-001 PLAA-030 PLAB-010 PLAD-023 PLAN-029 PLAN-055
Presión de reservorio (Pr) psi 1100 1100 4170 4170 4170 1100
Temp. de reservorio (Tr) °F 213 213 233 233 233 213
Última prueba de Producción BFPD 74 85 773 951 326 468
Corte de agua (BS&W) % 20 40 88 75 70 2
Gravedad específica Gas - 1.253 1.253 1.656 1.656 1.656 1.253
API del petróleo °api 21 19.3 26 27.4 25.2 25
Presión de burbuja psi 845 845 1335 1335 1335 845
Salinidad ppm 24400 26500 5500 2900 4850 4950
GOR scf/stb 5259.29 6523.33 656.96 465.03 187.73 106.12
Tipo de Pozo - Vertical Direccional
Tipo J
Direccional
Tipo S
Direccional
Tipo J Direccional
Direccional
Tipo S
Diámetro externo tubería
producción pulgada 3 1/2 2 7/8 2 7/8 2 7/8 2 7/8 3 1/2
Diámetro interno tubería
revestimiento pulgada 6.276 6.276 6.184/10.100 6.184/8.681 6.276/8.681 6.276/9.625
Profundidad Total (MD) pies 10423 11556 10545 11590 10754 10700
Profundidad Total (TVD) pies 10423 10400.55 10214.36 10252.05 10163.89 10226.5
4.1 Selección de Levantamiento Artificial
4.1.1 Bombeo Mecánico
Uno de los principales problemas que presenta la selección de bombeo mecánico es la
restricción por profundidad y diseño de los pozos debido a que incrementa la posibilidad de
fricción entre varillas y tubería, además de provocar fallas por fatiga y tensión del material a
gran profundidad. En promedio la profundidad de los pozos seleccionados es de 10280,60 ft
y el diseño que presentan son de tipo direccional “S” y Tipo “J” haciendo que la elección del
bombeo mecánico presente problemas operativos, en la Tabla 21 se observa las
características del tipo de pozo y profundidades a tomar en consideración, la única excepción
58
es el pozo PLAA-001 de tipo vertical, pero este presenta considerables cantidades de
producción de gas, que pueden afectar el desempeño del equipo de subsuelo.
Tabla 17: Parámetros a considerar para el diseño de Bombeo Mecánico.
PARÁMETRO UNIDAD POZOS PALO AZUL - BLOQUE 18
PLAA-001 PLAA-030 PLAB-010 PLAD-023 PLAN-029 PLAN-055
Tipo de Pozo - Vertical Direccional
Tipo J Direccional
Tipo S Direccional
Tipo J Direccional
Direccional Tipo S
Profundidad Total (MD)
pies 10423 11556 10545 11590 10754 10700
Profundidad Total (TVD)
pies 10423 10400.55 10214.36 10252.05 10163.89 10226.5
GOR scf/stb 5259.29 6523.33 656.96 465.03 187.73 106.12
Presión de reservorio (Pr)
psi 1100 1100 4170 4170 4170 1100
Temp. de reservorio (Tr)
°F 213 213 233 233 233 213
4.1.2 Bombeo Gas Lift
La limitación de bombeo por gas lift en los pozos seleccionados, requiere de una
fuente de alimentación de gas a presión y de gas de inyección, además del tratamiento del gas
inyectado. Actualmente el campo palo azul no cuenta con equipos para manejo y tratamiento
de gas en superficie debido a que las cantidades de producción de gas no abastecen las
necesidades del Campo, por este motivo quedaría descartada la selección de este tipo de
bombeo.
4.1.3 Bombeo de Cavidades Progresivas
Al igual que en el bombeo mecánico la principal limitación de este tipo de L.A., para
los pozos del campo palo azul es el diseño del pozo y su profundidad, este tipo de sistema
maneja una eficiencia óptima con profundidades menores a 5000 pies aproximadamente, y en
59
promedio los pozos del campo palo azul manejan profundidades de 10280,60 ft, motivo por
el cual este tipo de levantamiento no es tomado en cuenta para los pozos seleccionados.
4.1.4 Bombeo Hidráulico
Dadas las características de los pozos como profundidad, manejo de gas en solución,
tipo de pozo, la selección del bombeo hidráulico con MTU como propuesta de rediseño es la
más adecuada desde el punto de vista operativo y de costos.
A diferencia de los otros sistemas de levantamiento artificial, el sistema hidráulico
tipo jet con unidad móvil en superficie (MTU), es fácil de operar en campo, el equipo de
superficie es prácticamente desmontable y no requiere la instalación de equipos adicionales,
como transformadores, variadores de frecuencia, etc... Además, la bomba de fondo puede ser
desplazada hidráulicamente y no necesita de la intervención de una torre de work over.
A continuación en la Tabla 18, se observa una comparación operativa y de costos de
los sistemas de levantamiento artificial y desde este punto de vista ratificar que el sistema de
bombeo hidráulico es el más indicado.
Tabla 18: Comparación Operativa/Costos de los Sistemas de L.A.
DESCRIPCION B. MECÁNICO BES B.H. JET
Profundidad del Levantamiento +/- 6000 ft Hasta 12000 ft Hasta 15000 ft
Bombas con Partes Móviles SI SI NO
Daño Mecánico Móvil de la Bomba de Subsuelo
SI SI NO
Vida Útil de los Equipos de Fondo +/- 0.5 año +/- 3 años +/- 8 año
Manejo de Crudos Pesados SI NO SI
Costos de Equipo $ 350000 550000 90000
Tiempo de Intervención 3 (días) 7 (días) 3 (horas)
Costo de Barril producido $ 20 8@30 6@10
Disponibilidad de Equipos Importación Importación Nacional
Mantenimiento de la Bomba Torre W.O. Torre W.O. HIDRAULICO
60
Manejo de Gas Bueno Bueno Excelente
4.2 Diseño del Sistema Hidráulico Tipo Jet con MTU
4.2.1 Criterios de Diseño
4.2.1.1 Equipo de Superficie
En la Figura 31, se observa la “MTU que proporciona el fluido motriz de inyección
necesario para el adecuado funcionamiento de la bomba jet” (SERTECPET, 2011), se ajusta
a las necesidades operativas del diseño de la bomba de subsuelo.
Partes del Equipo de Superficie MTU
- Motor de combustión interna.
- Caja de velocidades.
- Reductor de velocidades.
- Bomba de desplazamiento positivo. - Manifold de Inyección.
- Módulo de Separador Trifásico (Agua, Petróleo, Gas)
- Plataforma de transportación (SERTECPET, 2011)
61
Figura 31: Partes de una MTU (SERTECPET, 2011)
Características Técnicas de los Equipos de la MTU
- Motor Diésel Caterpillar 3406.- Motor de 6 cilindros en línea, con potencia de 425
Hp a 2000 Rpm.
- Caja de Velocidades Eaton o Fuller. - Caja con 5 velocidades.
- Reductor de Velocidaes National Oil well. - Relación de trasmisión 4,38:1.
- Bomba de Desplazamiento Posotivo, Oil well 300Q-5H.- Bomba quíntuplex (5
cilindros en línea) con una capacidad de bombeo de 0.076 BLS, por cada carrera
del pistón.
- Manifold de Inyección. - Conjunto de válvulas de 2” (fig. 1502), permiten operar
con facilidad las líneas de inyección y retorno de fluidos utilizados para la
producción e inyección, conectadas al cabezal del pozo sin tener que desmontar
62
las conexiones y solo cambiar el sentido de flujo con el abrir y cerrar de estas
válvulas.
- Módulo o Separador. - Separador trifásico (agua-petróleo-gas), con capacidad
estática de 26 a 46 Bls, ANSI 150 y 300.
- Plataforma de Movilización. - Plataforma de 13 mts. de largo, por 3.25 mts. de
ancho, con ocho ruedas 12000 R20 y con un tanque de combustible de 500 Gl.
(SERTECPET, 2011)
4.2.1.2 Equipo de Fondo
Los criterios utilizados para el diseño del sistema de levantamiento artificial con
bomba jet son los siguientes:
- La bomba jet debe ubicarse a una inclinación máxima de 60º, para facilitar los
trabajos con “slick line” para abrir la camisa deslizable o recuperar la bomba jet.
- Los diseños se realizan para bomba jet directa, es decir para inyectar el fluido
motriz por la tubería de producción y conducir el fluido de retorno (inyección
+ producción) a través del espacio anular “casing” / “tubing”. Este modo de
operación brinda la ventaja de reversar hidráulicamente la bomba jet.
- El caudal de inyección máximo está limitado por el caudal que pueden
manejar la bomba de inyección en superficie, además de las características de
diseño de la bomba de fondo.
- Para la selección de las geometrías de las bombas, se utiliza el programa
“SYAL” (Derechos Reservados de SERTECPET).
63
El esquema de completación básico en un sistema de bombeo hidráulico tipo Jet se
compone de:
- Tubería de producción
- Camisa de circulación / Cavidad
- No-Go (Aquí se aloja el St-valve)
- Packer
- Bomba de subsuelo (SERTECPET, 2011)
“El esquema para la producción de una o varias arenas con completación básica para
bombeo hidráulico Jet” (SERTECPET, 2011), se observa en la Figura 32.
64
Figura 32: Completación de Fondo Básica para Bombeo Hidráulico Tipo Jet (SERTECPET, 2011)
4.2.2 Diseño Pozo Palo Azul A-001
4.2.2.1 Antecedentes
El pozo PLAA-001 se termina de perforar el 24 de enero de 1999, es un pozo de tipo
vertical, que alcanza una profundidad de 10423 ft.
65
4.2.2.2 Estado Mecánico
En la Tabla 19, se observa el resumen de la tubería de revestimiento del pozo PLAA-001.
Tabla 19: Tubería de Revestimiento Pozo PLAA-001.
DETALLE DE CASING PLAA-001
Nombre Base MD (ft) OD (in) Grado Peso (lb/ft)
SURFACE CASING 2905,0 10,750 K-55 40,5
PRODUCTION CASING 10280,0 7,000 N-80 26
4.2.2.3 Historial de Reacondicionamiento
- WO #1: INICIO: 29-01-2003/ FIN: 04-02-2003
Se procede a controlar con agua de formación de 8,6 lpg, desarma cabezal. Arma BOP
prueban OK. Se procede a realizar pruebas en Hollín con 5 bls de agua tratada a 0,5 bpm.
Realizan tratamiento de solventes a Hollin 35 bls de mezcla.
- WO #2: INICIO: 20-04-2005/ FIN: 26-04-2005
Se procede a controlar el pozo con 8,4 lpg se procede a desarmar BOP, sacan BES se
procede a realizar viaje de limpieza y se bajar 2 BES DN-475.
- WO #3: INICIO: 15-05-2007/ FIN: 22-05-2007
Se realiza un pulling con el fin de corregir una falla en el funcionamiento de la BES,
se realiza viaje de limpieza hasta 8198", profundizan hasta 8827 ft, se procede a circular con
píldora viscosa. Se procede a bajar BES DN- 475 desarman BOP y cabezal.
- WO #4: CONTINUACIÓN INICIO: 17-08-2008/ FIN: 25-08-2008
Saca BES. Baja con on-off no logra conectarse. Slick line determina material
granulado + sunchos en el tope del ensamblaje de fondo. Corre canasta inversa. Con DP baja
wash pipe + rotary shoe. Limpia hasta hombros del packer superior. Baja cortador extern.
66
- WO #4: INICIO: 02-06-2008/ FIN: 12-06-2008
Saca punta libre. Arma y baja overshot en tubing de 3 1/2". CTU realiza corrida con
Jet blaster de 1 11/16". Limpia de 8847,3 ft hasta 9041 ft. Saca. CTU realiza corrida con
fresa y MDF 1 11/16" limpia hasta 9116 ft.
- WO #5: INICIO: 12-09-2008/ FIN: 27-09-2008
Sacó BES. Armó y bajo bha de pesca con overshot+ martillos + acelerador + DC en
DP de 3 1/2". Pesco ensamblaje de fondo. Sacó completo. Realizó viaje de limpieza. Corrió
registro de evaluación de cemento CBL-USIt. (Cemento bueno).
- WO #6: REDISPAROS INICIO: 29-07-2009/ FIN: 12-08-2009
Sacar BES. Encuentra escala en el BHA de producción y carbonato en forma de
esferas un tubo después de la descarga. Se baja con bha de evaluación (on off, tubo, nogo (ID
2.75"), tubo, camisa (ID 2.81") en tubing de 3 1/2". Se encuentra hueco a +/- 4700.
- WO #7: PRODUCCIÓN HOLLIN CON B.H (No se realiza)
La DNH mediante Of. 4032-DNH-EE-912869 del 02 de octubre de 2009 aprobó el
WO#7 para producir Hollín con Bombeo Hidráulico. No se realizó por no disponer de
Equipo de WO debido a prioridades de trabajos en otros pozos.
- WO #8: PULLING INICIO: 07-03-2011/ FIN: 14-03-2011
Aislar Hollín, Napo "U" y Caliza M-2 mediante Tapones, re-disparar Basal Tena en el
intervalo: 8.949-8.958(09) pies con cargas de alta penetración a 5 DPP, completar y producir
el Yacimiento Basal Tena con BES.
- WO #9: PULLING INICIO: 25-06-2013/ FIN: 03-07-2013
OBJETVOS:
Recuperar equipo BES.
67
Limpiar pozo con herramientas modulares.
Realizar Estimulación con CT en intervalo 8949’ – 8958’ (9’).
Bajar Completación con equipo BES.
- WO #10: PULLING INICIO: 19-04-2015/ FIN: 22-04-2015
Tratamiento químico para limpieza de equipo BES
- WO #11: PULLING INICIO: 06-05-2015/ FIN: 10-05-2015
Recuperar equipo BES por posible atascamiento en la bomba que no permite arrancar
el equipo.
4.2.2.4 Historial de Producción
En la Tabla 20, se muestra la última prueba de producción del pozo PLAA-001,
además en la Figura 33, se observa el histórico de producción de la Arena Basal Tena.
Tabla 20: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAA-001.
PALO AZUL A-001 - BLOQUE 18
PARÁMETRO UNIDAD VALOR
Presión de reservorio (Pr) psi 1100
Temp. de reservorio (Tr) °F 213
Última prueba de Producción (29/12/2015) BFPD 74
Corte de agua (BS&W) % 20
Gravedad específica Gas - 1,253
API del petróleo °api 21
Presión de burbuja psi 845
Salinidad ppm 24400
GOR scf/stb 5259,29
Tipo de Pozo - Vertical
Diámetro externo tubería producción pulgada 3 1/2
Diámetro interno tubería producción pulgada 2,992
Profundidad Total (MD) pies 10423
Intervalo de la Arena Productora pies 8949-8958
69
4.2.3 Parámetros de Diseño Pozo PLAA-001
A continuación, se presenta la forma de ingresar los datos para el diseño del Bombeo
Hidráulico Jet, en la plataforma del Software SYAL (Derechos Reservados de
SERTECPET), para el pozo PLAA-001
4.2.3.1 Ventana de Pozo y Flujo (Datos Generales)
En la Figura 34, se observa la sub-ventana de datos generales, aquí se ingresa el
nombre del pozo a diseñar, el nombre de la compañía a quien va dirigido el diseño, además
del nombre de la persona a quien va preparado todo el análisis. También se coloca una
dirección de correo eléctrico y teléfono de la persona que realiza el diseño, fecha de
elaboración del diseño y finalmente se observa una ventana de comentarios.
Figura 34: Ventana de Pozo y Flujo Pozo (Datos Generales) - PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016)
El comentario no es un
campo obligatorio
70
4.2.3.2 Ventana de Pozo y Flujo (Características del Pozo y Flujo)
En esta sub-ventana se especifica el tipo de pozo, método de levantamiento artificial,
tipo de fluido, además de las correlaciones para el tipo de flujo, como se observa en la Figura
35.
Figura 35: Ventana de Pozo y Flujo (Características de Pozo y Flujo) - PLAA-001 (SYAL Sertecpet,
2016)
4.2.3.3 Ventana PVT
En la sub-ventana de Datos del reservorio de la Figura 36, se ingresa la información
correspondiente a la última prueba de producción.
En esta sub-ventana hay que tomar en cuenta la correlación para el análisis PVT,
haciendo click en la pestaña de correlación PVT, se desplegará varias opciones; al momento
de seleccionar una de ellas en la parte superior de la pantalla, aparecerá un mensaje que
Completar únicamente
los campos según las
características del pozo y
fluidos.
71
indica si la correlación es “validada” o “no validada”. Repetir el proceso hasta que el mensaje
sea el correcto.
Figura 36: Ventana PVT (Datos del Reservorio) - PLAA-001
“La correlación se validó exitosamente”
Si no se conocen la
composición de gases de la mezcla se puede omitir estos
campos
72
Figura 37: Ventana PVT (Propiedades PVT de los Fluidos) - PLAA-001
La Figura 37, muestra la continuación de la ventana PVT; tomar en cuenta que el
valor del factor volumétrico no exceda a 2, caso contrario revisar nuevamente los valores
ingresados en la ventana de la Figura 39, de ser correcto todos los valores el software calcula
las propiedades PVT con las correlaciones que más se ajusten.
Finalmente, en la ventana PVT de la Figura 38 se encuentran dos sub-ventanas, la
sub-ventana de análisis PVT donde el programa permite realizar una simulación de los
resultados según la selección de una correlación y la sub-ventana de Reportes donde se
ingresan los datos de la persona que realizo el diseño y en la parte derecha se selecciona el
reporte que se desea imprimir.
Figura 38: Ventana PVT (Análisis PVT/Reportes) - PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016)
73
4.2.3.4 Ventana Análisis Mecánico Pozo
En la sub-ventana trayectoria del pozo se ingresan los datos de profundidades que se
encuentran en el último diagrama de completación del pozo como se observa en la Figura 39.
Figura 39: Ventana Análisis Mecánico Pozo (Trayectoria del Pozo) – PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016)
Figura 40: Ejemplo Survey Pozo PLAA-030 “Formato CSV”
Si el pozo es direccional importar
archivo Excel “CSV”, con Survey.
74
En caso de que el pozo sea direccional se importa un archivo dando un click, en la
opción agregar archivo desde la pestaña de datos de trayectoria, este debe ser de tipo Excel
“CSV” y contendrá la información del Survey del pozo, como se observa en el ejemplo de la
Figura 40.
A continuación en la sub-ventana Tablas completacion de la Figura 41, se ingresan los
datos de tubería de revestimiento por donde el flujo haga contacto, esto dependerá del
diagrama de completación del pozo, pudiendo ser completado desde superficie con tubería de
producción de un solo OD, o al final de la trayectoria sujetada con un colgador a una tubería
existente en ese caso se ingresaran dos OD y se especificará si existe o no flujo por las
mismas, además de la profundidad promedio de la zona productora.
Figura 41: Ventana Análisis Mecánico Pozo (Tablas Completación) – PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016)
Tablas Completación
Completar Información de Revestimiento “Campos obligatorios”, en caso de haber más de un revestidor, hacer click
en el botón “+”
Completar Información de Intervalos de disparo “Campos obligatorios”, en
caso de haber más de una zona productora, hacer click en el botón “+”
Revestimiento
75
Dentro de la misma ventana Análisis Mecánico Pozo, se encuentran dos sub-ventanas,
la sub-ventana Ensamble de Fondo donde se configura la nueva completación para el diseño
del pozo, y la sub-venta Accesorios en donde se seleccionan componentes adicionales de
fondo de la nueva completación (Ver Figura 42).
Figura 42: Ventana Análisis Mecánico Pozo (Ensamble de Fondo/Accesorios) – PLAA-001
Ingresar los componentes de la nueva completacion de fondo especificando cada una de sus profundidades, señalar el punto de entrada de la camisa y
especificar que existe hasta este punto contacto tubing-casing.
Si no existen Accesorios adicionales este
campo se puede omitir.
76
4.2.3.5 Ventana de Cálculo y Ajuste IPR
En la sub-ventana de IPR de la Figura 43, se procede a ingresar los valores con los
datos de la última prueba de producción del pozo PLAA-001, de esta manera se puede
observar el comportamiento actual del pozo.
Figura 43: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (IPR) – PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016)
Una vez ingresados los datos damos click en calcular y después graficar, aparece la
curva de desempeño del pozo como se observa en la Figura 44.
Ingresar los Datos de la Última
Prueba de Pozo
77
Figura 44: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016)
De la Gráfica de la Figura 44, con un Caudal de Prueba de 74 BFPD, una presión de
1100 psi del reservorio y 533 psi para la fluyente, se obtiene un índice de productividad de
0,099, el caudal máximo que puede brindar el pozo con estas condiciones es de 119,383
BFPF con una tasa de crudo 71,630 BPPD.
4.2.3.6 Ventana de Diseño Hidráulico Jet
En esta Ventana se selecciona el tipo de sistema de bombeo, para el diseño propuesto
es por medio de una MTU, el sentido de flujo es en directa por el tubing la inyección y el
retorno por el anular, adicionalmente los valores de la prueba de producción, como se
observa en la Figura 45.
78
Figura 45: Ventana de Diseño Hidráulico Jet – PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016)
Una vez que el programa valida los datos ingresados, el siguiente paso es seleccionar
de un grupo de geometrías que aporten el caudal de diseño la mejor opción, como se observa
en la Tabla 21.
Tabla 21: Simulación de Geometrías Pozo PLAA-001.
Simulación de Geometrías PLAA-001
Geometría
Presión
de
Inyección
Caudal
de
Inyección
Caudal
de
diseño
Pwf PIP
Presión
de
Descarga
Caudal de
Cavitación
Eficiencia
Mecánica
de La
Bomba
Jet
Potencia
Requerida
Tipo
de
Bomba
Jet Psia STB/day STB/day Psia Psia Psia STB/day % HP
10J 3960,39 1800,996 74,000 631,180 609,028 3834,812 119,904 26,267 201,187 Directa
10K 5388,269 1959,175 74,000 631,180 609,028 3907,366 163,630 18,310 295,985 Directa
11K 3667,586 2375,612 74,000 631,180 609,028 3921,674 141,767 22,422 246,343 Directa
11L 4698,578 2580,568 74,000 631,180 609,028 3926,535 190,275 16,143 340,847 Directa
12K 3725,546 3048,15 74,000 631,180 609,028 3937,007 117,171 19,227 293,100 Directa
12L 3397,704 2866,938 74,000 631,180 609,028 3933,041 165,680 26,172 217,286 Directa
79
En la Tabla 25, se observa que del grupo de geometrías propuestas por el simulador, la
geometría 12L necesita de una menor rata de inyección para producir el mismo caudal 74
BFPD, la eficiencia de la bomba jet se encuentra en un rango óptimo con relación a las
demás geometrías.
4.2.3.7 Ajuste de Curva IPR (Geometría 12L – PLAA-001)
La selección de la geometría 12L permite aprovechar un rango mayor de presión de
inyección realizando un ajuste de la curva IPR, en la Figura 46, se observa el desempeño de
la bomba hasta su presión de inyección máxima permisible antes de llegar al punto de
cavitación.
Para obtener un mejor aporte de fluidos del reservorio, se ingresan valores arbitrarios
de presión de inyección desde 3200 psi hasta el punto máximo de presión de inyección 3500
psi y se observa el desempeño de la bomba jet bajo estos parámetros (Ver Tabla 22).
80
Figura 46: Análisis Nodal Geometría 12L – PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016)
Tabla 22: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAA-001
Ajuste de Producción vs Piny PLAA-001 (Geometría 12L)
Piny Caudal P. Fluyente
Psia STB/day Psia
3200 51,247 770,557
3300 62,964 691,474
3400 74,089 648,324
3500 99,298 631,180
De la Tabla 22, se concluye que para obtener un mayor aporte de fluidos, se debe
incrementar la presión de planta hasta 3500 psi, para obtener un incremento de 74 BFPD a
99,298 BFPD. La ganancia neta es de 25,298 BFPD.
En la Ventana de Diseño Hidráulico Jet, se observa una sub-ventana de resumen que
muestra la configuración final del sistema para el Pozo PLAA-001 (Ver Figura 47).
81
Figura 47: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAA-001 (SYAL Sertecpet, 2016)
El criterio para el rediseño de levantamiento artificial de los pozos restantes
seleccionados del campo Palo Azul, será el mismo que se presentó para el pozo Palo Azul A-
001, de aquí en adelante se hace énfasis en la selección del diseño hidráulico jet y el análisis
nodal de las geometrías escogidas.
4.2.4 Diseño del pozo Palo Azul A-030
4.2.4.1 Antecedentes
El pozo PLAA-030 se termina de perforar el 24 de septiembre de 2012, es un pozo
direccional tipo J, que alcanza una profundidad de 10556 ft (MD).
4.2.4.2 Estado Mecánico
En la Tabla 23, se observa el resumen de la tubería de revestimiento pozo PLAA-030.
Tabla 23: Tubería de Revestimiento Pozo PLAA-030.
DETALLE DE CASING PLAA-030
Nombre Base MD (ft) OD (in) Grado Peso (lb/ft)
INTERMEDIATE CASING 6455,0 9,625 K-55 47
PRODUCTION CASING 11556,0 7,000 N-80 26
4.2.4.3 Historial de Reacondicionamiento
- WO #7: INICIO: 18-08-2014/ FIN: 27-08-2014
OBJETIVOS:
Recuperar completación hidráulica
Realizar viaje de limpieza.
Bajar tapón para aislar arena T.
Bajar completación BES para producir BT.
82
- WO #8: INICIO: 14-10-2014/ FIN: 15-10-2014
Estimulación Ácido Matricial (EAM) con unidad de Coiled Tubing a través de la
camisa de circulación, sin torre.
- WO #9: INICIO: 29-10-2014/ FIN: 09-12-2014
OBJETIVOS:
Recuperar equipo BES
Bajar BHA de evaluación y evaluar arena BT con bomba Jet
Bajar memorias de presión y temperatura y tomar Build Up
Bajar equipo BES para producir BT.
4.2.4.4 Historial de Producción
En la Tabla 24, se muestra la última prueba de producción del pozo PLAA-030,
además en la Figura 48, se observa el histórico de producción de la Arena Basal Tena.
Tabla 24: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAA-030.
PALO AZUL A-030 - BLOQUE 18
PARÁMETRO UNIDAD VALOR
Presión de reservorio (Pr) psi 1100
Temp. de reservorio (Tr) °F 213
Última prueba de Producción (29/12/2015) BFPD 85
Corte de agua (BS&W) % 40
Gravedad específica Gas - 1.253
API del petróleo °api 19.3
Presión de burbuja psi 845
Salinidad ppm 26500
GOR scf/stb 6523.33
Tipo de Pozo - Direccional Tipo J
Diámetro externo tubería producción pulgada 2 7/8
Diámetro interno tubería producción pulgada 2.441
Diámetro interno tubería revestimiento pulgada 6.276
Profundidad Total (MD) pies 11556
Profundidad Total (TVD) pies 1400.55
Intervalo de la Arena Productora pies 10060-10068 (MD)
84
Figura 48: Histórico de Producción PLAA-030 (Basal Tena)
4.2.4.5 Datos para el diseño Hidráulico Jet del Pozo PLAA-030
En la Tabla 25, se muestran los datos con los que se realiza el diseño hidráulico Jet.
Tabla 25: Parámetros de Diseño Pozo PLAA-030.
POZO PALO AZUL 030
PARÁMETRO VALOR UNIDAD
DATOS PVT
Presión de reservorio (Pr) 1100 psi
Temperatura de reservorio (Tr) 213 °F
Corte de agua (BS&W) 40 -
Gravedad específica del gas 1.253 -
Gravedad específica del agua 1.03 -
API del petróleo 19.3 -
Presión de burbuja 845 psi
GOR 6523.33 scf/stb
Presión de retorno en casing 130 psi
Temperatura de retorno 110 °F
DATOS IPR
Presión de fondo fluyente (Pwf) 533 psi
Caudal total (Qf) 85 BFPD
CONTINUACIÓN TABLA 29
Índice productividad 0.165 BPD/psi
DATOS MECÁNICOS DEL POZO
Diámetro externo tubería producción 2 7/8 pulgada
Diámetro interno tubería producción 2..441 pulgada
Diámetro interno tubería revestimiento 6.276 pulgada
Profundidad de reservorio (MD) 10064 pies
Profundidad de la bomba (MD) 9954 pies
PARÁMETROS DE FLUIDO MOTRIZ
Tipo de fluido motriz Agua -
API fluido motriz 10° API
85
4.2.4.6 Cálculos y Ajuste del IPR
Figura 49: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAA-030 (SYAL Sertecpet, 2016)
En la Gráfica de la Figura 49, con un Caudal de Prueba de 85 BFPD, una presión de
1100 psi del reservorio y 533 psi para la fluyente, se obtiene un índice de productividad de
0,165; el caudal máximo que puede brindar el pozo con estas condiciones es de 119,383
BFPF con una tasa de crudo 71,63 BPPD.
4.2.4.7 Diseño Hidráulico Jet
En la Tabla 26, se observa que del grupo de geometrías propuestas por el simulador, la
geometría 12L necesita una menor rata de inyección para producir el mismo caudal 85
BFPD, la eficiencia de la bomba jet es mejor que el resto de geometrías.
86
Tabla 26: Simulación de Geometrías Pozo PLAA-030.
Resultados de Geometrías PLAA-030
Geometría
Presión
de
Inyección
Caudal
de
Inyección
Caudal
de
diseño
Pwf PIP
Presión
de
Descarga
Caudal de
Cavitación
Eficiencia
Mecánica
de La
Bomba
Jet
Potencia
Requerida Tipo de
Bomba
Jet
Psia STB/day STB/day Psia Psia Psia STB/day % HP
9K 6948,795 1828,633 85,000 533,000 509,480 3945,055 156,080 18,606 355,123 Directa
10L 7000,12 2159,738 85,000 533,000 509,480 3874,393 191,553 15,393 422,522 Directa
11L 4983,004 2608,939 85,000 533,000 509,480 3950,541 171,811 18,611 365,399 Directa
12L 3273,724 2789,455 85,000 533,000 509,480 3949,919 159,602 22,230 319,484 Directa
11K 3882,482 2424,062 85,000 533,000 509,480 3946,284 128,010 25,754 295,906 Directa
4.2.4.8 Ajuste de Curva IPR (Geometría 12L – PLAA-030)
Se realiza un ajuste en la presión de inyección, para aprovechar el aporte de fluidos
con el diseño mecánico de la geometría 12L. En la Figura 50, se observa el desempeño de la
bomba hasta su presión de inyección máxima permisible antes de llegar al punto de
cavitación.
87
Figura 50: Análisis Nodal Geometría 12L-PLAA-030 (SYAL Sertecpet, 2016)
Para obtener un mejor aporte de fluidos del reservorio, se ingresan valores arbitrarios
de presión de inyección desde 2900 psi hasta el punto máximo de presión de inyección 3500
psi y se observa el desempeño de la bomba jet bajo estos parámetros (Ver Tabla 27).
Tabla 27: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAA-030.
Ajuste de producción vs Piny PLAA-030
Piny Caudal P. Fluyente
Psia STB/day Psia
2900 0,000 0,000
3100 0,000 0,000
3300 74,089 768,736
3500 109,215 618,324
De la Tabla 27, se concluye que para obtener mayor aporte de fluidos, se debe
incrementar la presión de planta hasta 3500 psi, para obtener un incremento de 85 BFPD a
109,215 BFPD. La ganancia neta es de 24,215 BFPD.
En la Ventana de Diseño Hidráulico Jet, se observa una sub-ventana de resumen que
muestra la configuración final del sistema para el Pozo PLAA-030 (Ver Figura 51).
88
Figura 51: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAA-030 (SYAL Sertecpet, 2016)
4.2.5 Diseño del pozo Palo Azul B-010
4.2.5.1 Antecedentes
El pozo PLAB-010 se termina de perforar el 03 de Marzo de 2003, es un pozo
direccional tipo S, que alcanza una profundidad de 10545 ft (MD).
4.2.5.2 Estado Mecánico
En la Tabla 28, se observa el resumen de la tubería de revestimiento pozo PLAB-010.
Tabla 28: Tubería de Revestimiento Pozo PLAB-010.
DETALLE DE CASING PLAB-010
Nombre Base MD (ft) OD (in) Grado Peso (lb/ft)
CODUCTOR CASING 166,0 20,000 K-55 94
SURFACE CASING 5766,0 10,75 K-55 40,50
89
PRODUCTION CASING 10523,0 7,000 N-80 29
4.2.5.3 Historial de Reacondicionamiento
- WO #1: 06-09-2005/ FIN: 13-09-2005
Completacion del pozo con sistema BES, Bomba Reda GM 5600 68 etapas.
- WO #2: 13-03-2006/ FIN: 24-03-2006
Posible cable cortado en el empalme por corto circuito.
- WO #5: 03-05-2007/ FIN: 17-05-2007
Problemas de empate del flat cable con cable, está completamente roto, producto de
un circuito, además el último tubo tiene sobre la descarga dos agujeros por la misma causa.
- WO #8: 30-04-2009/ FIN: 30-04-2009
Realizar acidificación matricial en la formación Hollin, a fin de incrementar la
producción del pozo y controlar la migración de finos.
- WO #9: 13-09-2009/ FIN: 14-09-2009
Limpieza a la BES con ácido.
- WO #10: 03-11-2009/ FIN: 04-11-2009
Sacar BES, realizar viaje de limpieza y completar con BES.
- WO #11: 30-01-2010/ FIN: 09-02-2010
Re inicio actividades de pesca + aislamiento rotura de revestidor.
- WO #12: 07-06-2012/ FIN: 23-06-2012
OBJETIVOS:
Recuperar Equipo BES
Realizar EAM + RPM a Hollín
Bajar Equipo BES
90
- WO #13: 03-11-2012/ FIN: 12-11-2012
OBJETIVOS:
Recuperar equipo BES SLB: DN-1750, 393 STG, 78.6 HP
Bajar equipo BES BAKER: P18, 402 ETAPAS, 270 HP.
- WO #14: 21-02-2015/ FIN: 28-02-2015
OBJETIVOS:
Pulling equipo BES por comunicación tubing - casing.
- WO #15: 16-09-2015/ FIN: 28-09-2015
OBJETIVOS:
Operaciones de Pesca para recuperar equipo BES.
Correr registro de GR para conocer activación del acuífero
Re disparar y disparar intervalos productores de la arena Hollín
4.2.5.4 Historial de Producción
En la Tabla 29, se muestra la última prueba de producción del pozo PLAB-010,
además en la Figura 52, se observa el histórico de producción de la Arena Hollín.
Tabla 29: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAB-010.
PALO AZUL B-010 - BLOQUE 18
PARÁMETRO UNIDAD VALOR
Presión de reservorio (Pr) psi 4170
Temp. de reservorio (Tr) °F 233
Última prueba de Producción (29/12/2015) BFPD 773
Corte de agua (BS&W) % 88
Gravedad específica Gas - 1.656
API del petróleo °api 26
Presión de burbuja psi 1335
Salinidad ppm 5500
GOR scf/stb 656.96
Tipo de Pozo - Direccional Tipo S
Diámetro externo tubería producción pulgada 2 7/8
91
Diámetro interno tubería producción pulgada 2.323
Continuación Tabla 29
Diámetro interno tubería revestimiento pulgada 6.184/10.100
Profundidad Total (MD) pies 10545
Profundidad Total (TVD) pies 10214.36
Intervalo de la Arena Productora pies 10277-10288/ 10291-
10295 (MD)
92
Figura 52: Histórico de Producción PLAB-010 (Hollín)
4.2.5.5 Datos para el diseño Hidráulico Jet del Pozo PLAB-010
En la Tabla 30, se muestran los datos con los que se realiza el diseño hidráulico Jet.
Tabla 30: Parámetros de Diseño Pozo PLAB-010.
POZO PALO AZUL 010
PARÁMETRO VALOR UNIDAD
DATOS PVT
Presión de reservorio (Pr) 4170 psi
Temperatura de reservorio (Tr) 233 °F
Corte de agua (BS&W) 88 -
Gravedad específica del gas 1.656 -
Gravedad específica del agua 1.03 -
API del petróleo 26 -
Presión de burbuja 1335 psi
GOR 656.96 scf/stb
Presión de retorno en casing 100 psi
Temperatura de retorno 110 °F
DATOS IPR
Presión de fondo fluyente (Pwf) 1652 psi
Caudal total (Qf) 773 BFPD
Índice productividad 0.307 BPD/psi
DATOS MECÁNICOS DEL POZO
Diámetro externo tubería producción 2 7/8 pulgada
Diámetro interno tubería producción 2.441 pulgada
Diámetro interno tubería revestimiento 6.184/10.100 pulgada
Profundidad de reservorio (MD) 10286 pies
Profundidad de la bomba (MD) 10178 pies
PARÁMETROS DE FLUIDO MOTRIZ
Tipo de fluido motriz Agua -
API fluido motriz 10° API
93
4.2.5.6 Cálculos y Ajuste del IPR
Figura 53: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAB-010 (SYAL Sertecpet, 2016)
En la Gráfica de la Figura 53, con un Caudal de Prueba de 773 BFPD, una presión de
4170 psi del reservorio y 1652 psi para la fluyente, se obtiene un índice de productividad de
0,307; el caudal máximo que puede brindar el pozo con estas condiciones es de 1098 BFPD
con una tasa de crudo 131,760 BPPD.
4.2.5.7 Diseño Hidráulico Jet
En la Tabla 31, se observa que del grupo de geometrías propuestas por el simulador, la
geometría 12K necesita una menor rata de inyección para producir el mismo caudal 773
BFPD, con una presión de planta menor, la eficiencia de la bomba jet se encuentra dentro del
rango óptimo con respecto a las demás geometrías.
94
Tabla 31: Simulación de Geometrías Pozo PLAB-010.
Resultados de Geometrías PLAB-010
Geometría
Presión de
Inyección
Caudal
de
Inyección
Caudal de
diseño Pwf PIP
Presión de
Descarga
Caudal de
Cavitación
Eficiencia
Mecánica de La
Bomba Jet
Potencia
Requerida Tipo de
Bomba
Jet Psia STB/day STB/day Psia Psia Psia STB/day % HP
11J 3404,34 2276,123 773 1652 1607,777 4260,925 1167 28,79 137,53 Directa
12J 3371,23 2933,425 773 1652 1607,777 4279,117 874 23,36 175,52 Directa
12K 2982,14 2830,256 773 1652 1607,777 4282,088 1395 27,44 149,28 Directa
12L 3199,08 2888,378 773 1652 1607,777 4290,939 1972 25,00 163,76 Directa
12M 3007,45 3007,006 773 1652 1607,777 4290,939 2627 20,75 196,27 Directa
4.2.5.8 Ajuste de Curva IPR (Geometría 12K – PLAB-010)
Se realiza un ajuste en la presión de inyección, para aprovechar el aporte de fluidos
con el diseño mecánico de la geometría 12K. En la Figura 54, se observa el desempeño de la
bomba hasta su presión de inyección máxima permisible antes de llegar al punto de
cavitación.
95
Figura 54: Análisis Nodal Geometría 12L-PLAB-010 (SYAL Sertecpet, 2016)
Para obtener un mejor aporte de fluidos del reservorio, se ingresan valores arbitrarios
de presión de inyección desde 3200 psi hasta el punto máximo de presión de inyección 3500
psi y se observa el desempeño de la bomba jet bajo estos parámetros (Ver Tabla 32).
Tabla 32: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAB-010.
Ajuste de producción vs Piny PLAB-010
Piny Caudal P. Fluyente
Psia STB/day Psia
3200 704,013 2025
3300 824,135 1876
3400 945,257 1742
3500 1065,358 1604
De la Tabla 32, se concluye que para obtener mayor aporte de fluidos, se debe
incrementar la presión de planta hasta 3500 psi, para obtener un incremento de 773 BFPD a
1065,358 BFPD. La ganancia neta es de 292,358 BFPD.
En la Ventana de Diseño Hidráulico Jet, se observa una sub-ventana de resumen que
muestra la configuración final del sistema para el Pozo PLAB-010 (Ver Figura 55).
96
Figura 55: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAB-010
4.2.6 Diseño del Pozo PLAD-023
4.2.6.1 Antecedentes
El pozo PLAD-023 se termina de perforar el 30 de Enero de 2006, es un pozo
direccional tipo J, que alcanza una profundidad de 11590 ft (MD).
4.2.6.2 Estado Mecánico
En la Tabla 33, se observa el resumen de la tubería de revestimiento pozo PLAD-023.
Tabla 33: Tubería de Revestimiento Pozo PLAD-023.
DETALLE DE CASING PLAD-023
Nombre Base MD (ft) OD (in) Grado Peso (lb/ft)
SURFACE CASING 6427 13,375 K-55 68
INTERMEDIATE CASING 10260 9,625 N-80 47
PRODUCTION LINER 11578 7,000 N-80 29
4.2.6.3 Historial de Reacondicionamiento
- WO #1: 21-12-2007/ FIN: 03-01-2008
OBJETIVOS:
Sacar BES. Realizar fracturamiento hidráulico a la arena "Hollín” (11232 ft -11256
ft md / 11263 ft – 11273 ft md). Evaluar. Completar con Bomba Electro sumergible de
acuerdo a resultados.
- WO #2: 17-01-2009/ FIN: 21-01-2009
OBJETIVOS:
Sacar BES.
Realizar viaje de limpieza.
Completar con Bomba Electro sumergible.
97
- WO #3: 12-04-2009/ FIN: 12-04-2009
OBJETIVOS:
Realizar acidificación matricial en la formación Hollin, a fin de incrementar
producción del pozo y controlar migración de finos.
- WO #4: 28-10-2009/ FIN: 10-12-2009
OBJETIVOS:
Original: Sacar BES. Realizar viaje de limpieza. Correr registro de Saturación.
Dependiendo de los resultados del registro, realizar una estimulación ácida matricial (EAM)
en los intervalos productores 11.232 ft md -11.256 ft md (24 ft) y 11.263 ft md -11.273 ft md
(10 ft) y/o disparar total o parcialmente los intervalos nuevos de la arena "Hollín” 11.289 ft
md -11.298 ft md (9 ft), 11.306 ft md -11.325 ft md (19 ft) y/o 11.333 ft md -11.339 ft md (6
ft). Evaluar pozo (24 hrs producción, 36 hrs cierre). Completar de acuerdo a resultados.
(Aprobado por DNH / SAD-2009-24095).
Alterno # 1: Luego de correr el registro de Saturación (paso # 12 del programa
original): Correr registro de evaluación de cemento (IBC-CBL). Completar con BES + "Y"
tool. Poner pozo en producción hasta estabilizar parámetros de producción. Correr registro de
Saturación Dinámico. En base a los resultados del registro se definirá disparar total o
parcialmente los intervalos nuevos de la arena "Hollín": 11.289 ft md -11.298 ft md (9 ft),
11.306 ft md - 11.325 ft md (19 ft) y 11.333 ft md -11.339 ft md (6 ft). Además, dependiendo
del análisis final del registro de saturación, estos intervalos podrían variar. Evaluar con la
BES. Dejar pozo en producción. (Aprobado por DNH / SAD-2009-26397).
98
- WO #5: 26-01-2011/ FIN: 02-02-2011
OBJETIVOS:
Sacar BES.
Realizar viaje de limpieza.
Realizar limpieza de los punzados con unidad de coiled tubing.
Completar con BES de acuerdo a los resultados.
- WO #6: 26-02-2012/ FIN: 04-03-2012
OBJETIVOS:
Recuperación de Equipo BES:
Colocar equipo BES D1150N de las siguientes características:
SENSOR XT 150, PARTE: 100676047/AD, SERIAL: XT 150-
S113XK11N00073,
SERIE: XT1, OD: 4.5" X 1.87"
ADAPTER SENSOR, PARTE: B250034, SERIE: 562, OD:5.62" X 2.31"
MOTOR UT, PARTE: 2008747, TYPE: RX UT RLOY XD AS AFL DOM,
HP: 270, VOL: 1560, AMP: 104, SERIAL: 1HB5G40328, SERIE: 562, OD:
5.62" X 21.62'
PROTECTOR LOWER, PARTE:1347962, TYPO: BPBSL - RLOY - AFL-
RSHD, SERIAL:3FN5H01835, SERIE: 540, OD:5.13" X 8.94'
PROTECTOR UPPER, PARTE: 100243929, TYPO: LSBPB- RLOY- AFL- RS- HD,
SERIAL: 3FN5H01834, SERIE: 540, OD: 5.13" X 8.94'
SEPARADOR DE GAS, TYPO: GRS- ES- LT- RLOY, SERIAL:
4DN7E01061, SERIE: 540, OD: 5.13" X 2.53'.
ADAPTER: 540 @ 400, PARTE: 1135144, SERIE: 540, OD:5.13" X 0.33'
AGH, D5-21, PARTE: 1251453, TYPE: 66CRCT- AFL- INC- ARZ- RLOY, SERIAL:
8DN2A00293, SERIE:400, OD:4" X 6.34'
BOMBA: D1150N, TYPO:66CRCT- AFL- INC- ES3- ZZ- RLOY, SERIAL:
2FN2A00079, ESTAGES:178, SERIE:400, OD: 4" X 16.20'
DISCHARGE PRESURE, PARTE: 100144521, SERIE: 400, OD: 4" X 0.75'
HEAD DISCHARGE EUE BOX, PARTE: 1291772, SERIE: 400, OD: 4" X 0.58'.
LONGITUD TOTAL: 70.41'.
99
- WO #7: 04-10-2014/ FIN: 07-10-2014
OBJETIVOS:
Pulling equipo BES por posible comunicación tubing-casing
- WO #8: 14-12-2015/ FIN: 23-12-2015
OBJETIVOS:
Pulling del Equipo BES por posible comunicación Tubing – Casing
Limpieza mecánica de los punzados de la cara de la formación con técnica P3
4.2.6.4 Historial de Producción
En la Tabla 34, se muestra la última prueba de producción del pozo PLAD-023,
además en la Figura 56, se observa el histórico de producción de la Arena Hollín.
Tabla 34: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAD-023.
PALO AZUL D-023 - BLOQUE 18
PARÁMETRO UNIDAD VALOR
Presión de reservorio (Pr) psi 4170
Temp. de reservorio (Tr) °F 233
Última prueba de Producción (29/12/2015) BFPD 951
Corte de agua (BS&W) % 75
Gravedad específica Gas - 1.656
API del petróleo °api 27.4
Presión de burbuja psi 1335
Salinidad ppm 2900
GOR scf/stb 465.03
Tipo de Pozo - Direccional Tipo J
Diámetro externo tubería producción pulgada 2 7/8
Diámetro interno tubería producción pulgada 2.441
Diámetro interno tubería revestimiento pulgada 6.184/8.681
Profundidad Total (MD) pies 11590
Profundidad Total (TVD) pies 10252.05
Intervalo de la Arena Productora pies 11232-11256/ 11263-11273 (MD)
101
4.2.6.5 Datos para el Diseño Hidráulico Jet del Pozo PLAD-023
En la Tabla 35, se muestran los datos con los que se realiza el diseño hidráulico Jet.
Tabla 35: Parámetros de Diseño Pozo PLAD-023.
POZO PALO AZUL 023
PARÁMETRO VALOR UNIDAD
DATOS PVT
Presión de reservorio (Pr) 4170 psi
Temperatura de reservorio (Tr) 233 °F
Corte de agua (BS&W) 75 -
Gravedad específica del gas 1.656 -
Gravedad específica del agua 1.03 -
API del petróleo 27.4 -
Presión de burbuja 1335 psi
GOR 465.03 scf/stb
Presión de retorno en casing 100 psi
Temperatura de retorno 110 °F
DATOS IPR
Presión de fondo fluyente (Pwf) 2068.59 psi
Caudal total (Qf) 951 BFPD
Índice productividad 0.453 BPD/psi
DATOS MECÁNICOS DEL POZO
Diámetro externo tubería producción 2 7/8 pulgada
Diámetro interno tubería producción 2.441 pulgada
Diámetro interno tubería revestimiento 6.184/8.681 pulgada
Profundidad de reservorio (MD) 11252.50 pies
Profundidad de la bomba (MD) 9813 pies
PARÁMETROS DE FLUIDO MOTRIZ
Tipo de fluido motriz Agua -
API fluido motriz 10° API
102
4.2.6.6 Cálculos y Ajuste del IPR
Figura 57: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAD-023 (SYAL Sertecpet, 2016)
En la Gráfica de la Figura 57, con un Caudal de Prueba de 951 BFPD, una presión de
4170 psi del reservorio y 2068,590 psi para la fluyente, se obtiene un índice de productividad
de 0,453; el caudal máximo que puede brindar el pozo con estas condiciones es de 1618,632
BFPF con una tasa de crudo 404,658 BPPD.
4.2.6.7 Diseño Hidráulico Jet
En la Tabla 36, se observa que del grupo de geometrías propuestas por el simulador, la
geometría 12L se encuentra dentro del rango operativo de presión máxima en superficie, pese
a que no maneja la mejor eficiencia, la bomba jet se encuentra dentro del rango óptimo con
respecto a las demás geometrías para producir el mismo caudal de fluido 951 BFPD.
103
Tabla 36: Simulación de Geometrías Pozo PLAA-030.
Resultados de Geometrías PLAD-023
Geometría
Presión
de
Inyección
Caudal
de
Inyección
Caudal de
diseño Pwf PIP
Presión de
Descarga
Caudal de
Cavitación
Eficiencia
Mecánica de
La Bomba Jet
Potencia
Requerida
Tipo
de
Bomba
Jet Psia STB/day STB/day Psia Psia Psia STB/day % HP
9J 4876,822 1522,577 951 2068,590 1543,865 3719,919 1437,196 30,396 207,857 Directa
10J 4196,478 1707,873 951 2068,590 1543,865 3724,513 1334,539 31,372 202,709 Directa
11K 3573,284 2198,524 951 2068,590 1543,865 3735,091 1577,874 28,964 223,046 Directa
11L 4053,231 2298,636 951 2068,590 1543,865 3736,749 2117,773 24,462 263,768 Directa
12L 3177,086 2730,740 951 2068,590 1543,865 3743,566 1844,021 26,620 247,026 Directa
4.2.6.8 Ajuste de Curva IPR (Geometría 12L – PLAD-023)
Se realiza un ajuste en la presión de inyección, para aprovechar el aporte de fluidos
con el diseño mecánico de la geometría 12L. En la Figura 58, se observa el desempeño de la
bomba hasta su presión de inyección máxima permisible antes de llegar al punto de
cavitación.
Figura 58: Análisis Nodal Geometría 12L-PLAD-023
104
Para obtener un mejor aporte de fluidos del reservorio, se ingresan valores arbitrarios
de presión de inyección desde 2700 psi hasta el punto máximo de presión de inyección 3600
psi y se observa el desempeño de la bomba jet bajo estos parámetros (Ver Tabla 37).
Tabla 37: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAD-023.
Ajuste de producción vs Piny PLAD-023
Piny Caudal P. Fluyente
Psia STB/day Psia
2700 822,299 1827,610
3000 902,785 1650,412
3300 984,354 1470,159
3600 1064,540 1292,355
De la Tabla 37, se concluye que para obtener mayor aporte de fluidos, se debe
incrementar la presión de planta hasta 3600 psi, para obtener un incremento de 951 BFPD a
1064,540 BFPD. La ganancia neta es de 113,540 BFPD.
Figura 59: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAD-023 (SYAL Sertecpet, 2016)
105
En la Ventana de Diseño Hidráulico Jet, se observa una sub-ventana de resumen que
muestra la configuración final del sistema para el Pozo PLAD-023 (Ver Figura 59).
4.2.7 Diseño del pozo Palo Azul N-029
4.2.7.1 Antecedentes
El pozo PLAN-029 se termina de perforar el 16 de Septiembre de 2013, es un pozo
direccional, que alcanza una profundidad de 10754 ft (MD).
4.2.7.2 Estado Mecánico
En la Tabla 38, se observa el resumen de la tubería de revestimiento pozo PLAN-029.
Tabla 38: Tubería de Revestimiento Pozo PLAN-029.
DETALLE DE CASING PLAN-029
Nombre Base MD (ft) OD (in) Grado Peso (lb/ft)
CODUCTOR CASING 81,30 20,000 K-55 94
INTERMEDIATE CASING 5828,30 13,375 K-55 68/54,5
INTERMEDIATE CASING 10122,00 9,625 N-80/P-110 47/53,5
LINER 10750,00 7,000 P-110 26
4.2.7.3 Historial de Reacondicionamiento
- WO #1: 18-05-2014/ FIN: 19-05-2014
OBJETIVOS:
Realizar estimulación ácida matricial (EAM) a intervalos disparados de arena Hollín
con CTU a través de Y Tool.
- WO #2: 02-08-2014/ FIN: 03-09-2014
OBJETIVOS:
Recuperar equipo BES.
106
Re disparar la arena Hollín en los intervalos: 10,606 ft – 10,612 ft (6 ft) y
10,636 ft – 10,646 ft (10 ft)
Bajar equipo BES.
- WO #3: 29-10-2014/ FIN: 06-11-2014
OBJETIVOS:
Recuperar equipo BES por posible comunicación tubing - casing.
Realizar estimulación ácido matricial (EAM) a Hollín en los intervalos:
10606’ – 10612’ (6’) y 10636’ – 10646’ (10’) con CTU.
4.2.7.4 Historial de Producción
En la Tabla 39, se muestra la última prueba de producción del pozo PLAN-029,
además en la Figura 60, se observa el histórico de producción de la Arena Hollín.
Tabla 39: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAN-029.
PALO AZUL N-029 - BLOQUE 18
PARÁMETRO UNIDAD VALOR
Presión de reservorio (Pr) psi 4170
Temp. de reservorio (Tr) °F 233
Última prueba de Producción (29/12/2015) BFPD 326
Corte de agua (BS&W) % 70
Gravedad específica Gas - 1.656
API del petróleo °api 25.2
Presión de burbuja psi 1335
Salinidad ppm 4850
GOR scf/stb 187.73
Tipo de Pozo - Direccional
Diámetro externo tubería producción pulgada 2 7/8
Diámetro interno tubería producción pulgada 2.323
Diámetro interno tubería revestimiento pulgada 6.276/8.681
Profundidad Total (MD) pies 10754
CONTINUACION TABLA 43
Profundidad Total (TVD) pies 10163.89
Intervalo de la Arena Productora pies 10606-10612/10636-10646
108
Figura 60: Histórico de Producción PLAN-029 (Hollín)
4.2.7.5 Datos para el diseño Hidráulico Jet del Pozo PLAN-029
En la Tabla 40, se muestran los datos con los que se realiza el diseño hidráulico Jet.
Tabla 40: Parámetros de Diseño Pozo PLAN-029.
POZO PALO AZUL 029
PARÁMETRO VALOR UNIDAD
DATOS PVT
Presión de reservorio (Pr) 4170 psi
Temperatura de reservorio (Tr) 233 °F
Corte de agua (BS&W) 70 -
Gravedad específica del gas 1.656 -
Gravedad específica del agua 1.03 -
CONTINUACION TABLA 44
API del petróleo 25.2 -
Presión de burbuja 1335 psi
GOR 187.73 scf/stb
Presión de retorno en casing 100 psi
Temperatura de retorno 110 °F
DATOS IPR
Presión de fondo fluyente (Pwf) 1719 psi
Caudal total (Qf) 326 BFPD
Índice productividad 0.133 BPD/psi
DATOS MECÁNICOS DEL POZO
Diámetro externo tubería producción 2 7/8 pulgada
Diámetro interno tubería producción 2.323 pulgada
Diámetro interno tubería revestimiento 6.276/8.681 pulgada
Profundidad de reservorio (MD) 10626 pies
Profundidad de la bomba (MD) 9929 pies
PARÁMETROS DE FLUIDO MOTRIZ
Tipo de fluido motriz Agua -
API fluido motriz 10° API
109
4.2.7.6 Cálculos y Ajuste del IPR
Figura 61: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAN-029 (SYAL Sertecpet, 2016)
En la Gráfica de la Figura 61, con un Caudal de Prueba de 326 BFPD, una presión de
4170 psi del reservorio y 1719 psi para la fluyente, se obtiene un índice de productividad de
0,133; el caudal máximo que puede brindar el pozo con estas condiciones es de 475,721
BFPF con una tasa de crudo 142,716 BPPD.
4.2.7.7 Diseño Hidráulico Jet
En la Tabla 41, se observa que del grupo de geometrías propuestas por el simulador, la
geometría 12K permite tener un rango de presión menor en planta y posteriormente manejar
un margen mayor con motivos de optimización, la eficiencia de la bomba se encuentra dentro
del rango óptimo con respecto a las demás geometrías.
110
Tabla 41: Simulación de Geometrías Pozo PLAN-029.
Resultados de Geometrías PLAN-029
Geometría
Presión de
Inyección
Caudal de
Inyección
Caudal
de
diseño
Pwf PIP
Presión
de
Descarga
Caudal de
Cavitación
Eficiencia
Mecánica
de La
Bomba
Jet
Potencia
Requerida Tipo de
Bomba
Jet
Psia STB/day STB/day Psia Psia Psia STB/day % HP
9I 3809,084 1432,374 326 1719,000 1455,337 4074,898 1175,47 17,264 155,03 Directa
10J 3727,560 1659,845 326 1719,000 1455,337 4080,506 1379,899 15,372 176,055 Directa
11K 3319,986 2194,454 326 1719,000 1455,337 4088,794 1631,505 13,47 207,753 Directa
12K 2564,406 2623,758 326 1719,000 1455,337 4093,467 1348,449 15,373 192,868 Directa
12L 3105,763 2773,074 326 1719,000 1455,337 4094,7 1906,699 11,878 246,05 Directa
4.2.7.8 Ajuste de Curva IPR (Geometría 12K – PLAN-029)
Se realiza un ajuste en la presión de inyección, para aprovechar el aporte de fluidos
con el diseño mecánico de la geometría 12K. En la Figura 62, se observa el desempeño de la
bomba hasta su presión de inyección máxima permisible antes de llegar al punto de
cavitación.
111
Figura 62: Análisis Nodal Geometría 12K-PLAN-029 (SYAL Sertecpet, 2016)
Para obtener un mejor aporte de fluidos del reservorio, se ingresan valores arbitrarios
de presión de inyección desde 3200 psi hasta el punto máximo de presión de inyección 3500
psi y se observa el desempeño de la bomba jet bajo estos parámetros (Ver Tabla 42).
Tabla 42: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAN-029.
Ajuste de producción vs Piny PLAN-029
Piny Caudal P. Fluyente
Psia STB/day Psia
3200 317,585 1518,603
3300 343,169 1326,227
3400 366,988 1133,675
3500 388,160 934,612
De la Tabla 42, se concluye que para obtener mayor aporte de fluidos, se debe
incrementar la presión de planta hasta 3500 psi, para obtener un incremento de 326 BFPD a
388,160 BFPD. La ganancia neta es de 62,16 BFPD.
112
Figura 63: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAN-029 (SYAL Sertecpet, 2016)
En la Ventana de Diseño Hidráulico Jet, se observa una sub-ventana de resumen que
muestra la configuración final del sistema para el Pozo PLAN-029 (Ver Figura 63).
4.2.8 Diseño del Pozo Palo Azul N-055
4.2.8.1 Antecedentes
El pozo PLAN-055 se termina de perforar el 30 de Marzo de 2015, es un pozo
direccional tipo S, que alcanza una profundidad de 10700 ft (MD).
4.2.8.2 Estado Mecánico
En la Tabla 43, se observa el resumen de la tubería de revestimiento pozo PLAN-055.
Tabla 43: Tubería de Revestimiento Pozo PLAN-055.
DETALLE DE CASING PLAN-055
Nombre Base MD (ft) OD (in) Grado Peso (lb/ft)
CODUCTOR CASING 226 20,000 K-55 94
INTERMEDIATE CASING 5877 13,375 K-55 68/54,5
INTERMEDIATE CASING 9147 9,625 L-80/P-110 47/53,5
PRODUCTION LINER 10660,00 7,000 P-110 26
4.2.8.3 Historial de Reacondicionamiento
- WO #1: 13-05-2015/ FIN: 15-05-2015
OBJETIVOS:
Realizar limpieza a equipo BES con coiled tubing.
- WO #2: 17-10-2015/ FIN: 06-11-2015
OBJETIVO PRINCIPAL:
113
Recuperar equipo BES HAL538 1500 (98+98) etapas con un motor de 180HP,
1275V y 89A.
Bajar un nuevo equipo BES acorde a las condiciones actuales de producción de la arenisca basal tena.
OBJETIVO PROGRAMA ALTERNO # 01
Sacar equipo BES con Y-tool, recuperar completación de fondo, aislar arena
Hollin con tapón mecánico, bajar equipo BES encamisado.
4.2.8.4 Historial de Producción
En la Tabla 44, se muestra la última prueba de producción del pozo PLAN-055,
además en la Figura 64, se observa el histórico de producción de la Arena Basal Tena.
Tabla 44: Resumen de la Última Prueba de Producción PLAN-055.
PALO AZUL N-055 - BLOQUE 18
PARÁMETRO UNIDAD VALOR
Presión de reservorio (Pr) psi 1100
Temp. de reservorio (Tr) °F 213
Última prueba de Producción BFPD 468
Corte de agua (BS&W) % 2
Gravedad específica Gas - 1.253
API del petróleo °api 25
Presión de burbuja psi 845
Salinidad ppm 4950
GOR scf/stb 106.12
Tipo de Pozo - Direccional Tipo S
Diámetro externo tubería producción pulgada 3 1/2
Diámetro interno tubería producción pulgada 2.992
Diámetro interno tubería revestimiento pulgada 6.276/9.625
Profundidad Total (MD) pies 10700
Profundidad Total (TVD) pies 10226.5
Intervalo de la Arena Productora-MD pies 9328-9332/9351-9356/9361-9371
115
4.2.8.5 Datos para el diseño Hidráulico Jet del Pozo PLAN-055
En la Tabla 45, se muestran los datos con los que se realiza el diseño hidráulico Jet.
Tabla 45: Parámetros de Diseño Pozo PLAN-055.
POZO PALO AZUL 055
PARÁMETRO VALOR UNIDAD
DATOS PVT
Presión de reservorio (Pr) 1100 psi
Temperatura de reservorio (Tr) 213 °F
Corte de agua (BS&W) 2 -
Gravedad específica del gas 1.253 -
Gravedad específica del agua 1.03 -
API del petróleo 25 -
Presión de burbuja 845 psi
GOR 106.12 scf/stb
Presión de retorno en casing 100 psi
Temperatura de retorno 110 °F
DATOS IPR
Presión de fondo fluyente (Pwf) 534.45 psi
Caudal total (Qf) 468 BFPD
Índice productividad 0.909 BPD/psi
DATOS MECÁNICOS DEL POZO
Diámetro externo tubería producción 3 1/2 pulgada
Diámetro interno tubería producción 2.992 pulgada
Diámetro interno tubería revestimiento 6.276/9.625 pulgada
Profundidad de reservorio (MD) 9349.5 pies
Profundidad de la bomba (MD) 9130 pies
PARÁMETROS DE FLUIDO MOTRIZ
Tipo de fluido motriz Agua -
API fluido motriz 10° API
116
4.2.8.6 Cálculos y Ajuste del IPR
Figura 65: Ventana de Cálculo y Ajuste IPR (Curva IPR) – PLAN-055 (SYAL Sertecpet, 2016)
En la Gráfica de la Figura 65, con un Caudal de Prueba de 468 BFPD, una presión de
1100 psi del reservorio y 534,450 psi para la fluyente, se obtiene un índice de productividad
de 0,909; el caudal máximo que puede brindar el pozo con estas condiciones es de 658,554
BFPF con una tasa de crudo 645,383 BPPD.
4.2.8.7 Diseño Hidráulico Jet
En la Tabla 46, se observa que del grupo de geometrías propuestas por el simulador, la
geometría 11J necesita una menor rata de inyección para producir el mismo caudal 468
BFPD, con una presión de planta menor, la eficiencia de la bomba jet se encuentra dentro del
rango óptimo con respecto a las demás geometrías.
117
Tabla 46: Simulación de Geometrías Pozo PLAN-055.
Resultados de Geometrías PLAN-055
Geometría
Presión
de
Inyección
Caudal de
Inyección
Caudal
de
diseño
Pwf PIP
Presión
de
Descarga
Caudal de
Cavitación
Eficiencia
Mecánica
de La
Bomba Jet
Potencia
Requerida
Tipo
de
Bomba
Jet Psia STB/day STB/day Psia Psia Psia STB/day % HP
11J 3304,366 2368,828 468 534,450 461,284 4074,898 596,776 21,994 220,476 Directa
11K 3664,939 2419,374 468 534,450 461,284 4080,506 862,933 17,529 249,388 Directa
11L 4997,078 2666,402 468 534,450 461,284 4088,794 1158,202 13,058 372,136 Directa
12K 3050,135 2999,788 468 534,450 461,284 4093,467 713,22 19,201 258,196 Directa
12L 3691,443 3136,889 468 534,450 461,284 4094,7 1008,488 15,188 325,77 Directa
4.2.8.8 Ajuste de Curva IPR (Geometría 11J – PLAN-055)
Se realiza un ajuste en la presión de inyección, para aprovechar el aporte de fluidos
con el diseño mecánico de la geometría 11J. En la Figura 66, se observa el desempeño de la
bomba con valores arbitrarios de presión de inyección, se toma en cuenta presiones desde
3100 psi hasta 3300psi, antes de llegar a la curva de cavitación.
Figura 66: Análisis Nodal Geometría 11J-PLAN-055 (SYAL Sertecpet, 2016)
118
De la Tabla 47, se concluye que no existe un excedente de aporte de fluidos, al llegar
a la presión máxima de trabajo de la bomba esta proporciona el mismo caudal con el que
opera hasta el momento el pozo, por lo tanto se decide trabajar con las condiciones que
manejen el mismo caudal de producción 468 BFPD.
Tabla 47: Desempeño de Bomba Jet vs Presión de Inyección – PLAN-055.
Ajuste de producción vs Piny PLAN-055
Piny Caudal P. Fluyente
Psia STB/day Psia
3100 393,162 579,796
3200 428,790 526,155
3300 468,043 500,033
En la Ventana de Diseño Hidráulico Jet, se observa una sub-ventana de resumen que
muestra la configuración final del sistema para el Pozo PLAN-055 (Ver Figura 67).
Figura 67: Ventana de Diseño Hidráulico Jet (Resumen) – PLAN-055 (SYAL Sertecpet, 2016)
119
CAPITULO V: ANÁLISIS Y RESULTADOS
5 Análisis Económico
Se realiza un análisis comparativo de los costos que involucran el mantenimiento y
operación del levantamiento artificial BES, sistema con el cual trabajan el 100% de los pozos
del Campo Palo Azul y los costos que involucran el levantamiento artificial propuesto, que es
de tipo hidráulico Jet con MTU.
En la Tabla 48, se presentan la ganancia en BPPD del bombeo hidráulico jet propuesto
con relación al sistema BES.
Tabla 48: Ganancia en Términos de BPPD de los Pozos con Cambio de L.A.
POZO ÚLTIMA PRUEBA DE PRODUCCIÓN (DICEMBRE –
2015) PROYECCIÓN PROPUESTA INCREMENTO
Zona Método BFPD °API BPPD BAPD BSW (%)
Método BFPD BPPD BAPD BSW (%)
BPPD BAPD
PLAA-001
BASAL TENA
BES 74 20,6 59,2 14,8 20 B.H JET
99,298 79,4384 19,8596 20 20,2384 5,0596
PLAA-030
BASAL TENA
BES 85 19,3 51 34 40 B.H JET
109,215 65,529 43,686 40 14,529 9,686
PLAB-010
HOLLÍN BES 773 26 92,76 680,24 88 B.H JET
1065,358 127,842 937,515 88 35,082 257,275
PLAD-023
HOLLÍN BES 951 27,4 237,75 713,25 75 B.H JET
1064,54 266,135 798,405 75 28,385 85,155
PLAN-029
HOLLÍN BES 326 25,2 97,8 228,2 70 B.H JET
388,16 116,448 271,712 70 18,648 43,512
PLAN-055
BASAL TENA
BES 468 25 458,64 9,36 2 B.H JET
468 458,64 9,36 2 0 0
5.1 Costos
Los costos para producir un pozo con bombeo eléctrico sumergible y bombeo
hidráulico se describen a continuación:
5.1.1 Costos por Trabajos de Reacondicionamiento (Work Over)
Un trabajo de reacondicionamiento se ejecuta, posteriormente cuando un pozo ha sido
completado y realiza pruebas de producción iniciales.
120
Además, la compañía operadora del campo puede efectuar un trabajo de work over,
para realizar labores que permitan incrementar la producción de petróleo, esto puede
involucrar que el pozo pueda ser completado con bombeo hidráulico o electrosumergible.
Hay que tomar en cuenta que tanto para el sistema BES como Hidráulico existen
costos comunes como: trabajos de limpieza, control de pozo, recañoneo, cementación
forzada, entre otros.
En el presente estudio se toman las siguientes consideraciones:
- La bomba BES o Bomba Jet, se ubican a la misma profundidad, por lo que se
considera la misma longitud de tubería.
- La modalidad en la que se encuentran los equipos de fondo para el análisis de
costos es “Renta”, excepto por la tubería que actualmente se encuentra instalada,
además del equipo de fondo como: camisas deslizables, nogos, empacaduras, etc..,
se encuentran en modalidad de “Venta”.
- Se considera 6 días para realizar operaciones de Work Over en pozos con BES y 4
días en pozos con Bombeo Hidráulico Jet.
- El costo promedio del galón de diésel para consumo en operaciones es de 2,2
usd/galón.
- El costo promedio de la energía es de 0,12 ctv el kilovatio hora.
En la Tabla 49, se observa los costos que involucran un trabajo de
reacondicionamiento para un pozo con bombeo electrosumergible e hidráulico, los costos no
consideran trabajos adicionales como: cementación forzada, registros, recañoneo, u otros
trabajos.
121
Tabla 49: Costos Promedio de Reacondicionamiento para L.A BES y B.H.
Tipo de
Levantamiento Dias
Fluido
de
Control
Quick
Conector
Torre W.O.
y
Perforación
Costo e
Instalación
de
Protectores
Supervisión
Equipo
Spooler
Instalación
Misceláneos
Fondo y
Superficie
Venta
de
equipos
de
Fondo
USD USD USD/DÍA USD USD USD USD USD
BES TORRE
DE WO 6 50000 7500 7500 42000 2500 2300 40000 0
HIDRAULICO 4 50000 0 7500 0 1280 0 30000 12000
5.1.2 Costo de los Equipos de Fondo y Superficie
5.1.2.1 Bombeo Eléctrico Sumergible
La empresa que opera el campo, tiene un contrato bajo la figura de renta para los
equipos de bombeo electro sumergible. La tarifa comprende dos categorías:
- Tarifa del Equipo de Fondo.
- Tarifa del Equipo de Superficie.
Las tarifas de fondo y superficie se calculan dividiendo el precio total de los equipos,
para un tiempo de vida objetivo (Target de Run Life), como se muestran en las siguientes
ecuaciones:
Donde:
- Tarifa de Fondo = Tarifa del Equipo de Fondo; (usd)
- P. Bomba = Precio de la Bomba Electrosumergible; (usd)
- P. Sello = Precio de sellos Bomba BES; (usd)
- P. Motor = Precio del Motor de la BES; (usd)
122
- P. Sensor = Precio del Sensor y Presión y Temperatura; (usd)
- P. Cable = Precio del Cable de Potencia; (usd)
- P. Conector = Precio del conector del cabezal; (usd)
Donde:
- Tarifa de Superficie = Tarifa del Equipo de Superficie; (usd)
- P. Variador = Precio del Variador de Frecuencia; (usd)
- P. Transformador1 = Precio del Transformador1; (usd)
- P. Transformador2 = Precio del Transformador2; (usd)
Para el desarrollo de cálculos de este estudio se considera 1200 días operativos, en las
Tablas 50 y 51, se observa la tarifa promedio de los equipos de fondo y de superficie de un
equipo BES según el rango de producción.
Tabla 50: Tarifa de Equipos Fondo BES-según el Rango de Producción.
Rango
Producción Bombas Motor Sellos
Protector de
Cable
(9500´)
Sensor
Intake /
Separador
de Gas
CABLE
(C)
MISCELANEOS
FONDO (MF)
BPPD USD USD USD USD USD USD USD USD
200 - 500 52.000 57.400 21.448 33.387 26.428 9.545 103.950 20.000
500 - 1000 43.000 55.600 21.448 33.387 26.428 9.545 103.950 20.000
1000 - 1500 35.000 49.000 24.307 33.387 26.428 7.329 103.950 20.000
1500 - 3000 30.000 107.000 24.307 33.387 26.428 7.329 103.950 20.000
Tabla 51: Tarifa de Equipos Superficie BES-según el Rango de Producción.
Rango Producción VARIADOR
24P (VSD)
TRANSFORMADORES
ELV. REDUC. - 02EA
(T)
GENERADOR
(G)
MISCELANEOS
SUPERFICIE
(MS)
BPPD USD USD USD USD
200 - 500 90374 85000 120000 20000
123
500 - 1000 90374 85000 120000 20000
1000 - 1500 102498 85000 185000 20000
1500 - 3000 102498 85000 185000 20000
La tarifa de los equipos de fondo y superficie presentadas en las Tablas 50 y 51 se
toma en cuenta para todos los pozos, excepto para el pozo PLAN-055, donde la tarifa de
renta es cero, debido a que los equipos fueron adquiridos bajo la modalidad de venta y
amortizados
5.1.2.2 Bombeo Hidráulico Jet-MTU
Los costos de herramientas utilizadas para la completación de fondo como camisa,
nogo, packers, entre otros se encuentran bajo la modalidad de venta.
Para los equipos de superficie como la MTU y la bomba jet de fondo, se encuentra
bajo la modalidad de renta, los costos se observan en la Tabla 52.
Tabla 52: Costos Equipos Unidad en Superficie MTU+ Bomba Jet.
RENTA DE LA UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICA
ESTACIONARIA CON BOMBA QUINTUPLEX Día/Fracción
2.093,28
RENTA DE LA UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICA
ESTACIONARIA CON BOMBA TRIPLEX Día/Fracción
1.999,20
Bomba Jet Claw® Convencional o Reversa 1.87", 2.31", 2.81" y
3.81", desde que entra hasta que sale del fondo del pozo. Stand
by
Día/Fracción 217,35
5.1.3 Costo de Energía Eléctrica
5.1.3.1 Bombeo Eléctrico Sumergible
Los costos que involucran el consumo de energía de un equipo BES, se encuentran
relacionados directamente con la potencia del motor de fondo instalado.
124
Para realizar el cálculo de consumo de energía en Kw-h a partir de la potencia del
motor, se lo realiza mediante las siguientes ecuaciones.
Potencia (Kw) = 0,7457 * Potencia (Hp)
Energía (Kw-h) = Potencia del Motor Instalado (Kw) * T (h)
Donde:
- Potencia (Kw) = Potencia del Motor Instalado en Kw.
- Potencia (Hp) = Potencia del Motor Instalado en Hp.
- Energía (Kw-h) = Energía que consume el Motor en Kw-h.
- T (h) = Tiempo en horas.
En Tabla 53, se muestra el consumo de energía actual de los pozos, tomando un precio
referencial del consumo de energía de 0,12 ctvs de dólar el kilovatio hora.
Tabla 53: Costo del consumo de Energía Actual de los pozos del Campo Palo Azul.
POZO BOMBA (B.E.S)
POTENCIA
MOTOR
(HP)
CONSUMO ENERGÍA COSTO
ANUAL
DIARIO
(KW.h)
ANUAL
(KW.h) (USD)
PLAA-001 FLEX 3,2 - 265 STG 135 2416,06 881864,82 105823,77
PLAA-030 P3P - 260 TSG 135 2416,06 881864,82 105823,77
PLAB-010 FLEX 10 - 119 STG 168 3006,66 1097431,77 131691,81
PLAD-023 FLEX 17,5 - 134 STG 180 3221,42 1175819,76 141098,37
PLAN-029 FLEX 10 - 87 STG 180 3221,42 1175819,76 141098,37
PLAN-055 HAL400-1250 - 132 STG 120 2147,61 783879,84 94065,58
TOTAL 719601,69
5.1.3.2 Bombeo Hidráulico Jet - MTU
La Unidad Móvil de Superficie (MTU), no requiere del consumo de electricidad
puesto que trabaja con un motor de combustión a diésel, el consumo promedio de la unidad
por día es de 200 galones, esto dependerá de la rata de inyección que necesite el diseño de la
125
bomba Jet de fondo (Garganta+Nozzle), el costo diario de energía será igual al consumo de
diésel de la unidad multiplicado por el precio referencial del combustible que es de 2,2
dólares americanos el galón.
C.E.= C.Combustible * P.Galón.Combustible
Donde:
- C.E. = Costo de Energía (usd/día)
- C.Combustible = Consumo de Combustible
- P.Galón.Combustible =Precio del Galón de Combustible
5.1.4 Operación y Mantenimiento
5.1.4.1 Bombeo Eléctrico Sumergible
Los equipos de superficie BES trabajan por medio de un sistema de energía
centralizado, en la Tabla 54 se presenta el costo de energía y mantenimiento de los equipos
en superficie de acuerdo a la tasa de producción, se toma en cuenta dos técnicos BES.
Tabla 54: Costo de Energía y Mantenimiento según la Tasa de Producción.
RANGO
PRODUCCIÓN DIESEL
TARIFA
DIESEL
MANTENIMIENTO GENERADOR
PREVENTIVO
OVERHALL
GENERADOR
TARJETAS DEL
VARIADOR
PERSONAL
CONTRATISTA
MISCELANEOS MANTENIMIENTO
GENERADORES
BPPD GLNS/DÍA USD/DÍA USD USD USD USD USD
200 - 500 220 484 81.000 24.300 42.000 800.000 50.000
500 - 1000 220 484 81.000 24.300 42.000 800.000 50.000
1000 -1500 330 726 81.000 24.300 42.000 800.000 50.000
1500 -3000 330 726 81.000 24.300 42.000 800.000 50.000
5.1.4.2 Bombeo Hidráulico Jet – MTU
El mantenimiento preventivo y correctivo de la MTU, está incluido dentro de la
modalidad de renta de los equipos de superficie, especificados anteriormente en la Tabla 56.
126
A continuación se presenta el costo de mantenimiento de la bomba jet (Ver Tabla 55), se
considera un cambio de bomba jet por año.
Tabla 55: Costo por Mantenimiento de una Bomba Jet.
DESCRIPCIÓN
VALOR
UNITARIO
(USD)
UNIDAD CANT VALOR TOTAL
(USD)
Servicio de cambio de bomba jet
(reversada + bajada de bomba) 976,86 UNIDAD 1 976,86
Kit de reparación básico
(packing, o-ring) bomba 3 1/2" x
2,81"
263,81 UNIDAD 1 263,81
Garganta para bomba jet 1835,7 UNIDAD 1 1835,7
Nozzle para bomba jet 915,88 UNIDAD 1 915,88
Movilización 2,67 Km 100 267
Unidad de slickline 1200 DIA 1 1200
TOTAL (USD) 5.459,25
5.1.5 Alternativa de Compra de Unidad en Superficie
Otra de las opciones que se presentan, es la adquisición de los principales equipos en
superficie para operar con unidad de bombeo estacionaria de superficie, los costos se
presentan en la Tabla 56, los costos que se presentan son referenciales estos equipos ya
fueron adquiridos bajo la modalidad de renta y amortizados.
Tabla 56: Costo Sistema de Bombeo Estacionario.
SISTEMA DE BOMBEO ESTACIONARIO COSTO (usd)
Motor de combustión a Diésel 45000
Bomba de Inyección Quintuplex 250000
Separador ANSI 150 90000
Tubería (Líneas + conexiones) -Tubería Integral 50000
Misceláneos + Equipos de operación de Superficie 100000
TOTAL 535000
TARGET RUN LIFE 1200 DIAS 445,83
5.1.6 Resumen de Costos
127
En la Tablas 57 y 58, se observan los costos para el Bombeo Eléctrico Sumergible y el
Hidráulico Jet – MTU, para un “target de run life” de 1200 días.
Tabla 57: Costos Sistema BES.
COSTOS BES
POZOS WORK
OVER
TARIFA EQUIPOS DE
FONDO +
SUPERFICIE
CONSUMO ENERGIA
ELECTRICA BES
MTTO+OP
ERACIÓN TOTAL
USD/DIA USD/DIA USD/DIA USD/DIA
PLAA-001 157,75 433 290 1315 2196
PLAA-030 157,75 433 290 1315 2196
PLAB-010 157,75 433 361 1315 2267
PLAD-023 157,75 433 387 1315 2292
PLAN-029 157,75 433 387 1315 2292
PLAN-055 157,75 0 258 1315 1731
Tabla 58: Costos Sistema B.H. Jet – MTU.
COSTO B.H.
POZOS WORK
OVER
TARIFA EQUIPOS
DE FONDO +
SUPERFICIE
CONSUMO DIESEL
MOTOR MTU
MTTO
BOMBA
JET
TOTAL
USD/DIA USD/DIA USD/DIA USD/DIA USD/DIA
PLAA-001 102,73 2216,56 440 4,52 2764
PLAA-030 102,73 2216,56 440 4,52 2764
PLAB-010 102,73 2216,56 440 4,52 2764
PLAD-023 102,73 2216,56 440 4,52 2764
PLAN-029 102,73 2216,56 440 4,52 2764
PLAN-055 102,73 2216,56 440 4,52 2764
En la Tabla 59, se muestra los costos por barril de petróleo producido para el sistema
BES y B.H. Jet – MTU, además de la alternativa del sistema de bombeo estacionario en
superficie.
Tabla 59: Costo por BPPD- BES-B.H. Jet.
POZO
BPPD
BES
BPPD B.H.
JET - MTU
COSTO
BPPD BES
COSTO BPPD
B.H. JET - MTU
COSTO BPPD
B.H. JET +
SISTEMA
ESTACIONARO
BPPD BPPD USD/BP USD/BP USD/BP
PLAA-001 59,2 79,4384 37 35 13
PLAA-030 51 65,529 43 42 15
128
PLAB-010 92,76 127,84296 24 22 8
PLAD-023 237,75 266,135 10 10 4
PLAN-029 97,8 116,448 23 24 9
PLAN-055 458,64 458,64 4 6 2
5.2 Conclusiones
- Se seleccionaron seis pozos para el rediseño de levantamiento artificial, en los que se
consideró la caída de producción, el aporte actual de fluidos, y los días operativos en pozo de
los componentes de fondo BES, los pozos se observan en la tabla siguiente:
Pozo Último Registro BPPD Run life Condición Alternativa
PLAA-001BT 31/12/2015 59,2 236 Mayor a 100 días Diseño B.H. Jet
PLAA-030BT 31/12/2015 51 388 Mayor a 100 días Diseño B.H. Jet
PLAB-010H 31/12/2015 92,76 95 Menor a 100 días Diseño B.H. Jet
PLAD-023H 31/12/2015 237,75 9 Menor a 100 días Diseño B.H. Jet
PLAN-029H 31/12/2015 97,8 54 Menor a 100 días Diseño B.H. Jet
PLAN-055BT 31/12/2015 458,64 56 Menor a 100 días Diseño B.H. Jet
- Las variables que involucran el rediseño de los pozos son: la producción actual de
petróleo, el tipo de pozo, el sistema de L.A. y la completacion de fondo, la tarifa de los
equipos de fondo y de subsuelo de los sistemas BES y B.H. Jet.
- Luego del diseño del sistema de levantamiento artificial tipo jet, los pozos presentan
las siguientes geometrías:
POZO Sistema L.A
Anterior Tipo de Bomba
Sistema L.A
Propuesto
Tipo de
Geometría
PLAA-001 BES FLEX 3,2 - 265 STG B.H JET 12L
PLAA-030 BES P3P - 260 TSG B.H JET 12L
PLAB-010 BES FLEX 10 - 119 STG B.H JET 12K
PLAD-023 BES FLEX 17,5 - 134 STG B.H JET 12L
PLAN-029 BES FLEX 10 - 87 STG B.H JET 12K
PLAN-055 BES HAL400-1250 - 132 STG B.H JET 11J
129
- Después del rediseño de levantamiento artificial, cinco de los pozos proporcionaron
un aporte adicional de petróleo (PLAA-001, PLAA-030, PLAB-010, PLAD-023 Y PLAN-
029), excepto el pozo PLAN-055 que tras el rediseño no experimenta un aporte adicional de
petróleo. El aporte anterior y actual de petróleo luego del rediseño, se observa en la siguiente
tabla:
POZO Sistema L.A
Anterior BPPD"BES"
Sistema L.A
Propuesto GEOMETRÍA
BPPD
"B.H.JET"
Incremento
de BPPD
PLAA-001 BES 59,2 B.H JET 12L 79,43 20,23
PLAA-030 BES 51 B.H JET 12L 65,52 14,52
PLAB-010 BES 92,76 B.H JET 12K 127,84 35,08
PLAD-023 BES 237,75 B.H JET 12L 266,13 28,38
PLAN-029 BES 97,8 B.H JET 12K 116,44 18,64
PLAN-055 BES 458,64 B.H JET 11J 458,64 0
- La diferencia de los costos operativos del sistema de bombeo eléctrico sumergible e
hidráulico jet, se presentan en la siguiente tabla:
POZO
BPPD
BES
BPPD B.H.
JET - MTU
COSTO
BPPD BES
COSTO BPPD
B.H. JET - MTU
COSTO BPPD
B.H. JET +
SISTEMA
ESTACIONARO
BPPD BPPD USD/BP USD/BP USD/BP
PLAA-001 59,2 79,4384 37 35 13
PLAA-030 51 65,529 43 42 15
PLAB-010 92,76 127,84296 24 22 8
PLAD-023 237,75 266,135 10 10 4
PLAN-029 97,8 116,448 23 24 9
PLAN-055 458,64 458,64 4 6 2
Según el análisis de costos de la tabla anterior, se presentan dos alternativas de
operación según el rediseño hidráulico jet de los pozos, el sistema con unidad móvil en
superficie (MTU) y el sistema estacionario en superficie, la mejor opción para los pozos es la
de adquirir equipos de superficie para la operación, obteniendo un menor costo por barril
producido total de 51 USD/BP con respecto a los 141 USD/BP que involucra el sistema BES.
130
5.3 Recomendaciones
- Llevar acabo la implementación de la propuesta de cambio de levantamiento artificial
en los pozos analizados en el campo de estudio, debido a que se podrá abaratar costos dada
las características operativas del sistema de bombeo eléctrico sumergible presente.
- Elaboración de pruebas de Build Up en los pozos del Campo Palo Azul, con el
propósito de actualizar la información que concierne a presiones tanto de reservorio, fluyente
y de burbuja, y así poder realizar proyecciones que involucren un menor margen de error
para los diseños de producción.
5.4 Bibliografía
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PetroWiki:
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- SYAL Sertecpet. (2016). Software .
5.5 Anexos
5.5.1 Diagramas de Completación de los Pozos Seleccionados para el Rediseño de
Levantamiento Artificial en el Campo Palo Azul –Bloque 18
134
Figura 68: Diagrama de Completación Pozo PLAA-001. (Departamento de Exploración-Explotación, Sub-
Proceso de Producción ARCH, 2016)
136
Figura 69: Diagrama de Completación Pozo PLAA-030 (Departamento de Exploración-Explotación, Sub-
Proceso de Producción ARCH, 2016)
138
Figura 70: Diagrama de Completación Pozo PLAB-010 (Departamento de Exploración-Explotación, Sub-
Proceso de Producción ARCH, 2016)
139
Figura 71: Diagrama de Completación Pozo PLAD-023 (Departamento de Exploración-Explotación, Sub-
Proceso de Producción ARCH, 2016)
140
Figura 72: Diagrama de Completación Pozo PLAN-029 (Departamento de Exploración-Explotación, Sub-
Proceso de Producción ARCH, 2016)
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