capítulo 1 introducción al sistema de bombeo mecánico
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA YPETRÓLEOS
ESTUDIO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTOARTIFICIAL A BOMBEO MECÁNICO EN EL CAMPO LAGO AGRIO
OPERADO POR EP - PETROECUADOR
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS ENPETRÓLEOS
CAMPOS MONTAÑO ORLANDO NAHIM
PANCHI ZAPATA CRISTIAN RAUL
DIRECTOR: ING. CARLOS ROMÁN
Quito, Septiembre 2011
II
DECLARACIÓN
Nosotros Orlando Nahim Campos Montaño, Cristian Raúl Panchi Zapata,
declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que
no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y,
que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este
documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
la normatividad institucional vigente.
ORLANDO CAMPOS CRISTIAN PANCHI
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Orlando Nahim Campos
Montaño y Cristian Raúl Panchi Zapata, bajo mi supervisión.
Ing. CARLOS ROMÁN
DIRECTOR DE PROYECTO
IV
AGRADECIMIENTO
A Dios, por darme la oportunidad de cada día vivir un reto más y cumplir este
sueño anhelado.
A mis padres, Pascual y Carmen, por haberme dado la vida y el apoyo
incondicional en cada momento de mi vida, siendo ejemplos de superación y
lucha por sacar adelante a nuestra familia.
A mi esposa, Jeymy, quien ha sido mi gran apoyo en este camino, porque su
amor, comprensión, y soporte han sido la fuerza que mueve cada paso de mi vida
y de la que nos queda por vivir.
A mis hermanos, David y Cynthia, quienes han aportado su granito de arena en
mi persona, siendo un apoyo en las buenas y en las malas.
A mi gran amigo y compañero de Proyecto de Titulación, Cristian, quien ha sido
una persona sincera y leal, siendo participe de mis penas y alegrías.
A los Ingenieros, Klever Peláez y Carlos Román, quienes confiaron en nosotros
para dirigirnos acertadamente en este proyecto de titulación, transmitiendo sus
conocimientos y experiencias para dejarlas plasmadas en este trabajo.
A los Ingenieros, Freddy Molina, Jorge Velásquez, Carlos Obregón, porque
estuvieron dispuestos a colaborar cada vez que así lo requerimos.
A todos mis amig@s con quienes he compartido vivencias, proyectos y
compañerismo a lo largo de la carrera.
Orlando NAHIM Campos Montaño
V
AGRADECIMIENTO
A Dios por darme la fortaleza y la fe para seguir adelante.
A mis padres, Víctor y Liliana, por darme la vida, la fortaleza, la seguridad, el
apoyo y el amor incondicional en cada momento de mi vida, permitiéndome ser
fuerte y luchar siempre por alcanzar mis metas y objetivos.
A mi abuelita, Amelia, que es como una segunda madre, siempre apoyándome y
confiando en mi.
A mis hermanos, Iván, Víctor, Milton, Fanny y Wilson, porque siempre me dieron
el apoyo y la confianza que necesitaba para seguir adelante.
A mi compañero de Proyecto de Titulación, Nahím, que más que un compañero
es un verdadero amigo, que se ha demostrado durante la carrera.
A todas las Empresas relacionadas con el medio, que siempre estuvieron
dispuestas a aportar con la información necesaria para el desarrollo de este
proyecto.
A los Ingenieros, Freddy Molina, Jorge Velásquez, Carlos Obregón, Washington
Troya, porque siempre estuvieron prestos a aportar con sus conocimientos y
experiencia a lo largo del desarrollo del proyecto.
A los Ingenieros, Klever Peláez y Carlos Román, por su gran disposición a
guiarme en el desarrollo del proyecto aportando con su tiempo, conocimiento y
experiencia, y en especial por su acertada dirección a lo largo del desarrollo de
todo este proceso.
A todos mis amig@s por compartir durante toda la carrera y por ser parte de este
logro.
Cristian Panchi
VI
DEDICATORIA
A Dios por siempre estar ahí, brindándome la dicha de cumplir mis sueños,
dándome cada día la dicha de ser feliz junto a mi familia y amigos.
A mi amada esposa, Jeymy, por ser ese ser tan especial que llegó a mi vida
dándome una nueva vida, compartiendo junto a mí y a mis hijas la dicha de tener
una familia honorable, unida y feliz.
A mis pequeñas y adorables hijas, Abby y Giuliana, quienes son la alegría y el
motor de mi vida, que han llenado mi corazón de felicidad y regocijo, siendo la
fuente principal de ese deseo grande de superación.
A mis padres, Pascual y Carmen, quienes a lo largo de su vida me han enseñado
que la vida es una gran batalla en la cual cada día libramos una pequeña batalla
personal con nosotros mismos, porque no hay batalla que se pierda hasta que
nosotros decidamos que la queremos perder.
A mis hermanos, Cynthia y David, quienes han estado conmigo en las buenas y
en las malas, a quienes quiero mucho y jamás dejare de apoyar o aconsejar,
porque los hermanos son la relación más personal que tenemos desde que
somos pequeños.
Orlando NAHIM Campos Montaño
VII
DEDICATORIA
A Dios por darme la vida y permitir culminar con éxito mi carrera estudiantil.
A mis padres, Víctor y Liliana, porque representan lo más valioso e importante de
mi vida y son mi ejemplo a seguir.
A mi abuelita, Amelia, porque me ha dado inmenso amor y cariño.
A mis hermanos, Iván, Víctor, Milton, Fanny y Wilson, porque son un ejemplo a
seguir y porque siempre me han dado su apoyo y valiosos consejos en toda la
etapa de mi vida.
A mis sobrinitos, Sebas y Lore, por ser una parte importante en mi vida y porque
en los momentos más difíciles siempre me alegran.
A mi cuñado y cuñadas, por su apoyo y confianza.
Cristian Panchi
VIII
CONTENIDO
DECLARACIÓN ..................................................................................................... II
CERTIFICACIÓN .................................................................................................. III
AGRADECIMIENTO.............................................................................................. IV
AGRADECIMIENTO............................................................................................... V
DEDICATORIA...................................................................................................... VI
DEDICATORIA..................................................................................................... VII
CONTENIDO....................................................................................................... VIII
CONTENIDO DE FIGURAS................................................................................. XII
CONTENIDO DE TABLAS ...................................................................................XV
ABREVIATURAS................................................................................................XVII
RESUMEN ..........................................................................................................XIX
PRESENTACIÓN................................................................................................XXI
CAPÍTULO 1.......................................................................................................... 1
INTRODUCCIÓN AL SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO ................................. 1
1.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 1
1.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA.................................................................... 2
1.2.1 EQUIPO DE SUPERFICIE .................................................................... 3
1.2.1.1 Unidad Motriz..................................................................................... 3
1.2.1.2 Unidad de Bombeo ............................................................................ 7
1.2.1.3 Caja de Engranaje y Contrapesos .................................................... 13
1.2.1.4 Barra Pulida ...................................................................................... 14
1.2.1.5 Prensa Estopa .................................................................................. 14
1.2.1.6 Líneas de Flujo ................................................................................. 15
1.2.2 EQUIPO DE FONDO........................................................................... 16
1.2.2.1 Sarta de Varillas................................................................................ 16
1.2.2.2 Tubería de Producción...................................................................... 21
1.2.2.3 Bombas de Subsuelo........................................................................ 22
1.2.2.4 Bombas de Fondo............................................................................ 25
1.2.2.5 Bolas y Asientos ............................................................................... 34
IX
1.2.2.6 Pistones ............................................................................................ 34
1.2.2.7 Ancla de Gas .................................................................................... 36
1.2.2.8 Ancla de Tubería y Niple de Asentamiento...................................... 39
1.3 DESPLAZAMIENTO DE LA BOMBA Y EFICIENCIA VOLUMÉTRICA...... 40
1.4 ESCURRIMIENTO DE FLUIDO A TRAVÉS DEL PISTÓN ........................ 42
1.5 INTERPRETACIÓN DE LA CARTA DINAMOGRÁFICA............................ 43
1.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO MECÁNICO ..................... 50
1.6.1 VENTAJAS .......................................................................................... 50
1.6.2 DESVENTAJAS................................................................................... 50
CAPÍTULO 2........................................................................................................ 51
ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO LAGO AGRIO .............. 51
2.1 BREVE RESEÑA HISTORICA................................................................... 51
2.2 UBICACIÓN ............................................................................................... 52
2.3 LA ESTRUCTURA DEL CAMPO LAGO AGRIO Y SU EVOLUCIÓN ....... 53
2.4 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA DE LAS ZONAS DE INTERÉS............. 58
2.4.1 FORMACIÓN HOLLÍN ......................................................................... 58
2.4.1.1 Zona Hollín inferior............................................................................ 58
2.4.1.2 Zona Hollín superior.......................................................................... 58
2.4.2 FORMACIÓN NAPO............................................................................ 59
2.4.2.1 Zona T .............................................................................................. 59
2.4.2.2 Zona U .............................................................................................. 59
2.4.3 FORMACIÓN TENA ............................................................................ 59
2.4.3.1 Yacimiento Basal Tena ..................................................................... 59
2.5 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ............................................................... 63
2.5.1 ESTADO DE LOS POZOS .................................................................. 63
2.5.2 PRODUCCIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO....................................... 66
2.5.3 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTOARTIFARTFIFICIAL DEL ÁREA LAGO AGRIO............................................ 67
2.5.4 RESERVAS ......................................................................................... 68
X
CAPÍTULO 3........................................................................................................ 70
EVALUACIÓN DE LOS POZOS Y REDISEÑO DE LEVANTAMIENTOARTIFICIAL CON ANÁLISIS NODAL ................................................................. 70
3.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 70
3.2 SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS AL SISTEMA DE BOMBEOMECMECÁNICO............................................................................................... 70
3.3 ANÁLISIS NODAL...................................................................................... 74
3.3.1 NODOS EN SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO .............................. 74
3.3.2 IPR (INFLOW PERFORMANCE RELATIONSHIP).............................. 76
3.3.3 IP (ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD) .................................................... 77
3.4 DETERMINACIÓN DE LOS CAUDALES A PRODUCIR MEDIANTEANÁANÁLISIS NODAL ..................................................................................... 78
3.4.1 IPR DE LOS POZOS SELECCIONADOS ........................................... 78
3.5 ANÁLISIS DEL MÉTODO DE PRODUCCIÓN MEDIANTE BOMBEOMECMECÁNICO............................................................................................... 89
3.5.1 DESARROLLO DEL MÉTODO API RP-11L........................................ 89
3.5.1.1 Procedimiento de Diseño API RP 11L .............................................. 90
3.5.2 MÉTODO API MODIFICADO ............................................................ 104
3.5.3 MÉTODO DE LA ECUACIÓN DE LA ONDA ..................................... 105
3.5.3.1 Simulación del Comportamiento de una Sarta de Varillas .............. 105
3.5.3.2 Diseños de Los Pozos utilizando El PROGRAMA QROD .............. 110
3.5.4 ANÁLISIS DE LA TENSIÓN EN LAS VARILLAS............................... 126
3.6 ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS SELECCIONADOS ........................ 128
3.6 RESUMEN DEL EQUIPO DE BOMBEO MECÁNICO PARA CADA POZO........................................................................................................................ 143
CAPÍTULO 4...................................................................................................... 146
ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO DE LA FACTIBILIDAD DEL PROYECTO........................................................................................................................... 146
4.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 146
4.2 MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS.................................... 146
4.2.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN).......................................................... 148
4.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)............................................... 149
4.2.3 RELACIÓN BENEFICIO/COSTO (RCB)............................................ 151
XI
4.3 INVERSIÓN DEL PROYECTO ................................................................ 152
4.4 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO ............................................ 153
4.4.1 CONDICIONES PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO......................... 154
4.4.2 CONDICIONES TÉCNICAS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO...... 155
4.4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................... 155
4.5 VIABILIDAD DEL PROYECTO ................................................................ 157
CAPÍTULO 5...................................................................................................... 158
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..................................................... 158
5.1 CONCLUSIONES .................................................................................... 158
5.2 RECOMENDACIONES ............................................................................ 159
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.................................................................. 160
ANEXOS ............................................................................................................ 161
XII
CONTENIDO DE FIGURAS
CAPÍTULO 1FIGURA 1.1 ESQUEMA DEL SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO .................... 2FIGURA 1.2 ELEMENTOS DE LA UNIDAD CONVENCIONAL DE BOMBEOMECÁNICO MECÁNICO....................................................................................... 8FIGURA 1.3 ESQUEMA DEL SISTEMA NEUMÁTICO DEL CONTRAPESO....... 8FIGURA 1.4 ESQUEMA DE LOS ELEMENTOS DE LA UNIDAD MARK II........... 9FIGURA 1.5 UNIDAD ROTAFLEX ...................................................................... 10FIGURA 1.6 ESQUEMA DEL DESBALANCE ESTRUCTURAL.......................... 12FIGURA 1.7 ÁNGULO DE COMPENSACIÓN DE LA MANIVELA...................... 13FIGURA 1.8 ESQUEMA DE LAS VARILLAS COROD........................................ 20FIGURA 1.9 COMPORTAMIENTO DE LAS VÁLVULAS VIAJERAS Y FIJASDURANTE UDURANTE UN CICLO DE BOMBEO .............................................. 23FIGURA 1.10 ACCIÓN DE LAS VÁLVULAS Y CARGAS DE FLUIDO ............... 24FIGURA 1.11 DESIGNACIÓN API DE LAS BOMBAS DE SUBSUELO.............. 27FIGURA 1.12 BOMBAS API................................................................................ 29FIGURA 1.13 OPERACIÓN DE LA VÁLVULA CARGADORA............................ 32FIGURA 1.14 OPERACIÓN DE VÁLVULA “UPPER RING”................................ 33FIGURA 1.15 ANCLA DE GAS NATURAL.......................................................... 37FIGURA 1.16 OPERACIÓN DEL ANCLA DE GAS TIPO EMPACADURA......... 38FIGURA 1.17 REPRESENTACIÓN DE LA CARTA DINAGRÁFICA................... 44FIGURA 1.18 CARTA DINAGRÁFICA INCLUIDA DIFERENTES FACTORES... 46
CAPÍTULO 2FIGURA 2.1 UBICACIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO EN EL ECUADOR ........ 53FIGURA 2.2 CAMPO LAGO AGRIO: SECCIÓN SÍSMICA .................................. 54FIGURA 2.3 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE HOLLÍN .............................. 56FIGURA 2.4 MAPA ESTRUCTURAL DE LA BASE DE CALIZA A...................... 57FIGURA 2.5 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ESQUEMÁTICA NAPO-HOLLÍNCAMPO LAGCAMPO LAGO AGRIO POZO LA-18............................................. 61FIGURA 2.6 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA CUENCA ORIENTE..................... 62FIGURA 2.7 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR SISTEMA DELEVANTAMILEVANTAMIENTO........................................................................... 68
CAPÍTULO 3FIGURA 3.1 UBICACIÓN DE LOS NODOS EN SISTEMA DE BOMBEOMECÁNICO MECÁNICO.................................................................................... 75FIGURA 3.2 DETERMINACIÓN DE M=1/n......................................................... 81FIGURA 3.3 CURVA IPR – LAGO 9A ................................................................. 83FIGURA 3.4 CURVA IPR – LAGO 11 ................................................................. 84
XIII
FIGURA 3.5 CURVA IPR – LAGO 13 ................................................................. 84FIGURA 3.6 CURVA IPR – LAGO 18 ................................................................. 85FIGURA 3.7 CURVA IPR – LAGO 22 ................................................................. 85FIGURA 3.8 CURVA IPR – LAGO 25 ................................................................. 86FIGURA 3.9 CURVA IPR – LAGO 27 ................................................................. 86FIGURA 3.10 CURVA IPR – LAGO 35 ............................................................... 87FIGURA 3.11 CURVA IPR – LAGO 38 ................................................................ 87FIGURA 3.12 CURVA IPR – LAGO 41 ............................................................... 88FIGURA 3.13 CURVA IPR – LAGO 43 ............................................................... 88FIGURA 3.14 CORRELACIÓN PARA CORREGIR LA CARRERA DEL PISTÓN92FIGURA 3.15 CORRELACIÓN PARA CALCULAR LA CARGA MÁXIMA SOBRELA BARRA LA BARRA PULIDA....................................................................... 97FIGURA 3.16 CORRELACIÓN PARA CALCULAR LA CARGA MÍNIMA SOBRELA BARRA PULA BARRA PULIDA...................................................................... 98FIGURA 3.17 CORRELACIÓN PARA CALCULAR EL TORQUE MÁXIMO...... 100FIGURA 3.18 CORRELACIÓN PARA LA CORRECCIÓN DEL TORQUEMÁXIMO MÁXIMO ..................................................................................... 101FIGURA 3.19 CORRELACIÓN PARA DETERMINAR LA POTENCIA EN LABARRA PULIDBARRA PULIDA ......................................................................... 102FIGURA 3.20 BALANCE DE FUERZAS EN UN ELEMENTO DE DIFERENCIALDE VARILLAS DE VARILLAS ............................................................................ 107FIGURA 3.21 RESULTADOS DEL PROGRAMA QROD................................... 113FIGURA 3.22 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 9A.............. 115FIGURA 3.23 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 11A............ 116FIGURA 3.24 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 13 .............. 117FIGURA 3.25 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 18 .............. 118FIGURA 3.26 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 22 .............. 119FIGURA 3.27 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 25 .............. 120FIGURA 3.28 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 27 .............. 121FIGURA 3.29 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 35 .............. 122FIGURA 3.30 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 38 .............. 123FIGURA 3.31 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 41 .............. 124FIGURA 3.32 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 43 .............. 125FIGURA 3.33 DIAGRAMA DE TENSIÓN PARA VARILLAS NORRIS 97, LTV HSy UPCO 50K Y UPCO 50K............................................................................... 127FIGURA 3.34 ANÁLISIS NODAL - POZO 9A.................................................... 132FIGURA 3.35 ANÁLISIS NODAL - POZO 11A.................................................. 133FIGURA 3.36 ANÁLISIS NODAL - POZO 13 .................................................... 134FIGURA 3.37 ANÁLISIS NODAL - POZO 18 .................................................... 135FIGURA 3.38 ANÁLISIS NODAL - POZO 22 .................................................... 136FIGURA 3.39 ANÁLISIS NODAL - POZO 25 .................................................... 137FIGURA 3.40 ANÁLISIS NODAL - POZO 27 .................................................... 138FIGURA 3.41 ANÁLISIS NODAL - POZO 35 .................................................... 139
XIV
FIGURA 3.42 ANÁLISIS NODAL - POZO 38 .................................................... 140FIGURA 3.43 ANÁLISIS NODAL - POZO 41 .................................................... 141FIGURA 3.44 ANÁLISIS NODAL - POZO 43 .................................................... 142
CAPÍTULO 4FIGURA 4.1 PRECIO DEL PETRÓLEO ECUATORIANO................................. 148FIGURA 4.2 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DEL PROYECTO ....................... 154
XV
CONTENIDO DE TABLAS
CAPÍTULO 1TABLA 1.1 EFICIENCIA MÁXIMA DE DESLIZAMIENTO DE LOS MOTORESNEMA NEMA.................................................................................................. 5TABLA 1.2 ESPECIFICACIONES DE FABRICACIÓN - VARILLAS API............. 18TABLA 1.3 ESPECIFICACIONES DE VARILLAS API ........................................ 18TABLA 1.4 ESPECIFICACIÓN DE VARILLAS COROD ..................................... 19TABLA 1.5 ESPECIFICACIONES DE VARILLAS DE FIBRAS DE VIDRIO........ 21TABLA 1.6 TIPO DE BOMBA Y PROFUNDIDAD MÁXIMA DE ASENTAMIENTO............................................................................................................................. 26TABLA 1.7 ÁREA DEL PISTÓN Y CONSTANTES DE LA BOMBA.................... 41TABLA 1.8 CARTAS DINAGRÁFICAS CARACTERÍSTICAS ............................. 47
CAPÍTULO 2TABLA 2.1 COORDENADAS DEL CAMPO LAGO AGRIO................................. 52TABLA 2.2 DATOS PVT DEL CAMPO LAGO AGRIO ........................................ 60TABLA 2.3 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS................................................. 63TABLA 2.4 POZOS PRODUCTORES DEL CAMPO LAGO AGRIO ................... 64TABLA 2.5 POZOS CERRADOS CAMPO LAGO AGRIO................................... 64TABLA 2.6 POZOS ABANDONADOS CAMPO LAGO AGRIO ........................... 65TABLA 2.7 POZOS EN ESPERA DE ABANDONO CAMPO LAGO AGRIO ....... 65TABLA 2.8 POZOS REINYECTORES CAMPO LAGO AGRIO........................... 66TABLA 2.9 DATOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO................. 66TABLA 2.10 DATOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO POR POZO............................................................................................................................. 66TABLA 2.11 PRODUCCIÓN POR TIPO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO.. 67TABLA 2.12 RESERVAS DEL CAMPO LAGO AGRIO ....................................... 69
CAPÍTULO 3TABLA 3.1 SELECCIÓN DE POZOS.................................................................. 72TABLA 3.2 INFORMACIÓN PARA ANÁLISIS DEL PROYECTO........................ 79TABLA 3.3 INFORMACIÓN PARA LA CURVA IPR – LAGO 9A......................... 82TABLA 3.4 INFORMACIÓN PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LAS CURVAS IPR............................................................................................................................. 83TABLA 3.5 DATOS PARA EL DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO-LAGO 9ª LAGO 9A........................................................................................... 90TABLA 3.6 VALORES DE CLF PARA VARIOS TIPOS DE UNIDADES ........... 103TABLA 3.7 FÓRMULAS ALTERNATIVAS PARA EL CÁLCULO DE POTENCIADEL FABRI DEL FABRICANTE ......................................................................... 104
XVI
TABLA 3.8 PORCENTAJE DE CARGA EN LOS DISTINTOS TIPOS DEVARILLAS VARILLAS PARA EL POZO LAGO - 9A .......................................... 128TABLA 3.9 DATOS REQUERIDOS PARA EL ANÁLISIS NODAL ..................... 129TABLA 3.10 DATOS PARA EL ANÁLISIS NODAL- POZO 9A.......................... 130TABLA 3.11 RESULTADOS PARA EL ANÁLISIS NODAL- POZO 9A............... 131TABLA 3.12 EQUIPOS A UTILIZAR POR POZO.............................................. 145
CAPÍTULO 4TABLA 4.1 PRECIO DEL BARRIL DE PETRÓLEO ECUATORIANO – MESESMAYO Y JUMAYO Y JUNIO DE 2011 ............................................................... 147TABLA 4.2 VIABILIDAD DEL PROYECTO ....................................................... 151TABLA 4.3 COSTOS ESTIMADOS POR POZO DEL CAMBIO DELEVANTAMLEVANTAMIENTO A BOMBEO MECÁNICO ................................. 152TABLA 4.4 COSTOS DEL EQUIPO DE SUBSUELO........................................ 153TABLA 4.5 CONDICIONES TÉCNICAS PARA EL PROYECTO....................... 155TABLA 4.6 ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................ 156TABLA 4.7 VIABILIDAD DEL PROYECTO ....................................................... 157
XVII
ABREVIATURAS
API: American Petroleoum Institute.
BAPD: Barriles de agua por día.
Bo: Factor vlumétrico del petróleo.
Bls: Barriles.
BPPD: Barriles de petróleo por día.
BSW: Relación agua-petróleo.
“BT”: Basal Tena.
Dp: Diámetro del pistón de la bomba.
EWO: Pozo esperando workover.
“H”: Hollín.
ID: Diámetro interno casing.
IP: Indice de Productividad.
L: Espesor de la arena.
LAG: Lago Agrio.
Lbs: Libras.
M: Pendiente de Build up.
OD: Diámetro externo tubing.
P: Pozo produciendo.
Pi: Presión inicial.
PPHJ: Bombeo Hidráulico Tipo Jet.
PPHP: Bombeo Hidráulico Tipo Pistón.
XVIII
PPM: Bombeo Mecánico.
PPS: Bombeo Electrosumergible.
Pr: Presión de reservorio.
Pulg: Pulgadas.
PVT: Presión, volumen, temperatura.
Pwf: Presión de fondo fluyente.
Q: Caudal.
RCB: Relación beneficio/costo.
rpm: Revoluciones por minuto (motor).
S: Daño.
Sfl: Velocidad para cargas completas.
Sg: Velocidad de sincronía del motor
SPE: Sociedad de Ingenieros Petroleros.
spm: Strokes por minuto (carrera de la bomba).
So: Saturación de petróleo.
Sw: Saturación de agua.
VAN: Valor actual neto.
“T”: Napo “T”.
TIR: Tasa interna de retorno.
“U”: Napo “U”.
WO: Workover.
XIX
RESUMEN
El siguiente proyecto consta de cinco capítulos, sus contenidos se detallan a
continuación:
El primer capítulo consiste en la parte teórica de este proyecto, con el fín de
obtener las herramientas necesarias para tomar una decisión correcta de aplicar
el sistema de bombeo mecánico o no; se describe los tipos del sistema de
bombeo mecánico, así como, cada una de las partes que conforman éste sistema.
Se explica la función que cumple cada una de las partes, y se describe el
funcionamiento total del sistema de bombeo mecánico. Por último se presentan
las curvas características de una carta dinamográfica y se da a conocer las
ventajas de la utilización de este sistema.
El segundo capítulo comprende una caracterización de los yacimientos del
Campo Lago Agrio administrado por la operadora estatal EP PETROECUADOR.
Esta información incluye datos muy importantes como: ubicación, zonas de
interés, análisis PVT de las zonas productoras, mineralogía, columna
estratigráfica de la cuenca oriente, estado actual del campo, reservas, entre otra
información; esto con el propósito de identificar las propiedades y características
de este Campo para identificar sus pozos como potenciales candidatos al cambio
de sistema de levantamiento a bombeo mecánico.
En este capítulo se detalla también el estado actual de producción del Campo
Lago Agrio, para tener claro las condiciones en las que se encuentra dicho campo
para este proyecto. La información utilizada en este capítulo fue proporcionada
directamente por la operadora.
Después de poseer los fundamentos teóricos sobre el sistema de bombeo
mecánico, la situación actual del campo, las propiedades de los reservorios, haber
analizado las pruebas de producción, las pruebas de presión disponibles hasta la
fecha y reacondicionamientos del Campo Lago Agrio, en el tercer capitulo se
realiza la selección de los pozos potencialmente candidatos y se diseña el
sistema de bombeo mecánico para dichos pozos. El diseño se realiza con el
XX
programa QRod de la compañía Echometer, adicionalmente se comprueba su
resultado con un ejemplo manual de cálculo y se realiza el análisis nodal para los
pozos diseñados para elegir las mejores alternativas de producción y cuidado de
los equipos.
En el capítulo cuatro, se hace un análisis técnico-económico con los datos
obtenidos del diseño y del análisis nodal para determinar la conveniencia
económica y rentabilidad del proyecto, tomando como base del precio del petróleo
el promedio de los meses de mayo y junio de 2011 (tomados del Banco Central).
Los costos utilizados fueron proporcionados directamente por la operadora estatal
y por compañías que prestan el servicio para el cambio de levantamiento.
Finalmente en el capítulo cinco, se presentan las conclusiones y
recomendaciones.
En los Anexos, se incluye las tablas de las propiedades de las varillas API,
catálogos de las unidades de bombeo mecánico (proporcionadas por LUFKIN),
costos de repuestos, tablas de curvas IPR y una galería fotográfica donde se
incluye los sistemas de bombeo mecánico que se encuentran funcionando
actualmente en el Campo Lago Agrio operado por EP PETROECUADOR.
XXI
PRESENTACIÓN
La realización de este proyecto se encuentra enfocada a determinar pozos
candidatos para el cambio de sistema de levantamiento a BOMBEO MECÁNICO
del Campo Lago Agrio de la empresa EP PETROECUADOR.
El sistema que se pretende utilizar, es el sistema de bombeo mecánico
Convencional y Mark II, con una combinación de varillas tipo Norris 97 que son
muy resistentes, sistema que por ser muy eficiente y seguro, demostrado
alrededor del mundo se esta retomando en los Campos del Oriente Ecuatoriano
con resultados satisfactorios. La base del funcionamiento es la misma del bombeo
mecánico antiguo con la diferencia que hoy se a logrado superar los limitantes de
la profundidad y la dirección, la manera de cómo se han superado estas limitantes
se presentan en este estudio.
Es importante mencionar que la tendencia en la industria petrolera es la
declinación de producción ya que el hidrocarburo por ser un recurso natural no
renovable va disminuyendo sus reservas.
Es necesario buscar un sistema de levantamiento más barato y seguro para que
resulte rentable su producción, de ahí que el sistema de bombeo mecánico ha
empezado a ocupar un papel muy importante, como se puede evidenciar el
sistema de levantamiento por bombeo mecánico está incrementando.
El presente proyecto pretende servir como un manual de referencia para el uso
del sistema de bombeo mecánico en la industria petrolera ecuatoriana, además se
hace una propuesta de pozos con las condiciones ideales para producir mediante
este sistema de levantamiento con un incremento de producción considerable y
por ende ingresos económicos para la operadora o en este caso el estado
ecuatoriano.
1
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN AL SISTEMA DE BOMBEOMECÁNICO
1.1 INTRODUCCIÓN
El sistema de bombeo mecánico es muy usado en todo el mundo, encontrándose
que aproximadamente el 80 % de los pozos productores de petróleo utilizan este
sistema de levantamiento artificial. En el Campo Lago Agrio operado por EP
Petroecuador, en donde se analizará este sistema de levantamiento artificial
existen tres pozos produciendo mediante Bombeo Mecánico.
El Sistema de Bombeo Mecánico consiste de una bomba reciprocante conectada
a la superficie por medio de una sarta de varillas, las cuales son impulsadas hacia
abajo y hacia arriba por un equipo de izamiento mecánico llamado unidad de
bombeo (balancín).
La producción que se puede obtener mediante este sistema varía dependiendo de
la profundidad, y puede estar entre los 5 y 700 BPD, dependiendo de la
profundidad, debido a que la producción y la profundidad son inversamente
proporcionales en el Sistema de Bombeo Mecánico.
El Sistema de Bombeo Mecánico, está constituido principalmente de dos partes
fundamentales que son:
! Equipo de Superficie, y
! Equipo de Fondo
El Equipo de superficie incluye: la unidad motriz (motor y reductor de engranaje),
unidad de bombeo, barra pulida, prensa estopa, cabezal y líneas de flujo.
2
El Equipo de fondo incluye: el revestidor (casing), tubería de producción, sarta de
varillas (cabillas), bomba de fondo, ancla de gas (opcional), niple de
asentamiento, niple perforado y ancla de lodo.
En la Figura 1.1, representa un esquema del sistema de bombeo mecánico.
FIGURA 1.1 ESQUEMA DEL SISTEMA DE BOMBEOMECÁNICO
Fuente: Curso de Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico, PDVSA-INTEVEP
1.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA
La función del sistema de bombeo mecánico consiste en elevar el fluido (petróleo
y agua) desde el nivel que éste alcanza en el pozo y desplazarlo al punto de
recolección por medio de una bomba de profundidad accionada por la columna de
varillas que transmiten el movimiento del equipo de bombeo.
El fluido es conducido hasta la superficie a través de la tubería de producción
(tubing) y de allí hasta el punto de recolección por la línea de flujo.
3
La bomba eleva el fluido desde el nivel dinámico y no desde la profundidad donde
está asentada; por lo tanto el trabajo desarrollado será mayor cuanto más bajo se
encuentre dicho nivel.
Para una eficiente extracción será indispensable bajar el nivel de fluido tanto
como sea posible (a fin de evitar aplicar una contrapresión a la formación) sin que
ello provoque un llenado parcial del barril de la bomba que disminuya su
rendimiento y cause el golpe de fluido.
1.2.1 EQUIPO DE SUPERFICIE
Como se mencionó anteriormente el equipo de superficie incluye:
! unidad motriz,
! unidad de bombeo,
! barra pulida,
! prensa estopa,
! cabezal
! líneas de flujo.
1.2.1.1 Unidad Motriz
La unidad motriz es un motor eléctrico o a gas.
La función de la unidad motriz es suministrar la potencia que el sistema de
bombeo necesita. La unidad motriz afecta al consumo de energía y a las cargas
de la caja de engranaje. La potencia del motor medida en caballos fuerza (“hp”)
dependen de la profundidad, nivel de fluido, velocidad de bombeo y balanceo de
la unidad, razón por la que se debe realizar un buen diseño del tamaño del motor,
ya que si se lo sobredimensiona aunque se garantizan los caballos fuerza, esto
disminuye la eficiencia del mismo. Cabe señalar que los motores eléctricos
alcanzan sus máximas eficiencias cuando operan con una potencia cercana a la
de su etiqueta.
4
Los motores eléctricos y a gas son componentes de bajo torque y altos rpm. La
variación de velocidad de la unidad motriz afecta la caja de engranaje, a las
cargas en las varillas y a la velocidad de bombeo. Las variaciones de velocidad
altas del motor reducen el torque neto en la caja de engranaje. Por lo tanto, las
variaciones de velocidad altas en la unidad motriz “aplanan” las cartas
dinagráficas (dinamográficas) al compararse con unidades motrices de baja
variación de velocidad. Esto resulta en rangos bajos de tensión y por ende en
disminución de la fatiga en las varillas.
MOTORES ELÉCTRICOS
Los motores eléctricos para bombas de varillas son principalmente motores de
inducción de tres fases.
Según la NEMA (National Electrical Manufactures Association) clasifica los
motores dependiendo del deslizamiento y las características de torque durante el
arranque, por ejemplo NEMA D, NEMA C, NEMA B, etc.,
El porcentaje de deslizamiento es definido de la siguiente manera:
! = ("#$"%&)"# '100 Ecuación 1.1
Donde:
!: Porcentaje de deslizamiento.!(: Es la velocidad de sincronía del motor (generalmente 1200 rpm).!)*: Es la velocidad para cargas completas.
La variación de velocidad es diferente del deslizamiento, y se lo define así:
!+,- = ("./0$".12)"./0 '100 Ecuación 1.2
5
Donde:
!+,-: Porcentaje de variación de velocidad!3,4: Deslizamiento máximo.!356: Deslizamiento mínimo.A continuación se indica los tipos de motores y su máximo deslizamiento.
TABLA 1.1 EFICIENCIA MÁXIMA DE DESLIZAMIENTO DE LOS MOTORES
NEMA
MOTORNEMA
DESLIZAMIENTOMÁX. (%)
B 3
C 5
* D 13
* Más eficiente
Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, THETA Enterprise Inc.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
MOTORES DE ULTRA ALTO DESLIZAMIENTO
Motores eléctricos especiales con deslizamiento mayor al 13% son denominados
motores de ultra alto deslizamiento. Estos son diseñados para variaciones altas
de velocidad y pueden ayudar a reducir los torques pico en la caja de engranaje y
las cargas de las varillas. Se puede calibrar los motores de ultra alto
deslizamiento en diferentes modos dependiendo del deslizamiento y torque en el
arranque deseado. El modo en bajo torque ofrece los más bajos torques en la
arrancada y las variaciones de velocidad más grandes. El modo de alto torque,
ofrece mayores torques en la arrancada y las variaciones de velocidad más bajas.
Motores de Ultra alto deslizamiento usualmente tienen un modo medio o bajo-
medio con características entre los modos de bajo y alto torque.
6
Un dimensionamiento correcto del motor de ultra alto deslizamiento podría tener
una variación de velocidad de hasta un 50%. Usualmente esto resulta en torques
más bajos en la caja de engranaje y cargas en las varillas comparado a sistemas
con unidades motrices de bajo deslizamiento. Un motor de ultra alto deslizamiento
debe ser correctamente dimensionado y aplicado para las condiciones correctas
del pozo para reducir el torque a través de las variaciones altas de velocidad. Un
motor sobre diseñado puede no cargarse lo suficiente para variar la velocidad y
podría realmente comportarse como un motor NEMA D.
MOTORES A GAS
Existen dos tipos de motores a gas. Motores de baja velocidad con uno o dos
cilindros, y motores multicilindros de alta velocidad. Motores de baja velocidad
tienen velocidades de 700 rpm o menores y alto torque. Motores multicilindros
pueden tener altas variaciones de velocidad (hasta un 35%) más que motores de
baja velocidad.
Los motores de gas son generalmente más baratos que los motores eléctricos.
Sin embargo, los costos de capital y el mantenimiento son usualmente más altos
que para motores eléctricos. Los motores a gas son primordialmente utilizados en
lugares remotos en donde no existe disponibilidad de electricidad.
En los Campos operados por EP Petroecuador, los pozos que se encuentran
produciendo mediante bombeo mecánico utilizan motores CATERPILLAR
eléctricos y motores CATERPILLAR de combustión interna a diesel.
Sin embargo, los motores a diesel requieren un pequeño tanque de
almacenamiento de combustible cerca a la unidad y producen mayor ruido que los
motores eléctricos.
7
1.2.1.2 Unidad de Bombeo
La función de la unidad de bombeo es convertir el movimiento rotacional de la
unidad motriz al movimiento ascendente-descendente de la barra pulida. Una
unidad de bombeo apropiadamente diseñada tiene el tamaño exacto de caja de
engranaje y estructura. También tiene suficiente capacidad de carrera para
producir el fluido que se desea. Si bien todas las unidades de bombeo tienen
características comunes, éstas también tienen diferencias que podría influir
significativamente en el comportamiento del sistema.
Los diferentes tamaños, características y funcionamientos permiten una variedad
alta de balancines que cumplen las especificaciones API en sus diseños y son las
más utilizadas para el levantamiento mecánico, además sus costos de operación
son relativamente bajos y tienen una amplia adaptación a las condiciones de los
pozos. Estos pueden dividirse en los siguientes tipos básicos.
1.2.1.2.1 Tipos de Unidades de Bombeo
En general hay tres tipos básicos de unidades de bombeo mecánico (balancines)
las que se diferencian por su geometría y clase de contrapeso. Existe además
una nueva unidad que tiene el mismo principio básico del bombeo mecánico que
ya no utiliza balancín, conocido como RotaFlex.
En síntesis las unidades son las siguientes:
! Unidad convencional
! Unidad balanceada por aire
! Unidad de geometría especial (Mark II)
! Unidad RotaFlex
UNIDAD CONVENCIONAL
La unidad convencional basa su geometría en un sistema de palanca de clase I,
con punto de apoyo en el medio de la viga del balancín y, emplea contrapesos
mecánicos.
8
FIGURA 1.2 ELEMENTOS DE LA UNIDAD CONVENCIONAL DE BOMBEO
MECÁNICO
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group.
UNIDAD BALANCEADA POR AIRE
La unidad balanceada a aire utiliza un sistema de palanca de clase III, con punto
de apoyo en el extremo del balancín y es de empuje ascendente simétrico.
FIGURA 1.3 ESQUEMA DEL SISTEMA NEUMÁTICO DEL CONTRAPESO
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group.
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UNIDAD DE GEOMETRÍA ESPECIAL Ó MARK II
La unidad de geometría especial llamado también Mark II, utiliza un sistema de
palanca de clase III, de empuje ascendente asimétrico y contrapeso mecánico.
Los elementos que componen ésta unidad se denominan como los de la unidad
convencional con la diferencia que el conjunto de articulación del balancín se
denomina cojinetes del poste maestro.
FIGURA 1.4 ESQUEMA DE LOS ELEMENTOS DE LA UNIDAD MARK II
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group.
UNIDAD ROTAFLEX
La unidad RotaFlex es una unidad de bombeo de carrera larga que Weatherford
ha diseñado para uso con bombas de pistón. Su probada tecnología e
innovaciones en diseño permiten a la unidad de bombeo RotaFlex ofrecer un
bombeo eficiente y rentable en pozos profundos, complejos y de alto caudal. Con
la unidad RotaFlex, se pueden utilizar bombas a pistón en pozos donde antes solo
operaban bombas electrosumergibles o hidráulicas.
10
El bombeo con la unidad RotaFlex reduce la carga estructural sobre el equipo,
alargando la vida útil de la instalación de fondo de pozo ya que la sarta de varillas
de bombeo trabaja a velocidades relativamente constantes.
La velocidad constante y una menor cantidad de ciclos de bombeo alargan la vida
útil de la unidad de bombeo, de la bomba de fondo de pozo y de la sarta de
varillas.
Trabajar en un pozo con la unidad RotaFlex es simple y seguro. La unidad no
necesita ser desarmada para transportarla de un lugar de trabajo a otro.
FIGURA 1.5 UNIDAD ROTAFLEX
Fuente: Weatherford Company
1.2.1.2.2 Designación API de las Unidades
La designación API de las unidades de bombeo comprende tres factores
principales en el siguiente orden: torque máximo del reductor (en miles de libras-
pulgadas), capacidad estructural (en cientos de libras) y carrera máxima (en
pulgadas); por ejemplo, si la designación API de una unidad es 640-305-120,
indica:
Torque máximo: 640000 libras-pulgada, Lbs-pulg.
Capacidad estructural: 30500 libras, Lbs.
Carrera máxima: 120 pulgadas, pulg.
11
Normalmente los fabricantes de los equipos incorporan a la designación API
símbolos alfabéticos u otros números para designar ciertas características de la
unidad. Por ejemplo en un Lufkin:
C -640 D -305 -120
La primera letra indica el tipo de unidad de bombeo:
A Balanceada por aire.
B Balanceada por contrapesos en el balancín.
C Convencional (contrapesos en manivela).
M Mark II.
La segunda letra corresponde al torque máximo, (D) indica reductor de doble
reducción. La especificación del reductor se completa con la indicación de su
relación de transmisión, diámetro de ejes, diámetro y sección de las poleas, tipos
de engranajes, especificaciones del aceite lubricante y cantidad a utilizar.
Referente al aceite es importante seguir las recomendaciones del fabricante de la
unidad sobre su control y recambio.
En los Campos operados por EP Petroecuador, utilizan las unidades
convencionales, ya que son las unidades con las que se cuenta en bodega.
Las unidades que se encuentran operando son unidades LEGRAND C-640-305-
120 y LEGRAND C-456-256-120.
Cabe indicar que existe en bodega 2 Balancines LEGRAND MODELO C-640-305-
144, 4 Balancines AMERICAN MODELO C-456-256-120, 2 Balancines LEGRAND
MODELO C-456-256-120, 2 Balancines LEGRAND MODELO C-320-213-86, 1
Balancín LEGRAND MODELO C-228-213-86, 1 Balancín LUFKIN MARK II M-
640D-365-144 y un Balancín móvil LUFKIN MARK II M-320D-305-120.
12
1.2.1.2.3 Términos Adicionales de las Unidades de Bombeo
Desbalance estructural: Es la fuerza que se necesita para que la barra pulida
mantenga la viga viajera en una posición horizontal con los brazos pitman
desconectados de los pines de la manivela. Esta fuerza es positiva (+) cuando
actúa hacia abajo y negativa (-) cuando actúa hacia arriba.
La Figura 1.6., explica el desbalance estructural. El desbalance estructural para
unidades convencionales puede ser positivo o negativo. Para unidades Mark II es
siempre negativo.
FIGURA 1.6 ESQUEMA DEL DESBALANCE ESTRUCTURAL
Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, THETA Enterprise Inc.
Ángulo de compensación de la manivela: Este es el ángulo entre el pin de la
manivela y los brazos de las contrapesas. La Figura 1.7 muestra como se puede
medir el ángulo de fase de la manivela. Para unidades Mark II el ángulo de fase
es positivo. Para manivelas del tipo “Torqmaster” este es negativo. Para la
mayoría de las unidades de bombeo convencionales el ángulo de fase de la
manivela es cero.
El propósito del ángulo de fase de la manivela es ayudar a reducir el torque en la
caja de engranaje mejorando la fase entre las cargas en la barra pulida y el
momento de las contrapesas.
13
FIGURA 1.7 ÁNGULO DE COMPENSACIÓN DE LA MANIVELA
Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, THETA Enterprise Inc.
1.2.1.3 Caja de Engranaje y Contrapesos
CAJA DE ENGRANAJE
La función de la caja de engranaje es convertir torques bajos y altas rpm de la
unidad motriz en altos torques y bajas rpm necesarias para operar la unidad de
bombeo. Una reducción típica de una caja de engranaje es 30:1.
Esto significa que la caja de engranaje reduce las rpm a la entrada 30 veces
mientras intensifica el torque de entrada 30 veces.
CONTRAPESOS
Si la caja de engranaje tuviera que suplir todo el torque que la unidad de bombeo
necesita para operar, su tamaño debería ser demasiado grande.
Afortunadamente, al usar contrapesos, el tamaño de la caja de engranaje puede
ser minimizado.
Los contrapesos ayudan a reducir el torque que la caja debe suministrar.
Estos ayudan a la caja durante la carrera ascendente cuando las cargas en la
barra pulida son las más grandes. En la carrera descendente, la caja de
engranaje levanta los contrapesos con la ayuda de las cargas de las varillas,
quedando listos para ayudar nuevamente en la carrera ascendente. En otras
palabras, en la carrera ascendente, las contrapesas proporcionan energía a la
caja de engranaje (Al caer). En la carrera descendente estos almacenan energía
14
(subiendo). La condición operacional ideal es igualar el torque en la carrera
ascendente y descendente usando la cantidad correcta del momento de
contrabalanceo. Cuando esto ocurre la unidad esta Balanceada.
Una unidad fuera de balance puede sobrecargar el motor y la caja de engranaje.
Esto puede resultar en fallas costosas y pérdidas de producción si no se corrige a
tiempo. Para determinar si la unidad esta balanceada, debe hacerse un análisis
de torque o registrar un gráfico de amperaje del motor en la carrera ascendente y
descendente.
1.2.1.4 Barra Pulida
La barra pulida conecta la unidad de bombeo a la sarta de varillas y es la única
parte de la sarta que es visible en la superficie, en EP Petroecuador se utiliza la
barra pulida de 22 pies de longitud y de 1,5 pulg o 2,25 pulg de diámetro. Como
su nombre lo dice, la barra pulida tiene una superficie lisa y brillante. La superficie
de la barra pulida previene el desgaste de las empacaduras de la prensa estopa.
Las empacaduras de la prensa estopa están diseñadas para prevenir fugas de
fluido.
Si el pozo no produce suficiente petróleo para mantener lubricada la barra pulida
entonces un lubricador es usualmente instalado encima de la prensa estopa. Este
lubricador prevendrá daños en la prensa estopa y la barra pulida con la constante
lubricación.
1.2.1.5 Prensa Estopa
La función principal de la barra pulida es soportar el peso de la sarta de varillas,
bomba y fluido. Por lo tanto, la barra pulida experimenta cargas más altas que
cualquier otra parte de la sarta.
Las empacaduras de la prensa estopa son apretadas para prevenir fugas en el
cabezal. Pero, si se aprietan demasiado, podrían incrementarse las pérdidas de
potencia en la barra pulida resultando en una mala interpretación de la carta
dinagráfica por la distorsión de las cargas sobre la barra pulida.
15
1.2.1.6 Líneas de Flujo
Las líneas de flujo conectan el cabezal del pozo con el separador.
La barra pulida además de soportar el peso de la sarta de varillas y el fluido, debe
también sobreponerse a la presión en la línea.
Las altas presiones en la línea de flujo pueden resultar en altas cargas en la barra
pulida y una disminución en la eficiencia. Estas cargas adicionales en la barra
pulida dependerán del diámetro del pistón. Mientras más grande sea el tamaño
del pistón, más grande será el efecto de la presión de la línea de flujo en el
sistema.
VÁLVULAS DE CONTRAPRESIÓN
En pozos con exceso de gas tendrá que instalarse un orificio (back pressure) en
la línea de flujo. Esto es necesario para evitar “cabeceo” o interrupción de la
producción. Esto ocurre debido a:
! El fluido producido a medida que se acerca a la superficie del pozo va
disminuyendo la presión, causando que el gas se libere dentro de la tubería
de producción y en superficie la presión disminuye aun mas ocasionando una
expansión mayor de gas.
! Los Cabeceos causan ciclos de alta producción seguidos por periodos de baja
producción o ninguna producción. Al comienzo del cabeceo, el gas en
expansión empuja al líquido dentro de las líneas de flujo y aumenta la
producción momentáneamente. Sin embargo, el líquido que deja la tubería es
reemplazado por más y más gas libre. Eventualmente, la tubería queda seca,
y la producción se detiene hasta que la tubería se llene con fluido
nuevamente.
En un pozo de bombeo, el cabeceo es indeseable y debe ser controlado. La
forma más común de detener el cabeceo es usando un orificio o una válvula
de desahogo de presión. Este dispositivo incrementa la presión en la línea de
flujo para evitar que el gas se expanda y cause cabeceo. Incrementar la
presión en la tubería 50-60 psi es frecuentemente suficiente para detener el
cabeceo. La válvula de presión de desahogo es diseñada para cerrar cuando
16
la presión de tubería es baja y para abrir cuando la presión de la tubería
aumenta. La bola en este tipo de válvula se mantiene cerrada con un resorte
enrollado.
! La presión en la tubería excede la tensión del resorte ocasionando que la
válvula se abra. Si bien esto mantiene libre de cabeceo al pozo, debido a la
presión agregada al pistón, el sistema deberá realizar un trabajo mayor. Esto
sin duda disminuye la eficiencia del sistema. Por lo tanto, válvulas de presión
de retorno y orificios deben usarse solo cuando el pozo presenta cabeceo.
1.2.2 EQUIPO DE FONDO
El Equipo de Fondo está compuesto por:
! Sarta de Varillas,
! Tubería de Producción,
! Bomba de Fondo,
! Ancla de Gas (opcional),
! Niple de Asentamiento,
! Niple Perforado,
! Ancla de Tubería.
1.2.2.1 Sarta de Varillas
Las varillas son piezas metálicas cilíndricas encargadas de transmitir a la bomba
de subsuelo el movimiento del balancín para que ésta bombee el petróleo hacia la
superficie. Diámetros mayores de varillas son utilizados en el tope y más
pequeños en la base para minimizar los costos y las cargas tensionales.
1.2.2.1.1 Identificación
Las varillas tienen conexiones estándar, sin importar quien las fabrica y sus
diámetros son de 1/2", 3/4", 7/8", 1" y 1 1/8" con longitudes de 25', 30' y 50'.
Se fabrican de acuerdo a ciertas especificaciones y la forma de identificarlas es
observando las marcas impresas en las caras planas del cuadro, las cuales
indican el año de fabricación, diámetro, grado de la varilla y composición química.
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Las varillas pequeñas conocidas como “Pony Rod” son fabricadas con el mismo
proceso utilizado para las varillas, se usan para completar las profundidades de
asentamiento y espaciado de la bomba. Vienen en diámetro de 1/2", 3/4", 7/8", 1",
1 1/8" y con longitudes de 1', 2', 4', 6', 10' y 12'.
1.2.2.1.2 Tipos de Varillas
Existen diversas clases de varillas de succión, de las cuales las más conocidas y
utilizadas son las convencionales (API), las no convencionales (NO API), las
continúas y las de fibra de vidrio entre las principales.
Las primeras y las últimas se caracterizan por presentar uniones entre una y otra
a través de dispositivos mecánicos llamados cuellos; mientras que las continuas
carecen de conexiones entre varillas.
Las varillas continuas se han usado con éxito en el levantamiento de crudos
pesados y extra pesados, y especialmente en pozos de bombeo mecánico,
direccionales o desviados. En esta última aplicación han sido ampliamente
satisfactorios, ya que se logró reducir apreciablemente las fallas ocurridas por
rotura de varillas y dobladura de barras pulidas.
También se eliminaron los problemas causados por desenrosque y roturas de los
cuellos de las varillas convencionales. Los principales problemas presentados por
la sarta de varillas son las partiduras y el desenroscado de las mismas, las cuales
se deben a las siguientes causas:
! Por estar extremadamente apretadas.
! Por efectos de corrosión.
! Por aplicación de esfuerzos que exceden el límite de tolerancia.
! Daños causados durante su manejo.
! Flexión seguida del endurecimiento lo cual une esfuerzo de tensión y
compresión.
18
TABLA 1.2 ESPECIFICACIONES DE FABRICACIÓN - VARILLAS API
CLASE API
C D K
Resistencia a la Tensión máxima, Mlpc 90 115 90
Dureza, Brinell 185 - 235 235 - 285 175 - 235
Metalurgia AISI 1036 Carbón AISI 46 XX
* Níquel y Molibdeno (Carbón) o Aleación* Aleación*
Fuente: Curso de Bombeo Mecánico – Ing. Ramiro AlmeidaRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
El módulo de elasticidad del acero es de aproximadamente 30,5 MM Lbs /pulg2,
con un pequeño ajuste debido al cuello. La velocidad de propagación de la onda
de esfuerzo de las varillas es alrededor de 16000 pies/seg.
TABLA 1.3 ESPECIFICACIONES DE VARILLAS API
CUELLO (DIAM. EXT.) TAMAÑO TUBERÍA MÍN.
Diámetro Peso Área Normal Especial Normal Especial
(Pulg.) (Lbs/pie) (Pulg.) (Pulg.) (Pulg) (Pulg) (Pulg)
½ 0,726 0,1964 - 1,000 - 1,66
5/8 1,135 0,3068 1,500 1,250 2 1/6 1,99
¾ 1,634 0,4418 1,625 1,500 2 3/8 2 1/16
7/8 2,224 0,6013 1,813 1,625 2 7/8 2 3/8
1 2,904 0,7854 2,188 2,000 3 1/2 2 7/8
1 1/8 3,676 0,9940 2,375 - 3 1/2 -Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, THETA Enterprise Inc.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
VARILLAS NO-API
Entre las varillas que no cumplen con las normas API tenemos las siguientes:
! Varillas Electra
! Varillas Continuas COROD
! Varillas de Fibra de Vidrio
! Varillas Norris 97, LTV HS y UPCO 50k
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VARILLAS ELECTRA
Son fabricadas con acero de gran resistencia, generalmente se utilizan en pozos
donde las varillas convencionales API experimentan frecuentes fallas.
La gran resistencia, se debe a que la parte exterior es sometida a un proceso de
tratamiento con calor (endurecimiento por inducción) y la parte interna a
compresión; como resultado se presenta una varilla capaz de soportar esfuerzos
hasta de 50000 lpc, independientemente del rango del esfuerzo; por lo tanto, el
diagrama de Goodman no es aplicable.
VARILLAS CONTINUAS COROD
Es una sarta continua de varillas que no tienen cuellos ni pasadores, y los
diámetros varían en 1/16 en vez de 1/8 de pulgada, como lo indican las normas
API. Sin embargo, la metalurgia si cumple con dichas normas, así que, el
diagrama Modificado de Goodman es aplicable para evaluar las cargas de diseño.
Estas varillas son almacenadas y transportadas en grandes carretos. Además,
requieren de un equipo especial para su instalación ó desinstalación y de un
equipo de soldadura para operaciones de conexión ó desconexión.
La limitada disponibilidad del equipo especial para meter y sacar, ha probado ser
la principal desventaja de las varillas continuas COROD.
TABLA 1.4 ESPECIFICACIÓN DE VARILLAS COROD
TAMAÑO OCTAVOS No API PESO DIFERENCIA *(Pulg) (Lbs/pie) (%)1 1/16 - - 3,015 -1 - 8 2,67 8
15/16 - - 2,347 -7/8 7/8 7 2,044 8,413/16 - - 1,763 -3/4 ¾ 6 1,502 8,111/16 - - 1,262 -
(*) Este porcentaje de diferencia, se refiere a la variación, en peso,de las varillas COROD con respecto a las API
Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, THETA Enterprise Inc.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
20
FIGURA 1.8 ESQUEMA DE LAS VARILLAS COROD
Fuente: Curso de Bombeo mecánico – Ing. Ramiro Almeida
VARILLAS DE FIBRAS DE VIDRIO
Para facilitar su estudio, se presentan ciertas ventajas y desventajas
comparándose con las convencionales API, fabricadas con acero:
Ventajas:
! Su bajo peso reduce las cargas y consumo de energía en los equipos de
superficie.
! Reducción de fallas por corrosión.
! Si existe potencial adicional, la producción puede ser incrementada, porque
permiten la instalación de la bomba a mayores profundidades.
Desventajas:
! No son recomendables para pozos direccionales o altamente desviados. La
carga adicional por fricción, reduce considerablemente la carrera efectiva
en la bomba, debido al bajo módulo de elasticidad.
! La temperatura máxima de diseño es de 200°F
! El torque en el cuerpo está limitado a 100 lbs/pie para las varillas de 1
pulgada.
! Las operaciones de pesca se dificultan si la partida es en el cuerpo de la
varilla. Además, partículas de ésta pueden acortar la vida de las bombas
de subsuelo.
! El espaciamiento de las bombas es dificultoso.
21
TABLA 1.5 ESPECIFICACIONES DE VARILLAS DE FIBRAS DE VIDRIO
DIÁMETRO (plg) LONGITUD (pies) PESO (lbs/pie) ÁREA (pulg2)0,75 37,5 0,507 1,4420,855 37,5 0,746 0,5740,98 37,5 0,848 0,754
1,2 37,5 1,1 1,131Fuente: Curso de Bombeo mecánico – Ing. Ramiro AlmeidaRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
VARILLAS NORRIS 97, LTV HS y UPCO 50K
Estas varillas pueden manejar cargas muy altas en comparación con las varillas
API. Se utiliza el diagrama modificado de Goodman para realizar el análisis de
tensiones en éstas varillas.
En los campos operados por EP Petroecuador actualmente utilizan varillas tipo
Norris 97 de diámetro: 1”, 7/8” y 3/4”, y longitud de 25 pies.
En bodega Guarumo se tiene un total de 3133 varillas: 314 de 1”, 827 de 7/8” y
1992 de 3/4”, de las cuales se han inspeccionado: 105 de 1”, 811 de 7/8” y 1715
de 3/4”. Esto nos indica que se tiene varillas en promedio para completar cinco
pozos de una profundidad promedia de 9500 pies.
1.2.2.2 Tubería de Producción
El fluido se produce a través del anular, tubería-varillas hasta la superficie.
Cuando la tubería está anclada al anular, ésta tiene un efecto menor en el
comportamiento del sistema en la mayoría de los casos. Si la tubería no está
anclada entonces podría afectar las cargas sobre las varillas y el desplazamiento
de la bomba debido a su estiramiento. Algunos problemas que pueden afectar el
comportamiento del sistema incluyen:
! Restricciones de flujo debido a parafinas y escalas.
! Cuellos de botella pueden ocurrir cuando la bomba tiene diámetros
mayores que el diámetro interno de la tubería.
! Hoyos desviados que incrementan la fricción entre varillas y tubería.
! Tubería que es demasiado pequeña para la tasa de producción.
22
Todos estos problemas resultan en cargas más altas en todos los componentes
del sistema. También, fugas en tubería pueden disminuir significativamente la
eficiencia del sistema si no es detectada y corregida a tiempo.
Todas las completaciones de los pozos para bombeo mecánico, en los campos
operados por EP Petroecuador tienen tubería de producción de 3 ½” y 2 7/8”.
1.2.2.3 Bombas de Subsuelo
Es una bomba de pistón utilizada para levantar el petróleo desde el fondo del
pozo a la superficie, accionada por el movimiento alternativo (arriba y abajo) de la
sarta de varillas, suministrado a ellas por la unidad de bombeo o balancín.
En términos petroleros la bomba está formada por el embolo que es llamado
pistón y el cilindro que se lo conoce como barril o camisa de la bomba dentro de
la cual se mueve el pistón. Contiene una válvula estacionaria (válvula fija) que
permite o no la entrada de petróleo y gas del pozo al interior de la bomba y de una
válvula móvil (válvula viajera) que permite o no la entrada de petróleo y gas de la
bomba al interior del pistón.
La válvula fija está sujeta a la tubería por intermedio de un sistema de anclaje o
zapato, efectuando un sello hermético que evita que el petróleo y gas retenidos en
la bomba sean desplazados nuevamente al pozo.
Las bombas accionadas por varillas se dividen en dos grupos:
! Bombas de Tubería, en las cuales el barril o camisa y la zapata de la
bomba, forman parte integral de la tubería de producción; es decir se
requiere sacar la tubería para reemplazar o cambiar la bomba en el pozo.
El pistón de éste tipo de bombas es corrido con las varillas y en su parte
inferior lleva una especie de pescante que se utiliza para colocar la válvula
fija en la zapata de la bomba o para sacarla de la misma.
! Bombas de Varillas, en éste tipo de bomba el barril o camisa, el pistón, la
válvula fija y la válvula viajera forman un sólo ensamblaje, el cual es corrido
o removido por la sarta de varillas; o sea que para el reemplazo o
23
colocación de la bomba únicamente se requieren sacar las varillas sin
necesidad de tener que sacar la tubería de producción.
Durante la operación de una bomba, de cualquier tipo mencionado, debe
existir un espacio libre de 8 a 24 pulgadas entre el pistón y la válvula fija o
zapata de la bomba. Si éste espacio es muy corto el pistón golpeará sobre
el fondo de la bomba, dañando el anclaje de la misma o pescando la
válvula fija y si el espacio es muy amplio el pistón golpeará en la parte
superior de la bomba, sacándola de la zapata y dañando el equipo.
El mal espaciamiento de la bomba originará un mal funcionamiento del
equipo de bombeo, pérdida de producción.
ACCIÓN DE LAS VÁLVULAS
Asumiendo que la bomba está llena con líquido incompresible tal como petróleo
muerto o agua. La Figura muestra cómo se comportan las válvulas viajeras y fijas
durante el ciclo de bombeo.
FIGURA 1.9 COMPORTAMIENTO DE LAS VÁLVULAS VIAJERAS Y FIJAS
DURANTE UN CICLO DE BOMBEO
Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, THETA Enterprise Inc.
24
Carrera Ascendente
En la carrera ascendente, cuando el pistón comienza a moverse hacia arriba, la
válvula viajera cierra y levanta las cargas del fluido. Esto genera un vació en el
barril de la bomba que causa la apertura de la válvula fija permitiendo que el fluido
proveniente del yacimiento llene la bomba.
Carrera Descendente
En la carrera descendente, cuando el pistón comienza a moverse hacia abajo, la
válvula fija se cierra y el fluido en el barril de la bomba empuja la válvula viajera
abriendo esta. El pistón viaja a través del fluido que se ha desplazado hacia la
bomba durante la carrera ascendente. Luego el ciclo se repite.
ACCIÓN DE LAS VÁLVULAS Y CARGAS DE FLUIDO
Una carta dinagráfica es un gráfico de carga versus posición. Para entender cómo
sería la carta dinagráfica de la bomba para el caso de la bomba llena,
observemos la Figura 1.10., asumiendo que la tubería está anclada.
FIGURA 1.10 ACCIÓN DE LAS VÁLVULAS Y CARGAS DE FLUIDO
Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, THETA Enterprise Inc.
25
Al comienzo de la Carrera Ascendente, la válvula viajera cierra (punto A de la
Figura 1.10). A este punto la válvula viajera levanta las cargas del fluido. Estas
cargas permanecen constantes durante el recorrido ascendente (del punto A hasta
B).
En la Carrera Descendente, cuando el pistón comienza el movimiento hacia
abajo, la válvula viajera se abre (punto C de la Figura 1.10). En este punto la válvula
viajera se libera de la carga de fluido y la presión del mismo se transfiere a la
tubería a través de la válvula fija. Por lo tanto, la válvula viajera no lleva la carga
de fluido durante la carrera descendente (desde el punto C al D de la Figura 1.10).
Las diferencias de carga de los puntos (A y D de la Figura 1.10) ó (B y C de la Figura
1.10) son las cargas del fluido en el pistón. De acuerdo a la Figura 1.10 las cargas
son transferidas instantáneamente desde D hasta A y desde B hasta C. Esto se
cumple al asumir incompresibilidad del fluido y la bomba llena. A veces, cuando
pozos con alta producción de gas son bombeados, las transferencias de carga de
fluidos no son instantáneas. La carga de la tasa de levantamiento depende de la
integridad de la bomba, el tipo de fluido bombeado, espaciamiento de la bomba, y
si la tubería esta o no anclada.
1.2.2.4 Bombas de Fondo
Las bombas de subsuelo son uno de los componentes claves del sistema de
bombeo mecánico. El tamaño del pistón de la bomba determina la tasa de
producción, cargas en las varillas, y cargas en todos los componentes del
sistema. En adición a las cargas en las varillas y la unidad de bombeo, la vida de
la bomba afecta la rentabilidad del pozo. Si los componentes de la bomba se
desgastan, la eficiencia de todo el sistema se reduce. La selección de la bomba
adecuada incrementa la eficiencia del sistema y extiende la vida del equipo.
Usualmente, una bomba grande y velocidades de bombeo bajas pueden
incrementar la eficiencia del sistema.
Existen básicamente tres tipos de bombas. Estas son:
! De tubería
! Insertables
! Bombas de revestidor
26
Independiente del tipo, las bombas de subsuelo tienen los siguientes
componentes principales:
! El pistón
! El barril
! La válvula viajera
! Válvula fija
Las bombas son de pared gruesa y de pared delgada.
Las Bombas de Pared Gruesa son utilizadas en pozos poco profundos debido a
su capacidad limitada ante grandes esfuerzos.
Las Bombas de Pared delgada son utilizadas en pozos más profundos o bombas
de diámetro grande que necesitan soportar grandes cargas de fluido. La
profundidad máxima de asentamiento depende del tipo de bomba:
TABLA 1.6 TIPO DE BOMBA Y PROFUNDIDAD MÁXIMA DE
ASENTAMIENTO
Anclada en el Fondo, Bomba de Pared Delgada
Pistón (pulg) Espesor de la pared(pulg)
Profundidadmáxima (pies)
1,00 0,125 115401,06 0,125 110001,25 0,188 133501,50 0,188 115701,75 0,250 119702,00 0,156 77852,25 0,250 10485Anclada en el Fondo, Bomba de Pared Gruesa
2,00 0,125 64002,50 0,125 5240
Bombas de Tubería1,75 0,250 96002,25 0,250 78702,75 0,250 6660
Bombas de Revestidores2,75 0,250 66603,25 0,250 57703,75 0,250 5090
4,75 0,250 4120
Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, THETA Enterprise Inc.
1.2.2.4.1 Designación API
El Instituto Americano del Petróleo (API)
las bombas de subsuelo. La designación API proporciona una manera concisa
para describir las bombas.
FIGURA 1.11 DESIGNACIÓN API DE LAS BOMBAS DE SUBSUELO
Fuente: SuckerRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
La Figura 1.11, muestra un ejemplo del código de la bomba
bomba de 1-1/2” y tube
fondo, pared delgada, y un ensamblaje de asentamie
Designación API
El Instituto Americano del Petróleo (API) ha desarrollado un método para designar
las bombas de subsuelo. La designación API proporciona una manera concisa
para describir las bombas.
DESIGNACIÓN API DE LAS BOMBAS DE SUBSUELO
Sucker-Rod Pumping Manual, Gábor TakácsRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
muestra un ejemplo del código de la bomba, éste representa una
1/2” y tubería de 3-1/2”. Es una bomba de varillas
, y un ensamblaje de asentamiento tipo copas
27
ha desarrollado un método para designar
las bombas de subsuelo. La designación API proporciona una manera concisa
DESIGNACIÓN API DE LAS BOMBAS DE SUBSUELO
Gábor TakácsRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
ste representa una
varillas insertable de
nto tipo copas. El barril es de
28
16 pies de longitud, tiene un pistón de seis pies, y una extensión de cuatro pies de
longitud.
Es importante conocer la siguiente nomenclatura que se utiliza en la designación
API de las Bombas de Subsuelo.
RHA: Varillas, Barril estacionario de pared gruesa, anclada en el tope.
RLA: Varillas, Barril estacionario, anclada en el tope.
RWA: Varillas, Barril estacionario de pared delgada, anclada en el tope.
RSA: Varillas, Barril estacionario de pared delgada, anclada en el tope, pistón de
la bomba tipo empacadura suave.
RHB: Varillas, barril estacionario de pared gruesa, anclada en el fondo.
RLB: Varillas, barril estacionario, anclada en el fondo.
RWB: Varillas, barril estacionario de pared delgada, anclada en el fondo.
RSB: Varillas, barril estacionario de pared delgada, anclada en el fondo,
empacadura suave.
RHT: Varillas, Barril viajero de pared gruesa, anclada en el fondo.
RLT: Varillas, Barril viajero, anclada en el fondo.
RWT: Varillas, barril viajero de pared delgada, anclada en el fondo.
RST: Varillas, barril viajero de pared delgada, anclada en el fondo, empacadura
suave.
TH: De tubería, barril de pared gruesa.
TL: De tubería, barril viajero puma.
TP: De tubería, barril de pared gruesa, empacadura suave.
29
FIGURA 1.12 BOMBAS API
Fuente: Manual de Producción-PAE-Argentina
1.2.2.4.2 Tipos de Bombas de Fondo
BOMBAS DE TUBERÍA
Las bombas de tubería son principalmente utilizadas para altas tasas de
producción en pozos poco profundos comparados con las bombas insertables.
Por lo tanto, pueden utilizarse diámetros de pistón mayores a los usados con
bombas insertables.
BOMBAS DE VARILLAS
Bombas de varillas o insertables son populares debido a que ellas son fáciles de
instalar y reparar. Existen varios tipos de bombas insertables dependiendo de las
condiciones del pozo, tasa de producción, y profundidad del pozo.
30
La Figura 1.12, muestra las bombas de varillas más comunes que incluyen:
! Bombas de barril estacionario anclado en el fondo.
! Bombas de barril viajero anclado en el fondo.
! Bombas de barril estacionario anclado en el tope.
Un tipo especial de bomba insertable es la bomba de revestidor. Esta es
principalmente usada en pozos someros con altas tasas de producción.
En las operaciones realizadas por EP Petroecuador se utilizan las bombas RHBC
y RWBC con ensamblaje tipo copas. Las bombas que se utilizan son de 1,5”,
1,75”, 2” y 2,25”, esto depende de la unidad y del caudal a producir; La tubería de
producción de 3 1/2”. El barril es de 16 pies de longitud, tiene un pistón de seis
pies y no se utilizan extensiones.
Por no tener en Stock las bombas adecuadas a las obtenidas en el diseño se
realiza una transformación especial de las bombas existentes en bodega para
obtener la bomba requerida.
La transformación especial de la bomba se realiza en el taller de bombeo
mecánico Guarumo y ciertas partes que requieren maquinado se envía a talleres
especializados externos debidamente calificados.
1.2.2.4.3 Bombas Especiales
Debido a la variedad de las condiciones del pozo que podrían encontrarse, una
bomba API no siempre produciría de manera eficiente. En esta situación podría
considerarse usar bombas especiales diseñadas para problemas específicos de
fondo. Problemas de pozo para los cuales hay bombas especiales disponibles
que incluyen: golpe de fluido, interferencia de gas, erosión por sólidos, y crudo
pesado.
BOMBA INSERTABLE DE TRES TUBOS
Pozos que producen arena en cantidad u otros materiales abrasivos es causa de
atascamiento y fallas frecuentes en las bombas. La bomba de tres tubos evita
muchos de estos problemas que tienen las bombas convencionales con la arena.
31
Estas bombas utilizan tres tubos telescópicos sueltos que se ajustan en lugar del
barril y el pistón de las bombas convencionales. Mayores espacios entre la tubería
mejora la vida de las bombas reduciendo el desgaste por arena. El incremento en
la vida de la bomba es debido a que más partículas de arena circulan a través del
área sellada. El movimiento del fluido afuera del tubo viajero impide que la bomba
se arene.
Este tipo de bomba es recomendada para pozos que producen grandes
volúmenes de arena. Sin embargo, esta bomba requiere velocidades mayores a
los 10 spm y debe estar completamente sumergida en fluido. Por lo tanto, no es
recomendada para pozos con bajo nivel de fluido.
BOMBAS DE DOS ETAPAS
Esta bomba está especialmente diseñada para pozos con interferencia por gas.
Es una bomba insertable que se comporta como dos bombas en serie. En la
carrera ascendente, el fluido es succionado dentro de una gran cámara baja. En
la carrera descendente, el fluido pasa a través de una válvula viajera y entra a una
cámara más pequeña. En la siguiente carrera ascendente, la mezcla es
compensada hasta abrir la válvula viajera y entrar en la tubería. Esta acción
efectivamente incrementa la razón de compresión de la bomba y puede ayudar a
incrementar la eficiencia en pozos con interferencia de gas.
VÁLVULA DE CARGA O VÁLVULA “CARGADORA”
La válvula cargadora está diseñada para minimizar los efectos dañinos del golpe
de fluido y la interferencia de gas. Puede instalarse sobre la bomba convencional.
32
FIGURA 1.13 OPERACIÓN DE LA VÁLVULA CARGADORA
Fuente: Sucker-Rod Pumping Manual, Gábor Takács
Como muestra la Figura 1.13, la Válvula “cargadora” trabaja de la siguiente
manera:
1. En la carrera ascendente (a), la válvula cargadora está abierta y la bomba
se comporta como una bomba convencional. La válvula viajera cierra y
levanta la carga de fluido. Al mismo tiempo la válvula fija abre permitiendo
que el fluido llene la bomba.
2. Al comienzo de la carrera descendente (b), la válvula cargadora cierra,
soportando las cargas de fluido que ahora están fuera de la válvula viajera.
La válvula viajera abre fácilmente debido a que la presión sobre esta es
baja, permitiendo que el gas en la bomba pase a través de la válvula
viajera. A medida que sigue bajando el pistón el fluido entra en la bomba
(c).
3. Cerca del final de la carrera descendente (d), si la bomba no está llena,
(Debido al golpe de fluido o la interferencia por gas), fugas de fluido al
pasar la sección delgada de la varilla de recuperación, llena la bomba. Esto
evita el golpe de fluido en la carrera ascendente.
33
4. Al comenzar el pistón la carrera ascendente (e), la válvula “cargadora”
abre, y la operación de la bomba es la misma como si fuese convencional.
Aunque la válvula “cargadora” puede ayudar en pozos con severo golpe de fluido
e interferencia por gas, tiene problemas en pozos que producen arena. Desgaste
por arena de la válvula cargadora convertirían la bomba en una convencional.
BOMBAS DE VÁLVULA DE ANILLOS SUPERIORES “UPPER RING”
Una bomba similar a la de carga es la bomba de válvula de anillos superiores
desarrollada por Axelson. Como muestra la Figura 1.14, la válvula de anillo
superior no tiene la porción angosta que la de carga tiene en la varilla de
recuperación. Por lo tanto, esta bomba no se carga con fluido cuando no esta
llena. La válvula de anillo recoge las cargas del fluido en la carrera descendente y
permite que la válvula viajera abra fácilmente. Esto, elimina el bloqueo por gas.
En pozos sin nivel (pump off), en vez de ocurrir golpe de fluido en la carrera
descendente, con esta bomba ocurre en la carrera ascendente. Esto mantiene las
varillas siempre en tensión y evita las ondas de esfuerzos compresivos
destructivos causados por el golpe de fluido.
FIGURA 1.14 OPERACIÓN DE VÁLVULA “UPPER RING”
Fuente: Sucker-Rod Pumping Manual, Gábor Takács
34
1.2.2.5 Bolas y Asientos
Ambas válvulas, la viajera y la fija de las bombas de subsuelo son combinaciones
bolas y asiento. El ensamblaje bola y asiento está en una jaula que permite el flujo
de fluidos mientras mantiene la bola en posición de asentar apropiadamente.
Algunas veces desgaste en los anillos de la jaula causa que la bola golpee el
asiento fuera del centro. Esto acelera el desgaste de la bomba. Para combatir
este problema puede usarse anillos extra resistentes que soporten deformación
del metal.
Dependiendo de las condiciones del pozo podría ser necesario usar materiales
diferentes para alargar la vida útil de las bolas y asientos. En pozos con
ambientes poco agresivos, sin producción de arena, bolas y asientos de acero
inoxidable son una buena elección considerando los bajos costos de estas.
Cuando se está en presencia de producción de fluidos abrasivos, podrían
necesitarse bolas y asientos de carbono o cerámica para extender la vida de la
bomba.
En pozos con problemas severos de abrasión, tales como producción excesiva de
arena, operadores de campo han encontrado que las bolas de cerámica en
asientos de carbono incrementan la vida de la bomba. Sin embargo, éstas son
considerablemente más costosas que las convencionales. Para prolongar la vida
de la bomba, pueden usarse ensamblajes de doble bolas y asientos para las
válvulas fijas y viajeras para reducir la erosión por corte del fluido. Sin embargo,
debido a los costos adicionales de válvulas dobles éstas son recomendadas solo
en pozos con severos problemas de corte por fluidos.
1.2.2.6 Pistones
Existen dos tipos de pistones: metal-metal y empaque suave. Empaque suave son
menos costosos al momento de comprar o repararlos. Sin embargo, estos no son
tan eficientes como los de metal-metal y no pueden bombear en pozos profundos.
La longitud del pistón varía entre 6 y 12 pulg por cada 1000 pies de profundidad
de la bomba. Esta longitud varía también dependiendo de la viscosidad del fluido,
temperatura de fondo, diámetro del pistón y espacio libre entre el pistón y el barril.
35
Por ejemplo, si se utiliza un pistón de 8 pulg por cada 1000 pies entonces a un
pozo de 6000 pies necesitara un pistón de 4 pies.
PISTONES DE EMPAQUE SUAVE
Los pistones de empaque suave pueden ser por igual de tipo copa o tipo anillo, o
una combinación de ambos. Los pistones tipo anillos tiene cualquier composición
o anillos de flexite. Debido al gran espacio libre entre el pistón y el barril, las
bombas con empaques suaves presentan mayores pérdidas por escurrimiento y
por lo tanto menores eficiencias volumétricas que los de metal-metal.
PISTONES TIPO COPA
Pistones tipo copa usan la presión del fluido para expandirse en la carrera
ascendente y proveer el sello entre el pistón y el barril. Las copas son fabricadas
con diferentes tipos de materiales sintéticos para diferentes aplicaciones. Estos
son típicamente usados en pozos de menos de 3000 pies. Las ventajas de estos
pistones incluyen la habilidad de compensar el desgaste del barril y tener bajos
costos de reparación.
PISTONES TIPO ANILLO
Pueden usarse pistones tipo anillo para lograr llenados pequeños entre el pistón y
el barril de la bomba. Estos pistones son más comunes que los de tipo copa
debido a que son los apropiados para profundidades de hasta 7000 pies. Pistones
tipo anillo de flexite tiene anillos impregnados de grafito que son autolubricantes.
Estos pistones son excelentes para pozos con altos cortes de agua y con
problemas de corrosión.
PISTONES METAL-METAL
Los pistones metal-metal son por igual lisos o ranurados. Estos son usados en
pozos profundos o en pozos que producen sin sólidos. Debido al pequeño espacio
entre el pistón y el barril (desde 0.001 hasta 0.005), los pistones de metal
permiten eficiencias de la bomba más altas que los de empaque suave. Sin
embargo, cuando el pozo produce sólidos, estos pistones pueden no ser los
36
indicados para el trabajo debido a que el desgaste sería más rápido que con
pistones de empaque suave.
EP Petroecuador para sus pozos con bombeo mecánico utiliza los pistones tipo
metal-metal, de una longitud de 6 pies, debido a su utilidad para pozos profundos.
1.2.2.7 Ancla de Gas
La bomba de varillas de succión está diseñada para bombear líquido. La
presencia de gas en el líquido producido reduce la eficiencia de la bomba.
En la carrera descendente, la bomba comprime el gas hasta que la presión dentro
del barril es lo suficientemente alta para abrir la válvula viajera. Dependiendo de la
cantidad de gas libre, una gran parte de la carrera ascendente puede
desperdiciarse en la compresión del gas antes que algún líquido sea producido.
Debido a esto, eficiencias volumétricas menores al 50% son comunes cuando el
gas entra a la bomba.
En la carrera ascendente, como el gas entra a la bomba, éste ocupa una gran
parte del volumen de la bomba. Esto reduce la cantidad de líquido que puede
entrar a la bomba. Las anclas de gas ayudan a reducir la cantidad de gas libre
que entra en la bomba. Esto ocurre al permitir la separación del gas y su flujo
hacia la superficie a través del anular, revestidor, tubería antes de su entrada a la
bomba.
Las anclas de gas son extensiones de bombas diseñadas para separar el gas
libre del líquido producido antes que éste entre en la bomba. Estas operan con el
principio de que el gas es más ligero que el petróleo y por lo tanto se mueve hacia
arriba mientras el crudo lo hace hacia abajo. El gas pasa la entrada de la bomba,
fluye hacia arriba por el anular revestidor-tubería permitiendo que más líquido
entre a la bomba. Este mejora la eficiencia volumétrica y aumenta la producción.
37
1.2.2.7.1 Tipos de Anclas de Gas
ANCLA DE GAS “POOR BOY”
Esta es del tipo más ampliamente usado. No es costosa, pero no siempre es
efectiva. Su comportamiento depende del tamaño del “espacio quieto”.
El ancla de gas “Poor Boy” trabaja con una mayor área para que el fluido fluya
hacia abajo permitiendo mayor tiempo para la separación de gas. Esto incrementa
la efectividad de este tipo de anclas de gas.
ANCLA DE GAS “POOR BOY” MODIFICADA
Esta es la misma que la anterior pero usa un sobredimensionado tubo de barro
para hacer más efectivo la separación de gas. Es principalmente usada en pozos
con revestidores de diámetros mayores que permiten que el diámetro del tubo de
barro sea mayor que el diámetro de la tubería.
ANCLA DE GAS “NATURAL”
Los tipos de ancla de gas “Natural” mostrados en la Figura 1.15 se refieren a
colocar la bomba debajo de las perforaciones y así permitir que el gas pase la
entrada de la bomba. Esta es la más simple y la mejor manera de minimizar la
interferencia de gas.
FIGURA 1.15 ANCLA DE GAS NATURAL
Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, THETA Enterprise Inc.
38
ANCLAS DE GAS TIPO EMPACADURAS
Este tipo de anclas de gas ofrecen un buen resultado en la mayoría de las
aplicaciones. Como la Figura 1.16, muestra, este diseño usa una empacadura y
un tubo spill-over para separar el gas del líquido. El líquido producido fluye a
través el spill-over dentro del anular del revestidor. El gas sube en el anular en
cuanto el fluido fluye hacia la entrada de la bomba.
La longitud del spill-over (desbordamiento del tubo) puede ser incrementada para
mejorar la eficiencia de separación de gas en pozos con mucho gas.
FIGURA 1.16 OPERACIÓN DEL ANCLA DE GAS TIPO EMPACADURA
Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, THETA Enterprise Inc.
1.2.2.7.2 Nomenclatura de las Anclas de Gas
- Diámetro y longitud del tubo de succión: 2 x 20'
- Longitud del niple en pies:
! 3 - 1 niple
! 6 - 2 niple (3pies / niple)
! 9 - 3 niple
39
- Diámetro del ancla de gas (tubería):
! 510 - 5 pulg.
! 410 - 4 pulg.
! 4 - 4 ½ pulg.
! 3 ó 31 - 3 ½ pulg.
! 2 ó 27 - 2 7/8 pulg.
! 23 - 2 3/8 pulg.
- Tipo de Ancla de Gas:
N - Natural
P – Poor Boy ó Niple perforado
C - Copas
R - Multicopas
PK – Empacaduras
Un ejemplo de un Ancla de Gas es: P. 3- 6- 2 x 20
Significa un ancla tipo Poor Boy, diámetro del tubo igual a 3 1/2", 2 niples
perforados de 3' cada uno y un tubo de succión de 2" de diámetro y 20' de
longitud.
En EP Petroecuador debido a que los pozos son muy profundos no se suele
utilizar anclas de gas debido a que la bomba se la ubica por encima de los
perforados y lo que se hace en lugar de utilizar anclas de gas es usar una camisa
para ventear el gas, por el espacio anular entre tubing-casing cuando éste se
acumula.
1.2.2.8 Ancla de Tubería y Niple de Asentamiento
El Ancla de Tubería esta diseñado para ser utilizados en pozos con el propósito
de eliminar el estiramiento y compresión de la tubería de producción, lo cual roza
la sarta de varillas y ocasiona el desgaste de ambos. Normalmente se utiliza en
pozos de alta profundidad. Se instala en la tubería de producción, siendo éste el
que absorbe la carga de la tubería. Las guías de varillas son acopladas sobre las
40
varillas a diferentes profundidades, dependiendo de la curvatura y de las
ocurrencias anteriores de un elevado desgaste de tubería.
El Niple de asentamiento (o zapata) es un acople de tubería especialmente
diseñado que se internamente ahusado (estrechamiento) y permite asentar la
bomba con un fuerte sello. Los niples de asentamiento tienen por igual cierre
mecánico o por copas de fricción. Cuando una bomba de tubería es ahusada, la
válvula fija se conecta en la base del pistón.
1.3 DESPLAZAMIENTO DE LA BOMBA Y EFICIENCIAVOLUMÉTRICA
El desplazamiento de la bomba depende de la velocidad de bombeo, diámetro
del pistón y recorrido de la bomba. El recorrido de la bomba depende
principalmente de la profundidad de la bomba, diseño y material de la sarta de
varillas, velocidad de bombeo, y tipo de unidad de bombeo.
Si se conoce el recorrido del pistón, entonces puede calcularse el
desplazamiento de la bomba en barriles (tasa):
78 = 0.1166 ' 9:; ' !< ' = Ecuación 1.3
Donde:
Pd: Desplazamiento de la bomba en barriles por día.
Dp: Diámetro del pistón en pulgadas.
Sp: Longitud de la carrera en fondo, pulgadas.
N: Velocidad de bombeo en strokes por minuto.
La ecuación 1.3 en ocasiones se escribe como sigue:
7> = ?< ' !< ' = Ecuación 1.4
Donde:
?< = 0.1166 ! 9:; Ecuación 1.5
41
Cp: Constante de bombeo. Si ésta se conoce, se puede rápidamente calcular
el desplazamiento de la bomba usando la Ecuación 1.3. La Tabla 1.9, muestra
las áreas del pistón y la constante de la bomba para los tamaños de pistones
más comunes.
TABLA 1.7 ÁREA DEL PISTÓN Y CONSTANTES DE LA BOMBA
Diámetro delPistón (pulg)
Área del Pistón(pulg2)
Constante de la Bomba(BPD/pulg/spm)
1-1/16 0,887 0,13161-1/4 1,227 0,18211-1/2 1,767 0,26221-5/8 2,074 0,30781-3/4 2,405 0,35691-25/32 2,49 0,36992 3,142 0,4662
2-1/4 3,976 0,59012-1/2 4,909 0,72852-3/4 5,94 0,88143-1/4 8,296 1,2313-3/4 11,045 1,639
4-3/4 17,721 2,6297
Fuente: Manual de Producción – PAE-ArgentinaRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
La tasa de desplazamiento de la bomba que puede calcularse de la Ecuación 1.3
simplemente nos dice la tasa de desplazamiento volumétrico de la bomba. Sin
embargo, debido al escurrimiento de la bomba, desgaste de la bomba, golpe de
fluido, interferencia de gas y otros problemas, la producción de fluidos es
raramente igual a la calculada por el desplazamiento de la bomba. La relación de
producción de fluido entre el desplazamiento de la bomba es comúnmente
llamado eficiencia de la bomba.
La eficiencia volumétrica de la bomba, si se conoce la producción en superficie y
la carrera total de la bomba, se obtiene mediante la siguiente Ecuación:
%7@) = ABCDEFGH%1I1GB8 ' 100 Ecuación 1.6
42
1.4 ESCURRIMIENTO DE FLUIDO A TRAVÉS DEL PISTÓN
Si el pistón de la bomba es del tipo empaque suave o metal-metal tiene algún
grado de fuga debido al espacio entre éste y las paredes internas del barril. El
escurrimiento a través de un pistón metal-metal es menor que el ocurrido con un
pistón del tipo empacadura suave debido a lo ajustado del llenado entre el pistón
y el barril.
La cantidad de fluido que se escurre en el pistón depende del diámetro del pistón,
diferencial de presión a lo largo del pistón, el llenado entre el pistón y el barril, la
longitud del pistón, y la viscosidad del fluido. Para complicar las cosas aun más, la
viscosidad del fluido y el llenado del pistón dependen de la temperatura de fondo,
corte de agua, y producción de sólidos. Para estimar la tasa de fluido que escurre
por el pistón puede usarse la siguiente ecuación:
JK = L.MNMO 4 C: 4 !: 4 PQ;.L;4MRST4 U 4 V: Ecuación 1.7
Donde:
TE: Tasa de escurrimiento en <WXYL/Z[\.Dp: Diámetro del pistón, pulg.
!P: Caída de presión a través del pistón, lpc.
C: Diámetro del espacio libre, pulg.
V: Viscosidad el fluido, cps.
Lp: Longitud del pistón, pulg.
Para llegar a una expresión más útil, la ecuación (1.7) puede modificarse para
incluir el llenado de la bomba y convertirlo en bls/d:
JK = C: 4 !: 4 PQN.]^4MRST 4 U 4 V: ' ;$_H; Ecuación 1.8
Donde:
TE: Escurrimiento en Bls/d.
Fr: Relación de llenado en la carrera descendente =1 cuando la bomba está llena.
43
El lado izquierdo de la ecuación nos da el escurrimiento asumiendo que existe
fuga en el pistón las 24 horas del día. El término del lado derecho ajusta la tasa
para el tiempo en que realmente el pistón recoge la carga de fluidos. Por ejemplo,
cuando la bomba está llena, el escurrimiento ocurre solo en la carrera ascendente
y la relación de llenado de la bomba en la carrera descendente es igual a uno. Por
lo tanto, el segundo término de la ecuación 1.8 se hace igual a 0,5.
Esto es correcto debido a que cuando la bomba está llena de fluido la carga de
fluido es soportada por el pistón la mitad del tiempo (solo en la carrera
ascendente).
Si el pozo esta en condición pump off y la carrera neta de la bomba en la carrera
descendente es solo la mitad de la carrera total, entonces la relación de llenado Fr
podría ser igual a 0,75. Esta es la relación del tiempo del ciclo en que el pistón de
la bomba soporta la carga de fluido.
A pesar de que fácilmente puede aplicarse el método arriba explicado para
estimar la fuga de fluido a través del pistón, debe mantenerse en mente que es
solo un estimado. La exactitud de la respuesta dependerá en la data que en casos
puede no ser exacta. Por ejemplo, puede conocerse el llenado entre el pistón y el
barril cuando la bomba es nueva. Sin embargo, este número podría no ser exacto
luego de algunas pocas semanas de operación debido al desgaste de la bomba,
el espacio libre se vuelve cada vez mayor. También, gas libre en la bomba,
condiciones variables del fondo del pozo, problemas con emulsión de fluidos, etc.,
podrían resultar en errores en la viscosidad.
1.5 INTERPRETACIÓN DE LA CARTA DINAMOGRÁFICA
Para utilizar las dinamografías e interpretar las situaciones en las que se
encuentra la bomba y las varillas, es necesario que exista un punto de referencia.
Esta es la dinamografía teórica correspondiente a un funcionamiento perfecto de
la bomba de profundidad.
Esta dinamografía teórica corresponde a un pozo trabajando con un número de
golpes pequeños, para que el efecto de la fuerzas de inercia se pueda despreciar,
el rendimiento volumétrico de fondo sea de 100% y que no exista fricción
44
apreciable en la bomba. Esta Dinamografía teórica está representada en la Figura
1.17, para el paralelogramo ABCD.
FIGURA 1.17 REPRESENTACIÓN DE LA CARTA DINAGRÁFICA
Fuente: mediateca.rimed.cu
Acerca de la dinamografía teórica se debe conocer primeramente que se parte de
un diagrama ideal, como se puede ver a continuación, para el cual el bombeo
tiene una eficiencia del 100%.
Donde:
A: Comienza la carrera ascendente. La válvula viajera se cierra y la carga sobre
las varillas aumenta instantáneamente de “A” a “B”, por la carga tomada del fluido.
45
B-C: La carga sobre las varillas es constante. Se desplaza el pistón hacia arriba,
con la válvula viajera cerrada.
C: Es el punto alto y final de la carrera de ascenso donde la válvula viajera se
abre, la válvula fija se cierra y la carga del fluido se transfiere a la tubería
causando que la carga sobre las varillas baje instantáneamente del punto C al D.
D-A: El pistón desciende con la válvula viajera abierta sin representarle carga del
fluido en la varilla.
Cuando se tiene en cuenta el efecto del estiramiento de la varilla y el
encogimiento de la sarta, queda el siguiente diagrama:
En la Figura 1.17, la línea “ab” representa en la escala del esfuerzo de la
dinamografía el peso de las varillas en el líquido (peso de las varillas en el aire,
menos el peso “cd” correspondiente al efecto de flotación). La diferencia entre los
pesos correspondiente línea “ab” y “AD” (fuerza mínima en la dinamografía)
representa la fuerza debido al efecto de fricción en el recorrido descendente.
La línea “BC” representa el peso máximo en el varillón durante el recorrido
ascendente. Éste sobrepasa al peso de las varillas en el líquido más el peso del
líquido sobre el pistón, con la cantidad “ef” correspondiente a la fricción en el
recorrido ascendente.
El peso del varillón en el recorrido ascendente que empieza en “A” crece
progresivamente hasta “B” debido a que antes que el pistón se ponga en
movimiento, las varillas y la tubería de extracción se estiran bajo la influencia del
peso del líquido. La longitud “fB” representa este estiramiento incluyendo la
influencia de la fricción “Aa” y “ef”. El pistón empieza el movimiento en “B”.
46
El fenómeno ocurre en sentido inverso en el recorrido descendente, “Dg”
representa la contracción de las varillas y tubería cuando desaparece el peso.
Es decir “fC” representa el recorrido del varillón y el recorrido del pistón es igual
con “BC”.
En la realidad es difícil encontrar un dinamograma que se acerque lo suficiente a
este teórico. Hay un período momentáneo sin movimiento de la barra pulida.
Además, la barra pulida se mueve alguna distancia en la carrera descendente
antes de que se abra la válvula viajera y alguna distancia en la carrera
ascendente antes que se cierre.
Cuando el número de golpes es mayor de 5 spm empieza a aparecer la influencia
de los fenómenos de inercia provocando que se deforme la dinamografía teórica y
su rotación. En el esquema se representa un dinamograma de 8 a 9 spm.
Incluyendo todas las otras influencias como por ejemplo: la vibración, efectos
dinámicos, la fricción y acción de la bomba, la carta aparecería aproximadamente
como en la Figura 1.18.
FIGURA 1.18 CARTA DINAGRÁFICA INCLUIDA DIFERENTES FACTORES
Fuente: mediateca.rimed.cu
47
El punto “A” representa el final de la carrera descendente y el inicio de la carrera
ascendente para el vástago pulido.
Al cerrar la válvula viajera, el vástago pulido empieza a cargar el fluido, esto
representa el aumento en carga desde “A” a “B”.
El descenso momentáneo en la carga del vástago pulido desde “B” a “C” es el
resultado del alargamiento elástico de las varillas que asciende cuando las varillas
toman la carga del fluido.
A medida que las varillas se muevan hacia arriba con aproximadamente
movimiento armónico simple, la carga de aceleración aumenta hasta que alcanza
un máximo al punto “D”, teóricamente cerca de la mitad de la carrera ascendente.
Desde el punto “D” al punto “E” la carga de aceleración disminuye a medida que
la velocidad de las varillas disminuye a 0. El punto “E” representa el final de la
carrera ascendente y la iniciación de la carrera descendente.
Desde el punto “E” hasta el punto “F” la válvula viajera se abre y empieza a
disminuir la carga sobre la barra pulida, todo el peso del fluido es soportado por
el tubing mientras el pistón realiza la carrera descendente, en el trayecto desde
“F” hasta “G” se observa la contracción de las varillas por la disminución del peso
de fluido. Desde el punto “G” al punto “A” la carga de aceleración disminuye a
medida que la velocidad de las varillas disminuye a 0. El punto “A” representa el
final de la carrera descendente y la iniciación de la carrera ascendente.
TABLA 1.8 CARTAS DINAGRÁFICAS CARACTERÍSTICAS
FIGURA INTERPRETACIÓN
Bombeando Normalmente
Bomba manejando mucho gas
Pozo agitado. Fluido producido tiene una
relación Gas-Petróleo muy alta. Las
válvulas fijas y viajeras permanecen
abiertas.
48
Bombeo de crudo muy viscoso.
Varillas partidas o desconectadas.
Válvula viajera dañada.
Válvula Fija con Fugas.
Válvula Fija Cortada.
Pistón Pegado.
Caja de Engranajes del Balancín dañada.
Pistón Golpeado Abajo.
Pistón Golpeado Arriba
Bomba de varillas saliéndose de la zapata
al final de la Carrera Ascendente y
reentrando en la Descendente.
Bomba pegando en la carrera ascendente
sin salir de la zapata.
La arena atasca o casi atasca el pistón en
la bomba.
49
Pistón de la bomba golpeando en la arena.
Válvula fija pescada en bomba de tubería
El nivel de fluido coincide con la válvula fija
Pozo bombeando completo (“Pumping –
Off”)
Línea de carga mostrando la válvula viajera
mala
Línea de carga mostrando la válvula fija
mala
Tubo de succión tapado por arena
Pistón erosionado o gastado. El fluido está
pasando entre el pistón y la camisa
Alargamiento de las varillas debido a
obstrucciones en la línea de flujo.
Alargamiento de las varillas debido a
obstrucciones en la línea de flujo
Fuente: Curso de Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico.Realizado: Orlando Campos, Cristian Panchi
50
1.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEOMECÁNICO
1.6.1 VENTAJAS
! Fácil de operar y fácil mantenimiento.
! Es más seguro que el Bombeo hidráulico en áreas urbanas.
! Puede cambiarse fácilmente la tasa de producción cambiando la velocidad
de bombeo o la longitud de la carrera.
! Puede disminuir la presión de entrada de la bomba para maximizar la
producción.
! Usualmente es el método de levantamiento artificial más eficiente.
! Puede intercambiarse fácilmente las unidades de superficie.
! Pueden utilizarse motores a gas y a combustible si no hay disponibilidad
eléctrica.
! Puede usar controladores de bombeo para minimizar golpe de fluido,
costos de electricidad y fallas de varillas.
! Puede ser monitoreado de manera remota con un sistema controlador de
bombeo.
! Puede usar modernos análisis dinamométricos de computadora para
optimizar el sistema.
1.6.2 DESVENTAJAS
! 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 profundidad comparada con otros
métodos de levantamiento artificial.
51
CAPÍTULO 2
ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPOLAGO AGRIO
2.1 BREVE RESEÑA HISTORICA
El Campo Lago Agrio fue descubierto a partir de la perforación del pozo
exploratorio Lago Agrio 1 que fue perforado por Texaco, como operadora del
consorcio Texaco-Gulf, entre febrero y abril del 1967, alcanzando 10175 pies de
profundidad, con una producción a flujo natural de 2955 BPPD de 29 !API,
provenientes de la Formación Hollín.
La ubicación del pozo fue definida el 7 de noviembre de 1966, en el flanco oeste
de la estructura determinada por sísmica, sobre la base de un mapa contorneado
a un probable horizonte de caliza Napo que muestra la cresta de la estructura
algo más hacia el Sur, y ubicado a 15,3 km del campamento base de Santa
Cecilia en dirección N 75!E. Dicha ubicación fue cambiada unos 350 m hacia el
Sur, por logística y por encontrarse estructuralmente más alta en 20 pies.
Como objetivo primario en el programa de perforación se define a la formación
Hollín como primaria y como secundaria a las areniscas y calizas Napo y los
conglomerados Tiyuyacu.
Este primer descubrimiento confirmó el potencial petrolífero de la cuenca Oriente
y marcó el inicio de una agresiva etapa de exploración, que culminó en los años
siguientes con el descubrimiento de los más grandes campos de la cuenca. En la
Cuenca Oriente, Lago Agrio es el primer campo que se incorpora a la producción
en mayo de 1972, con una producción promedio diaria para ese mes de 10450
BPPD. Al inicio de su vida productiva, muestra una producción errática con fuertes
altibajos.
52
En la Amazonía Ecuatoriana, el Campo Lago Agrio es el más antiguo, el mismo
se encuentra en una amplia zona de actividad Hidrocarburífera, donde la
colonización se inició hace cuatro décadas; siendo el bosque nativo prácticamente
reemplazado por zonas urbanas, cultivos agrícolas, pastizales y facilidades de
producción Hidrocarburífera, contando con una extensa red vial para
comunicación terrestre.
El mecanismo de producción del Campo Lago Agrio se lo puede definir como de
gas en solución para las arenas de la formación Napo U y T y empuje de agua de
fondo para Hollín.
2.2 UBICACIÓN
El área de producción Lago Agrio se localiza al Norte-Oeste de la cuenca
Amazónica Ecuatoriana en la provincia de Sucumbíos, cantón Nueva Loja. Tiene
una extensión de 11 km de largo por 3,8 km de ancho, con un área de 41,8 `Z;con 150 pies de cierre vertical, y está ubicado entre las latitudes 0!00’-0!10’ N y
longitudes 76!50’ - 76!57’ W.
TABLA 2.1 COORDENADAS DEL CAMPO LAGO AGRIO
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
Geológicamente se encuentra alineado en el Play petrolero de los campos
Tiguino, Cononaco, Auca, Sacha, Palo Azul-Rojo y Chapara que entrampan
hidrocarburos en las secuencias detríticas de las formaciones Hollín, Napo.
Sus reservas remanentes son 35.741.706 barriles de petróleo, con una
producción diaria promedio de 3603 BPPD aproximadamente, provenientes de 19
COORDENADAS COORDENADAS
PUNTO GEOGRÁFICAS MÉTRICAS
1 76! 58' 28,43 W 00! 09' 43,85! N 10.017.936,88 280.223,86
2 76! 44' 45,63 W 00! 09' 43,85! N 10.017.639,89 305.675,86
3 76! 44' 45,63 W 00! 03' 49,94! N 9.992.936,88 305.675,86
4 76! 58' 28,53 W 00! 09' 43,85! N 9.992.938,88 280.223,86
53
pozos. Sus niveles productivos son: Formación Hollín Superior, Formación Napo
(U y T) y Basal Tena, cada uno de los cuales presenta sus propias características
litológicas estructurales y fluidos de formación, como consecuencia del Ambiente
paleontológico en que fueron depositados y de los fluidos migrados acumulados.
FIGURA 2.1 UBICACIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO EN EL ECUADOR
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP Petroecuador
2.3 LA ESTRUCTURA DEL CAMPO LAGO AGRIO Y SUEVOLUCIÓN
El campo se presenta como una estructura anticlinal fallada, alargada en dirección
preferencial Norte-Nor Este, Sur-Sur Oeste.
En el mapa estructural elaborado de Hollín se muestra un anticlinal con un eje
principal de dirección NNE-SSO con dos altos en la parte norte a lo largo de los
pozos LA-28, LA-37, separado por un valle perpendicular al eje entre los pozos
54
LA-26, LA-06, LA-38, LA-07, y un tercer alto en la parte sur del campo cuya
culminación es el pozo LA-27, cuya dirección estructural preferencial es
perpendicular al sistema de fallas principal.
En el área se aprecia un sistema principal de fallas de dirección NNE-SSO, que
corta a las formaciones cretácicas en forma inversa, son lístricas en profundidad y
de movimiento de deslizamiento al rumbo, cuyo salto vertical varía entre 428 pies
– 495 pies, sirve de límite del yacimiento en el flanco Este, mientras en el flanco
Oeste presenta un cierre estructural de ± 150 pies.
Adicionalmente existen trazas de fallas rectas de orientación ± N 20!E, las
mismas que son zonas de fallas de expansión hacia arriba con irregularidades y
dobleces a lo largo de las mismas formando escalones.
Existen dos altos estructurales en la parte más occidental del campo producidos
por estas trazas de fallas inversas, uno ubicado en el pozo LA-03 y la otra hacia el
Sur Oeste del Campo.
La estructura Lago Agrio crece en dos etapas, como resultado de esfuerzos
transgresivos que reactivan la falla oriental del campo dando inicio a la formación
de la estructura: en el maastrichtiano, contemporánea a la depositación de Tena
Inferior y parece que en el Mío-Plioceno, la ultima reactivación tectónica provoca
un flexuramiento de las capas que alcanza horizontes cercanos a la superficies.
FIGURA 2.2 CAMPO LAGO AGRIO: SECCIÓN SÍSMICA
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP Petroecuador
55
En profundidad estas trazas de fallas tienen componentes de extensión y
compresión y están relacionadas al principal sistema de fallas del deslizamiento al
rumbo.
La configuración estructural del campo está determinada como una inversión de
fallas extensionales antiguas reactivadas por un régimen tectónico compresivo
durante el Cretáceo Superior, la edad designada está entre el Turoniano-
Campiano.
La estructura Lago Agrio, a nivel de la base de la caliza “A”, está limitada en su
flanco oriental por una falla transgresional que, en dirección sur, continua hacia la
estructura Palo Rojo, y hacia el norte corta el flanco oriental del campo Charapa.
La falla tiene rechazos variables, alcanzando el mayor salto en la parte más alta
de la estructura y es de 80 mseg.
Muestra un alto norte de mayor relieve y desarrollo areal, con un cierre
estructural a la base caliza “A” de 55 mseg y, un alto sur de menores dimensiones
y menor relieve estructural.
56
FIGURA 2.3 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE HOLLÍN
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP Petroecuador
N
57
FIGURA 2.4 MAPA ESTRUCTURAL DE LA BASE DE CALIZA A
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP Petroecuador
58
2.4 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA DE LAS ZONAS DE INTERÉS
2.4.1 FORMACIÓN HOLLÍN
2.4.1.1 Zona Hollín inferior
Este yacimiento originalmente contenía la mayor acumulación de hidrocarburos.
El tope se ubica entre 9994 pies a 10161 pies, con un espesor total de 184 pies
en el pozo LA-15 a 295 pies en el pozo LA-5, está constituida fundamentalmente
de una arenisca limpia con poca presencia de arcilla, con espesores de saturación
de crudo iniciales de 80 pies, en el pozo LA-5 a 220 pies en el pozo LA-18,
actualmente tiene un espesor de arena saturada regular en el campo de ±40 pies,
con una porosidad 8% en el pozo LA-25 a 20% en los pozos LA-11B y LA-12.
Este reservorio está siendo afectado por contactos originales agua petróleo a
diferentes profundidades y posiblemente trabajen como unidades hidráulicas
distintas en diferentes compartimentos.
2.4.1.2 Zona Hollín superior
Inicia en la Lutita que la caracteriza, y termina con evento de erosión marina
conteniendo un deposito conglomerático típico que marca el límite de la secuencia
detrítica de Hollín superior a 10020 pies (profundidad del núcleo recuperado en el
pozo LA-41). El tope se ubica entre 9903 pies a 10048 pies, con un espesor total
de 70 pies en el pozo LA-23 a 16 pies en el pozo LA-30, está constituida de dos
flujos de arenisca gluconíticas intercaladas de lutitas y en ocasiones calizas, con
espesores de saturación de crudo iniciales de 52 pies en el pozo La-15 a 11pies
en el pozo LA- 30, con una porosidad 12% en el pozo LA-01 a 19% en el pozo
LA-31, se le ha determinado un modelo de ambiente idealizado sedimentario
inicial de estuario dominado por olas con facies de cordones litorales, barras de
playa, y lagunas.
59
2.4.2 FORMACIÓN NAPO
2.4.2.1 Zona T
Este reservorio de edad Cenomaniano y Paleo Ambiente Transaccional Deltaico,
se ubica entre 9746 pies a 9958 pies con un espesor de 35 pies en el pozo LA-
29, a 106 pies en el pozo LA-25, con espesores irregulares de saturación de
crudo de 4 pies en el pozo LA-11, a 38 pies en el pozo LA-32. Su porosidad esta
en el orden de 9% en el pozo LA-20, a 18% en el pozo LA-15. Está constituida
por arenisca cuarzosa glauconítica, gris verdosa, grano fino a medio, sub
redondeada, cemento silicio, a veces calcáreo.
2.4.2.2 Zona U
Este reservorio de edad Cenomaniano-Turoniano Medio y Paleo Ambiente
Transicional Deltaico (“U” inferior) a Marino de plataforma (“U” Superior), se ubica
entre 9508 pies a 9720 pies con un espesor de 44 pies en LA-33, a 102 pies en el
pozo LA-25, con espesores irregulares de saturación de crudo de 3 pies en el
pozo LA-33, a 28 pies en el pozo LA-30. Su porosidad esta en el orden de 9%
en el pozo LA-22, a 20% en el pozo LA-17, está constituida por arenisca
cuarzosa, gris claro, café, grano fino a grueso, con glauconita.
2.4.3 FORMACIÓN TENA
2.4.3.1 Yacimiento Basal Tena
Este yacimiento es de edad Maastrichtiano y Paleo Ambiente Marino de Sub
Litoral.
El tope de este reservorio se ubica entre 8873 pies a 9002 pies con espesores
irregulares depositados, de 8 pies en el pozo LA-16, a 32 pies en el pozo LA-28,
con espesores de saturación de crudo de 2 pies en el pozo LA-31, a 17 pies en el
pozo LA-33. Su porosidad está en el orden de 9% en el pozo LA-08 a 21% en los
pozos LA-20 y LA-25.
Está constituida por arenisca cuarzosa, grano fino a grueso color café claro, a
veces microconglomerática mal seleccionada, cemento silicio a veces calcáreo.
60
La tabla 2.2, muestra en resumen las propiedades petrofísicas, y datos PVT de
los reservorios descritos anteriormente:
TABLA 2.2 DATOS PVT DEL CAMPO LAGO AGRIO
PARÁMETROSRESERVORIO
BT U T H
Porosidad 22,70 17,33 14,76 13,21
Pi, psi 890 3018 4083 4315
Pb, psi 760 1212 1398 990
Compresibilidad de formación (*106) 3274 3870 4220 3934
Compresibilidad de petróleo (*106) 8,010 9,266 8,529 8,486
Factor volumétrico inicial del petróleo; bls./BF 1,110 1,227 1,275 1,149
Factor volumétrico del petróleo a Pb; bls/BF 1,135 1,289 1,303 1,269
Viscosidad inicial del petróleo, cp 1,527 2,365 1,366 2,224
Viscosidad del petróleo; cp (60ºF y 14,7 psi) 1,250 1,120 1,155 0,981
Gravedad del petróleo; ° API 27,5 29,7 32,3 29,8
Gas en solución (Rs); PCS/BF 231 351 363 30,8
Compresibilidad del agua de formación (*106) 3,04 3,50 3,60 3,70
Factor Volumétrico inicial del agua de formación;bls/BF
1,032 1,038 1,032 1,037
Viscosidad del agua de formación; cp 0,3354 0,3348 0,3150 0,2818
Temperatura del yacimiento; °F 192 207 214 232
Permeabilidad promedia del reservorio; md 106 473 261 100
Factor de recobro inicial % 15 25 25 40
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
61
FIGURA 2.5 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ESQUEMÁTICA NAPO-HOLLÍN
CAMPO LAGO AGRIO POZO LA-18
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP Petroecuador
62
FIGURA 2.6 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA CUENCA ORIENTE
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP Petroecuador
63
2.5 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO
2.5.1 ESTADO DE LOS POZOS
Hasta Diciembre del 2010 se han perforado un total de 54 pozos, de los cuales
hasta mayo del 2011 solo producen 19, esto debido a que el campo Lago Agrio es
un Campo Maduro que se caracteriza porque lleva operando más de 30 años,
muestra una declinación constante en la producción y un incremento en el
porcentaje de agua, se han presentado una serie de problemas, en donde se ha
tenido que cerrar un total de 28 pozos, 3 se han abandonado definitivamente,
otros 3 están por abandonarse y 1 pozo se ha convertido en reinyector, en la
Tabla 2.3 se resume el estado actual del Campo Lago Agrio:
TABLA 2.3 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS
ESTADO DE POZOS NUMERO DE POZOS
Produciendo 19
Cerrado 28
Abandonado 3
Esperando abandono 3
Reinyector 1
TOTAL 54
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
La Tabla 2.4 muestra los pozos productores del Campo Lago Agrio, estos pozos
actualmente presentan una producción constante los cuales se presentan como
candidatos para cambio de sistema de levantamiento, EP-Petroecuador desea
que se realice un cambio de sistema de levantamiento principalmente en los
pozos que producen por Bombeo Hidráulico, dado que dicho sistema de
levantamiento resulta peligroso para los habitantes de la ciudad de Lago Agrio
debido a que las líneas de alta presión son un riesgo a las poblaciones aledañas a
dichos pozos, más adelante se analizarán las condiciones actuales en donde se
escogerán los pozos candidatos para cambio a Bombeo Mecánico:
64
TABLA 2.4 POZOS PRODUCTORES DEL CAMPO LAGO AGRIO
POZO ARENA MÉTODO FECHA
4 Hs *PPM 26-mayo-11
9A T *PPHJ 26-mayo-11
11A H *PPHP 26-mayo-11
17 T PPM 26-mayo-11
18 H PPHJ 23-mayo-11
22 BT PPHJ 25-mayo-11
25 U+T *PPS 23-mayo-11
27 H PPHJ 26-mayo-11
35 Hs+i PPHJ 23-mayo-11
37 BT PPM 26-mayo-11
38 U+T PPHP 25-mayo-11
39 H PPHJ 25-mayo-11
40D Hi PPHJ 25-mayo-11
41 Hs PPHJ 26-mayo-11
43 Hs PPHJ 26-mayo-11
47D Hs+i PPS 23-mayo-11
48D Hs PPS 23-mayo-11
49D Ui PPHJ 25-mayo-11
50D Hs PPS 23-mayo-11
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
*PPM: Bombeo Mecánico
*PPHJ: Bombeo Hidráulico Tipo Jet
*PPHP: Bombeo Hidráulico Tipo Pistón
*PPS: Bombeo Electrosumergible
TABLA 2.5 POZOS CERRADOS CAMPO LAGO AGRIO
POZO ARENA FECHA MOTIVO DEL CIERRE
1 H 5-ene-11 Pozo no aporta comunicación TBG-CSG
2 Hs 6-ene-11 Pozo no aporta
3 H 27-may-00 BES Off Circuitado
6 H 26-mar-09 Comunicación TBG-CSG
8 H 11-ene-08 Packer desasentado
9B U+T 5-jul-05 Bomba Atascada.
12 U 10-dic-98 Bajo aporte.
13 T 11-sep-10 Pozo no aporta
14 H 4-jun-92 Posible cable circuitado
65
Continuación Tabla 2.5
POZO ARENA FECHA MOTIVO DEL CIERRE
15 U 5-jul-08 Atascamiento externo del tubing de 8800' @ 8900'
20 U 29-ago-94 Packer desasentado
21 BT 17-mar-08 Sin tubing
23 H 18-oct-96 Alto BSW% (Casing roto @ 3690')
24 U 28-may-09 Pozo no aporta
26 H 1-dic-10 Alto BSW
28 H 17-jun-08 Bomba Atascada.
29 U 16-jun-10 Comunicación TBG-CSG
30 U 1-dic-04 Pozo no aporta
31 U 24-feb-08 Pozo no aporta
32 H 1-nov-10 Pozo no aporta
33 Hs+I 11-ene-10 BES Off 2 fases a tierra
34 U+T 3-sep-09 Pozo no aporta
36 BT 5-ene-11 Cavidad dañada
42D Hs 12-mar-11 Sobrecorriente, baja eficiencia
44 Hs 8-ene-09 Pozo no aporta
45 Hi 19-dic-10 Comunicación TBG-CSG
46D Ti 6-ago-08 Pozo no aporta
51D BT 12-abr-11 Pozo no aporta, alto BSW
Fuente: Ingeniería de petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
TABLA 2.6 POZOS ABANDONADOS CAMPO LAGO AGRIO
POZO ARENA FECHA MOTIVO DE ABANDONO
7 H 2-ago-81 Pescado BES, Casing colapsado 4820'
16A H 24-oct-81 Casing colapsado @ 5046'
19 H 11-sep-80 Incapacidad de flujo
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
TABLA 2.7 POZOS EN ESPERA DE ABANDONO CAMPO LAGO AGRIO
POZO ARENA FECHA MOTIVO DE ABANDONO
5 CA 1-ene-95 GEL no apto para fracturamiento
10 HI 13-feb-02 Tapón CIBP a 4002'
11B H 21-may-95 Casing colapsado, BES pescado
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
66
TABLA 2.8 POZOS REINYECTORES CAMPO LAGO AGRIO
POZO ARENA FECHA ESTADO
16B Hi 7-abr-02 Pozo reinyector
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
2.5.2 PRODUCCIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO
La producción de petróleo en Lago Agrio proviene de las formaciones Napo y
Hollín, existiendo aun reservorios de interés hidrocarburífero tales como la
formación Basal Tena.
La tabla 2.9 representa en resumen la producción en las estaciones Lago Central
y Lago Norte:
TABLA 2.9 DATOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO
ESTACIONES BFPD BPPD BAPD GAS MPCD BSW
Lago Norte 3571 2198 1373 334.9 38.44
Lago Central 1760 1405 355 586,6 20.17
Total 5331 3603 1728 921,5 29.30
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
La tabla 2.10 muestra la producción total proveniente de los 19 pozos que
actualmente están aportando, el método de producción, la arena de la que se
produce junto al BSW de cada uno:
TABLA 2.10 DATOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO POR
POZO
POZO ARENA METODO BFPD BPPD BAPD BSW
4 Hs PPM 196 98 98 50
9A T PPHJ 223 202.5 20.52 9.2
11A H PPHP 197 147.8 49.25 25
17 T PPM 115 110.4 4.6 4
18 H PPHJ 329 118.8 210.2 63.9
22 BT PPHJ 344 332.6 11.35 3.3
25 U+T PPS 205 202.5 2.46 1.2
67
Continuación Tabla 2.10
POZO ARENA METODO BFPD BPPD BAPD BSW
27 H PPHJ 223 46.83 176.2 79
35 Hs+i PPHJ 114 105.7 8.322 7.3
37 BT PPM 146 119.7 26.28 18
38 U+T PPHP 116 104.7 11.25 9.7
39 H PPHJ 652 467.5 184.5 28.3
40D Hi PPHJ 426 233.9 192.1 45.1
41 Hs PPHJ 311 67.18 243.8 78.4
43 Hs PPHJ 131 112.8 18.21 13.9
47D Hs+i PPS 372 364.6 7.44 2
48D Hs PPS 398 397.6 0.398 0.1
49D Ui PPHJ 254 253.7 0.254 0.1
50D Hs PPS 579 115.8 463.2 80
TOTAL 5331 3603 1728
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
2.5.3 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIALDEL ÁREA LAGO AGRIO
Como se mencionó anteriormente la producción del Campo Lago Agrio proviene
de un total de 19 pozos, con una producción diaria de 5331 BFPD y 3603 BPPD,
de los cuales 3 producen por Bombeo Mecánico, 12 por Bombeo Hidráulico y 4
por Bombeo Electrosumergible.
En la Figura 2.7, se puede observar que la producción por Bombeo Mecánico
corresponde a un 9% del total de barriles producidos, seguido del Bombeo
Electrosumergible con el 30% de producción y finalmente el Bombeo Hidráulico
que tiene la mayoría con 61% de producción.
TABLA 2.11 PRODUCCIÓN POR TIPO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
SISTEMA # POZOS BFPD BPPD BAPD
MECÁNICO 3 457 328.5 128.5
HIDRÁULICO 12 3320 2194.0 1126
ELECTROSUMERGIBLE 4 1554 1080.5 473.5
TOTAL 19 5331 3603 1728
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
FIGURA 2.7 PRODUCCI
Fuente: Ingeniería deRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
2.5.4 RESERVAS
Las reservas de petróleo y g
que será posible extraer del mismo, en condiciones re
vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o
gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el “petróleo original in situ”
(POES), este cálculo requiere el conocimiento del volumen de roca productora, la
porosidad de esta roca, la s
temperatura de las capas productivas.
La “reserva” de un yacimiento es una fracción del “POES’, ya que nunca se
recupera el total del petróleo existente. Para establecerla hay que conocer cuál
será el factor de recuperación, lo que implica conocer el tipo de empuje del
yacimiento, agua/gas; su presión; permeabilidad. El valor resultante de esta
fracción varía entre un 15% y un 60% del total del petróleo existente.
Las reservas iniciales del Campo Lago Agrio, tabl
187.111.507 BIs, que representa un 2,
desarrollo del campo y los correspondientes
se ha ido incrementando constantemente el volumen in situ.
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR SISTEMA DE
LEVANTAMIENTO
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroeRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Las reservas de petróleo y gas de un yacimiento, son el volumen
que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su
determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o
gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el “petróleo original in situ”
ste cálculo requiere el conocimiento del volumen de roca productora, la
porosidad de esta roca, la saturación de agua, la profundidad, presión y
temperatura de las capas productivas.
La “reserva” de un yacimiento es una fracción del “POES’, ya que nunca se
recupera el total del petróleo existente. Para establecerla hay que conocer cuál
recuperación, lo que implica conocer el tipo de empuje del
yacimiento, agua/gas; su presión; permeabilidad. El valor resultante de esta
fracción varía entre un 15% y un 60% del total del petróleo existente.
Las reservas iniciales del Campo Lago Agrio, tabla 2.12 están establecidas en
Is, que representa un 2,5% de la Cuenca Oriente. Al realizarse
desarrollo del campo y los correspondientes estudios de simulación matemática
se ha ido incrementando constantemente el volumen in situ.
MECÁNICO9%
HIDRÁULICO61%
ELECTROSUMERGIBLE
30%
68
LEO POR SISTEMA DE
EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
as de un yacimiento, son el volumen de hidrocarburos
ntables, a lo largo de su
determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o
gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el “petróleo original in situ”
ste cálculo requiere el conocimiento del volumen de roca productora, la
aturación de agua, la profundidad, presión y
La “reserva” de un yacimiento es una fracción del “POES’, ya que nunca se
recupera el total del petróleo existente. Para establecerla hay que conocer cuál
recuperación, lo que implica conocer el tipo de empuje del
yacimiento, agua/gas; su presión; permeabilidad. El valor resultante de esta
fracción varía entre un 15% y un 60% del total del petróleo existente.
están establecidas en
5% de la Cuenca Oriente. Al realizarse el
estudios de simulación matemática
MECÁNICO
69
La simulación realizada en octubre del 2002 por la compañía CMG estimó para
los yacimientos “BT”, “U”, “T” y “Hollín” un valor del POES de 521.342.918 bIs, un
factor volumétrico inicial del petróleo de 1,21 con un factor de recobro de 27,5%,
datos que se los toma como oficiales.
TABLA 2.12 RESERVAS DEL CAMPO LAGO AGRIO
ArenaAPI°
POES(Bls)
Boi(bls/BF)
FR%
Reservasiniciales (BF)
Np (bls)Reservas
Remanentes
BT 24 34.760.000 1,1863 22 7.647.200 3.555.589 4.091.611
U 39 45.593.985 1,2441 24 10.942.556 1.869.446 9.073.110
T 31,3 49.148.888 1,2622 24 11.795.733 2.272.242 6.523.491
Hollín 28,1 391.840.045 1,1476 40 156.726.018 140.682.524 16.053.494
TOTAL 30,6 521.342.918 1,2092 27,5 187.111.507 148.379.801 35.741.706
Fuente: Ingeniería de Yacimientos, EP-PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
70
CAPÍTULO 3
EVALUACIÓN DE LOS POZOS Y REDISEÑO DELEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON ANÁLISIS NODAL
3.1 INTRODUCCIÓN
Lo importante en el diseño de una instalación de bombeo mecánico es predecir
los requerimientos de cargas, potencias y contrabalance, así como también, las
relaciones de esfuerzo, torques y tasas de producción. Una vez que estos
parámetros son conocidos, el equipo apropiado puede ser seleccionado para
cumplir los requerimientos establecidos.
Hasta la década de los 50´s, los métodos de diseño de sistemas de bombeo eran
empíricos. El más conocido sobreviviente de estas viejas técnicas es el Método
de Mill, luego se desarrollaron las "Prácticas Recomendadas 11L" de la API para
equipos convencionales, más tarde se hicieron modificaciones en las ecuaciones
para adaptarlos a las unidades Mark II y Balanceadas por aire, hasta lograr
métodos más exactos, como lo es el Método de la Ecuación de Onda. Para este
último método, se requiere el uso de programas de computadora los cuales
permiten un eficiente y rápido diseño.
3.2 SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS AL SISTEMA DEBOMBEOMECÁNICO
En base a los caudales, presiones, reservas remanentes, ubicación y estado
actual de los pozos se realizó una selección para elegir los pozos candidatos para
cambio de levantamiento a bombeo mecánico.
71
Esta selección se basa además en mejorar la seguridad de los habitantes de las
comunidades cercanas a los pozos, ya que el bombeo hidráulico resulta peligroso
para dichas personas, ya que maneja presiones altas.
Los pozos con bombeo mecánico no son tomados en cuenta porque se considera
que continuarán con el mismo sistema de levantamiento.
En la Tabla 3.1, se puede observar la selección de los pozos y sus razones para
su elección.
72
TABLA3.1SELECCIÓNDEPOZOS
POZO
ESTADO
BFPD
BPPD
BAPD
BSW
APIARENA
MÉTODO
DE
PRODUCCIÓN
BOMBA
ÚLTIMA
PRODUCCIÓN
OBSERVACIÓN
POZOS
CANDIDATOS
LAGO1
*EWO
199,00
59,70
139,30
70,00
HPPM
RHBC
1.5"X16'
05/01/2011
ComunicaciónTbg-Csg
NO
LAGO2
EWO
104,00
52,00
52,00
50,00
HS
PPM
RHBC
2"X16'
06/01/2011
Pozonoaporta
NO
LAGO3
EWO
340,00
85,00
255,00
75,00
28,40
HPPS
27/05/2000
BESofffaseatierra
NO
LAGO4
*P196,00
98,00
98,00
50,00
HPPM
RWBC
26/05/2011
OK.
NO
LAGO6
EWO
331,00
46,34
284,66
86,00
26,00
HPPM
26/03/2009
ComunicaciónTbg-Csg
NO
LAGO8
EWO
30,00
15,00
15,00
50,00
28,00
HPPS
07/12/2001
11/01/2008Packerdesasentado
NO
LAGO9A
P223,00
202,5
20,52
20.52
TPPHJ
JET8A
26/05/2011
ok
SI
LAGO9B
EWO
39,00
31,01
8,00
20,50
U+T
PPHJ
29/06/2000
05/07/2005-Bombaatascada
NO
LAGO11A
P197,00
147,8
49,25
25,00
HPPHP
P.3X48
26/05/2011
ok
SI
LAGO12
EWO
140,00
139,58
0,42
0,30
UPPHJ
10/12/1998
Sesuspendeevaluaciónporno
aportarybajapresióndefondo
NO
LAGO13
EWO
235,00
115,39
119,62
50,90
29,20
TPPHP
11/09/2010
Pozonoaporta.E.W.O.para
cambiotipolevantamiento
SI
LAGO14
EWO
251,00
238,45
12,55
5,00
HPPS
04/06/1992
SesuspendeW.O.#15.Casing
colapsado@+/-4900'
NO
LAGO15
EWO
288,00
0,00
288,00
100,00
UPPHJ
05/07/2008
Existeobstrucción@±3860'
NO
LAGO17
P115,00
110.4
4,60
4,00
28,70
TPPM
RHBC
1.5"X16'
26/05/2011
ok
NO
LAGO18
P329,00
118.8
210,2
63,9
28,50
HPPHJ
JET8I
23/05/2011
ok
SI
LAGO20
EWO
240,00
4,80
235,20
98,00
26,80
UPPS
29/08/1994
Packerdesasentado
NO
LAGO21
EWO
140,00
112,56
27,44
19,60
29,20
BT
PPHJ
12/12/2007
(17-mar-08).CerradoporW.O.
pararecuperartuberia2-7/8".
NO
LAGO22
P344,00
332,6
11,35
3,3
29,60
BT
PPHJ
SuperA
25/06/2011
ok
SI
LAGO23
EWO
985,00
177,30
807,70
82,00
HPPS
14-Oct-96
PozocerradoBSW.100%;
Casingroto@3620'
NO
LAGO24
EWO
67,00
60,57
6,43
9,60
28,70
UPPHJ
12-Ene-09
(28-may-09).NoaportaE.W.O.
st-valvecon4patasde
pescante
NO
73
ContinuaciónTabla3.1
POZO
ESTADO
BFPD
BPPD
BAPD
BSW
APIARENA
MÉTODO
DE
PRODUCCIÓN
BOMBA
ÚLTIMA
PRODUCCIÓN
OBSERVACIÓN
POZOS
CANDIDATOS
LAGO25
P205,00
202,5
2,46
1,20
29,40
U+T
PPS
DN725
23/05/2011
OK
SI
LAGO26
EWO
30,00
0,00
30,00
100,0027,00
HPPHJ
20-Jul-02
(01-dic-10).Cerradoporalto
BSW
NO
LAGO27
P223,00
46,83
176,2
79
28,70
HPPHJ
JET9I
26/05/2011
ok
SI
LAGO28
EWO
138,00
48,30
89,70
65,00
26,40
HPPM
16-Jun-08
Bombaatascada
NO
LAGO29
EWO
96,00
0,00
96,00
100,0029,70
UPPHP
14-Jun-10
(16-jun-10).E.W.O.por
comunicacióntbg-csg
NO
LAGO30
EWO
110,00
107,91
2,09
1,90
28,90
UPPHJ
01/12/2004
Pozonoaporta.
NO
LAGO31
EWO
130,00
43,16
86,84
66,80
29,20
UPPHJ
24/02/2008
Pozonoaporta
NO
LAGO32
EWO
76,00
0,00
76,00
100,0028,90
HPPHJ
1-Nov-10
(01-nov-10).Cerrado,pozono
aporta
NO
LAGO33
EWO
476,00
133,28
342,72
72,00
24,30
Hs+Hi
PPS
11-Ene-10
(11-ene-10).BESoff2fasesa
tierra.Pescadocableeléctrico
NO
LAGO34
EWO
67,00
0,00
67,00
100,0029,40
U+T
PPHJ
3-Sep-09
Pozonoaporta
NO
LAGO35
P114
105,7
8,32
7,10
Hs+Hi
PPHJ
JET8H
23/05/2011
ok
SI
LAGO36
P89,00
36,49
52,51
59,00
29,30
BT
PPHJ
JET9A
05/01/2011
CavidadDañada
NO
LAGO37
P146
119.7
26,28
18,00
BT
PPM
RHBC
2"X16'
26/05/2011
ok
NO
LAGO38
P116,00
104,7
11.25
9,7
U+T
PPHP
PL-I
2½"X1½"
25/05/2011
ok
SI
LAGO39
P682,00
471,94
210,06
30,80
28,70
HPPHJ
JET9B
11/01/2011
ok
NO
LAGO41
P311,00
67,18
243,8
78,4
28,50
Hs
PPHJ
JET8H
26/05/2011
ChequearBSW
SI
LAGO43
P131,00
112,8
18,21
13,9
29,30
Hs
PPHJ
JET8A
26/05/2011
ok
SI
LAGO44
EWO
76,00
47,12
28,88
38,00
29,40
Hs
PPHJ
7-Ene-09
(08-ene-09).Cerrado,noaporta.
Cavidaddañada.E.W.O.
NO
LAGO45
EWO
925,00
136,90
788,10
85,20
29,20
Hi
PPHJ
19/12/2010
(19-dic-10).Cerradopor
comunicaciónTbg-Csg.E.W.O.
NO
TOTAL
39TOTALPOZOSCANDIDATOS
11
Fuente:IngenieríadePetróleos,LagoAgrio,EPPetroecuador
Realizadopor:OrlandoCampos,CristianPanchi
74
3.3 ANÁLISIS NODAL
Para realizar un análisis del sistema, se requiere el cálculo de las caídas de
presión en función de la tasa de flujo para cada uno de los componentes.
El procedimiento para el análisis nodal requiere la selección de un nodo, en
donde se calcularán las presiones que den solución al sistema.
El nodo puede ser seleccionado en cualquier punto del sistema, los más comunes
son el separador, el cabezal del pozo, las perforaciones o el yacimiento. En
métodos de levantamiento artificial por bombeo, los nodos de mayor interés
durante la etapa de diseño se ubican en la succión y en la descarga de la bomba.
Los dos criterios que se deben cumplir en un análisis nodal son:
! El flujo hacia el nodo debe ser igual al flujo que sale del mismo.
! Solo puede existir una presión en el nodo, a una tasa de flujo dada.
3.3.1 NODOS EN SISTEMA DE BOMBEOMECÁNICO
En el caso del bombeo mecánico, el sistema puede considerarse compuesto por
los siguientes elementos principales:
! El yacimiento,
! El pozo, incluyendo los componentes y elementos de este tipo de
levantamiento ubicados en el fondo del pozo, y
! La línea de flujo, la cual incluye separadores y tanques de
almacenamiento.
Sin embargo, el análisis nodal en el caso del bombeo mecánico se lo realiza una
vez diseñado el equipo en base al caudal requerido de producción, de donde se
obtiene la unidad en la cual en base a la longitud de carrera y la velocidad de
75
bombeo de cada unidad se puede realizar dicho análisis. Más adelante se
presenta un ejemplo de cálculo.
FIGURA 3.1 UBICACIÓN DE LOS NODOS EN SISTEMA DE BOMBEO
MECÁNICO
Fuente: Curso de Bombeo Mecánico, Cied Luís Domingo
En la Figura 3.1:
! El tope de las perforaciones, éste es el nodo común entre el yacimiento y el
pozo.
! El cabezal del pozo, el cuál es el nodo común entre el pozo y la línea de
flujo.
A su vez, el sistema puede tener más divisiones unidos por nodos, el número de
estas divisiones no tiene limitación, pueden estar tan lejos o tan cerca como se
quiera, con tal que sea posible establecer entre ellas la correspondiente relación
flujo-presión.
La relación de presión a lo largo del sistema puede ser escrita de la siguiente
manera:
76
Donde:
P yacimiento: Presión de Yacimiento,
DP nodo A: Presión Diferencial del Nodo Ubicado entre el Yacimiento y el Tope
de las perforaciones,
DP nodo C: Presión Diferencial del Nodo Ubicado entre el Tope de las
Perforaciones y la entrada de la Bomba,
DP Bomba: Presión diferencial originado por la Bomba,
DP nodo D: Presión diferencial del Nodo ubicado entre la descarga de la bomba y
el cabezal del pozo,
DP línea de flujo: Presión diferencial del nodo ubicado entre el cabezal del pozo
y el separador,
P separador: Presión del separador.
En el Análisis Nodal de un sistema completo se usa una combinación de:
! Desempeño de flujo del pozo (IPR),
! Desempeño de la tubería de flujo multifásico en el fondo del pozo,
! Desempeño de los componentes de superficie (incluyendo choque,
comportamiento del flujo horizontal o inclinado y separador).
! Desempeño de la bomba.
3.3.2 IPR (INFLOW PERFORMANCE RELATIONSHIP)
El flujo de petróleo, gas y agua es caracterizado por la curva IPR que es una
medida de la pérdida de presión en la formación y la relación funcional entre la
tasa de flujo y la presión de fondo del pozo.
P yacimiento - DP nodo A - DP nodo C
+ DP bomba - DP nodo D – DP línea de flujo - P separador = 0
77
La IPR de Vogel puede ser obtenida de pruebas de pozos, si bien el método se
desarrolló para reservorios de empuje de gas en solución, la ecuación es
aceptada para otros mecanismos de empuje, nos brinda excelentes resultados
para presiones por debajo del punto de burbuja, es decir, reservorios saturados.
7a)´ = 7- " b7- " 7a)cKd Ecuación 3.1
Donde:
7a)´: Presión de fondo fluyente corregida por daño, psi.Eficiencia de Flujo = EF = 1.07-: Presión de Reservorio, psi.7a): Presión de fondo fluyente, psi.
ee(./0) = 1 " 0.2 fBa)´B- g" 0.8 fBa)´B- g; Ecuación 3.2
En la Ecuación de Fetkovich, J y n son únicas para cada pozo y son determinados
de dos series de datos, de rata de flujo y presión de fondo, dada la presión
promedio de reservorio, donde n es el factor de turbulencia.
h = i(7j; " 7kl;)6 Ecuación 3.3
J = IP (Índice de Productividad)
3.3.3 IP (ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD)
Es la razón de la tasa de producción, en barriles fiscales por día, a la presión
diferencial en el punto medio del intervalo productor. Además es una medida del
potencial del pozo o de su capacidad de producir. Este es un parámetro que es
determinado de la prueba de pozo.
La IP constante, normalmente ocurre para una sola fase de flujo líquida sobre la
presión de punto de burbuja, y la línea curva muestra la IP cuando está
disminuyendo por debajo de la presión del punto de burbuja, debido a condiciones
de flujo de dos fases en el reservorio (líquido de gas).
IP constante: hVmn(BH$Bo%) Ecuación: 3.4
78
3.4 DETERMINACIÓN DE LOS CAUDALES A PRODUCIRMEDIANTE ANÁLISIS NODAL
Para el trabajo propuesto se ha tomado información de las pruebas de
restauración de presión (build up), de las pruebas de producción, de los análisis
PVT, de Laboratorio de Corrosión y Tratamiento Químico, del Informe Anual y
Cromatografía de los pozos, proporcionado por Ingeniería de Petróleos del
Campo Lago Agrio. De esta manera se generó la Tabla 3.2., que abarca toda la
información necesaria para el Análisis de los pozos seleccionados.
3.4.1 IPR DE LOS POZOS SELECCIONADOS
Con la información de la Tabla 3.1 y 3.2, se generan las curvas para los distintos
pozos seleccionados.
Se realizó el diseño utilizando el método de Fetkovich, el cual toma los datos
propios del reservorio, tales como presión, daño del yacimiento y tipo de flujo con
el que se encuentra produciendo el pozo.
79
TABLA3.2INFORMACIÓNPARAANÁLISISDELPROYECTO
POZO
ARENA
*OD
(pulg)
*ID
(puIg)
Tfº
(ªF)
GORres
(PC/Bls)
Nivel
Fluido
(pies)
Reser.
Reman.
(MBls)
Pwf(psi)
Pr(psia)
Pb
(psi)Psep
(psi)
Pc
(psi)
GE
GAS
mBùp
Daño
CUPO
PRODUCCIÓN
(Bls)
9A
T3½"
6,366
210
268
5718,2
166
694
2256
770
23
40
0,965
312
-1,14
300
11A
H3½"
8,681
202
193
6192,4
2655
1362
4082
880
23
92
1,06
--
450
13
U3½"
6,366
205
268
4300,3
141
1427
1689
760
24
70
1,031
13,87
14,50
200
18
H3½"
6,366
192
193
6724,7
996
1078
4172
508
22
60
1,161
--
600
22
BT
3½"
6,366
198
198
7943,5
3304
1518
1608
810
24
78
0,921
22,00
7,00
800
25
U+T
3½"
6,366
202
363
4634,3
166
1283
2445
-23
75
0,964
206,55
0,19
570
27
H3½"
6,366
212
193
6703,5
528
1230
3800
725
23
38
1,271
128,6
0,801
300
35
HS+I
3½"
6,366
202
193
5297,3
102
1038
2132
750
21
35
1,048
304,92
-1,23
200
38
U3½"
6,366
198
314
5238,1
1403
247
2034
790
24
70
0,902
-224,00
0500
41
HS
3½"
6,366
180
193
7805,8
419
2262
4047
760
22
135
1,219
622,67
-2,18
500
43
HS
3½"
6,366
150
193
8375
196
928
3615
750
22
65
1,005
521,00
-0,25
250
Fuente:IngenieríadePetróleos,LagoAgrio,EPPetroecuador
Realizadopor:OrlandoCampos,CristianPanchi
*OD:Diámetroexternodeltubing,pulg.
*ID:Diámetrointernodelcasing,pulg
80
PROCEDIMIENTO PARA CONSTRUIR CURVAS IPR - EJEMPLO DE
CÁLCULO
1. Obtener la presión de reservorio y presión de fondo fluyente del pozo 9A.
(Tabla 3.2)
2. Asumir valores de Pwf < Pr.
Los valores asumidos se presentan en la Tabla 3.3.
3. Utilizar extensión de Standing al método de Vogel (corrección por daño),
mediante la ecuación 3.1.
Para la corrección por daño se requiere el cálculo de la Eficiencia de Flujo (EF),
mediante la siguiente ecuación:
Kd = B-$Ba)$!Bp/ñqB-$Ba) Ecuación 3.5
Para determinar la EF necesitamos calcular la !Pdaño mediante la siguiente
ecuación:
!78,ñr = 0,87Z ! Ecuación 3.6
Con los datos de la Tabla 3.3, se realizaron los siguientes cálculos:
!78,ñr = 0,87 (312)("1,14) = "318,36 <s[Una vez calculado !"daño calculamos EF:
Kd = 2256 <s[ " 694 <s[ " ("318,36) <s[2256 <s[ " 694 <s[ = 1,2038
Mediante la ecuación 3.1 procedemos al cálculo de una Pwf´:
7a)´ = 2256 <s[ " (2256 <s[ " 694 <s[ ) ' 1,20387a)´ = 384,56 <s[
Los valores calculados se presentan en la tabla 3.3.
4. Con la Pwfdato y qdato, se procede al cálculo del caudal máximo mediante la
ecuación 3.7:
81
h3,4 = eM$R,;tuo%uH v$R,wtuo%uH v
x Ecuación 3.7
h3,4 = 223 yXs1 " 0,2 t 694 <s[
2256 <s[v" 0,8 t 694 <s[2256 <s[v;h3,4 = 263,08 yXs
5. Con el caudal máximo obtenido se realiza el cálculo de qo, mediante la
siguiente ecuación:
hz = h(3,4) {1 " 0,2 t7kl´7j v " 0,8 t7kl´7j v;|hz = 263,08 {1 " 0,2 t384,56
2256v " 0,8 t384,56
2256v;|
hz = 248 yXsLos demás valores se presentan en la tabla 3.3.
6. Graficar en una figura log-log: (Pr²-Pwf²) vs Qo:
FIGURA 3.2 DETERMINACIÓN DE M=1/n
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
Del la Figura 3.2 se obtiene una pendiente (M) =1,002
n=1/M=1/1,002=0,998
1000000,00
10000000,00
10,00 100,00 1000,00
Pr²-Pwf²
Caudal (Qo) bls
M…
82
El factor de turbulencia (n) puede estar entre los valores de 0,6-1,1; ya que se
trata de petróleo tiende a tener flujo laminar y depende del GOR.
Para construir nuestra curva IPR es necesario obtener el coeficiente de
estabilización (C) el cual se lo obtiene a partir de la ecuación de FETKOVICH:
}z = ? b7-; " 7a);c6 Ecuación 3.7
? = ;;L ~*�(;;�O :�5x$O]N :�5 x)�,��� =5,54978E-05
7. Mediante FETKOVICH calculamos el Qt para graficar en la curva IPR.
}� = (5,54978K " 05) (2256; " 694;)R,]]w = 256 yXsLos demás valores se presentan en la tabla 3.3.
Los datos para el análisis se muestran en la Tabla 3.4 y los resultados para las
curvas se presentan en el Anexo 5, mientras los gráficos de las curvas IPR se
indican en las Figuras 3.3 a 3.13.
TABLA 3.3 INFORMACIÓN PARA LA CURVA IPR – LAGO 9A
DATOS:
Presión de Reservorio = PR, (psi) 2256 psiPresión de Fondo Fluyente = Pwf, (psi) 694 psi
Presión de Burbuja = PB, (psi) 770 psiBSW, (%) 10.4Daño = S -1.14
Pendiente de B´UP = m, (psi/ciclo) 312C 5,54978E-05n 0.998
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
RESULTADOS:
Pwf Pwf´ Qo Pr²-Pwf² Qt Qo2256,00 2256,00 0,00 0,00 0,00 0,00
2000,00 2050,72 51,78 1089536,00 60,47 54,181600,00 1729,96 123,94 2529536,00 140,38 125,78
1200,00 1409,20 185,45 3649536,00 202,54 181,48
800,00 1088,44 236,31 4449536,00 246,94 221,26694.00 1003.44 248.00 4607900.00 256.00 229.38
400,00 767,68 276,51 4929536,00 273,58 245,130,00 446,93 306,05 5089536,00 282,46 253,08
83
FIGURA 3.3 CURVA IPR – LAGO 9A
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
TABLA 3.4 INFORMACIÓN PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LAS CURVAS IPR
DATOS PR(PSI)
Pwf(PSI)
PB(PSI)
q(BLS)
BSW(%)
S m C nPOZOSLAGO 9A 2256 694 770 248 10,4 -1,14 312 5,54978E-5 0,998LAGO 11A 4082 1362 600 197 25 - - ------ ----LAGO 13 1689 1427 760 235 50,9 14,50 13,87 3,53059E-4 0,985LAGO 18 4172 1078 508 329 63.9 - - ----- -----LAGO 22 1653 1518 810 344 4,6 7,00 22,00 1,013004E-3 0,985LAGO 25 2245 1283 770 205 1,2 0,19 206,55 6,43657E-05 0,991LAGO 27 3800 1230 725 223 72,4 0,801 128,6 2,05694E-05 0,995LAGO 35 2132 1038 750 114 21,6 -1,23 304,92 3,63756E-05 0,995LAGO 38 2079 247 790 116 5,6 0 -224,00 3,94377E-05 0,974LAGO 41 4047 2262 760 311 82,6 -2,18 622,67 3,23515E-05 0,987LAGO 43 3615 928 750 131 22,8 -0,25 521,00 1,41789E-05 0,987
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
0
500
1000
1500
2000
2500
0 50 100 150 200 250 300
pWF(PSI)
Caudal
IPR LIQUIDO IPR PETROLEO Pb
84
FIGURA 3.4 CURVA IPR – LAGO 11
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
FIGURA 3.5 CURVA IPR – LAGO 13
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 50 100 150 200 250 300 350
Pwf(psia)
Caudal BLS
IPR LIQUIDO IPR PETROLEO Pb
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 200 400 600 800 1000 1200
Pwf(PSI)
Caudal
IPR LIQUIDO IPR PETROLEO Pb
85
FIGURA 3.6 CURVA IPR – LAGO 18
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
FIGURA 3.7 CURVA IPR – LAGO 22
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 100 200 300 400 500
Pwfpsi
Caudal Bls
IPR DE LIQUIDO IPR DE PETROLEO Pb
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Pwf(PSI)
Caudal
IPR LIQUIDO IPR PETROLEO Pb
86
FIGURA 3.8 CURVA IPR – LAGO 25
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
FIGURA 3.9 CURVA IPR – LAGO 27
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 100 200 300 400 500
Pwf(PSI)
Caudal
IPR LIQUIDO IPR PETROLEO Pb
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 50 100 150 200 250 300 350
Pwf(PSI)
Caudal
IPR LIQUIDO IPR PETROLEO Pb
87
FIGURA 3.10 CURVA IPR – LAGO 35
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
FIGURA 3.11 CURVA IPR – LAGO 38
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
0
500
1000
1500
2000
2500
0 50 100 150 200
Pwf(PSI)
Caudal
IPR LIQUIDO IPR PETROLEO Pb Lineal (Pb)
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
0,00 50,00 100,00 150,00 200,00
Pwf(PSI)
Caudal
IPR LIQUIDO IPR PETROLEO Pb
88
FIGURA 3.12 CURVA IPR – LAGO 41
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
FIGURA 3.13 CURVA IPR – LAGO 43
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
-100 0 100 200 300 400 500 600
Pwf(PSI)
Caudal
IPR LIQUIDO IPR PETROLEO Pb
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
3500,00
4000,00
0,00 50,00 100,00 150,00 200,00
Pwf(PSI)
Caudal
IPR LIQUIDO IPR PETROLEO Pb
89
En este proyecto se analiza el sistema de levantamiento mediante bombeo
mecánico, ya que es un método flexible y económico para producir los caudales
que se encuentra actualmente produciendo en el campo Lago Agrio.
Actualmente el bombeo mecánico venció las limitantes de la profundidad,
mediante la optimización de los diseños y la utilización de varillas tipo NO API,
siendo mucho más resistentes a la tensión.
En este proyecto no se toma en cuenta los demás sistemas de levantamiento, ya
que su enfoque es hacia la implementación del bombeo mecánico.
3.5 ANÁLISIS DEL MÉTODO DE PRODUCCIÓNMEDIANTEBOMBEOMECÁNICO
El diseño para el sistema de bombeo por varillas envuelve cálculos complejos de
la relación dinámica entre tasa de producción y la tensión en varios puntos del
sistema.
A continuación se puede representar los métodos utilizados para el diseño de
bombeo mecánico:
! Desarrollo del método API RP-11L
! Método API modificado
! Método de la ecuación de onda
! Cálculo de tensión en las varillas
3.5.1 DESARROLLO DEL MÉTODO API RP-11L
La norma estándar para el diseño de bombeo mecánico es la Norma API RP 11L
(Recommended Practice for Design Calculations for Sucker Rod Pumping
Systems).
Esta norma fue publicada por primera vez en el año de 1966, actualizada en 1988
y reafirmada en el año 2000. Este método involucra correlaciones con variables
adimensionales para la optimización de los parámetros de diseño.
90
Existen varios programas de computadora basados en la Norma API RP11L, y
mejorados utilizando la ecuación de la onda. Estos programas son fáciles de
manejar, rápidos y precisos. Entre ellos tenemos al Rodstar, QRod, Accupump,
SRP Calculator, entre otros.
ASUNCIONES Y LIMITACIONES:
Las siguientes asunciones son incorporadas dentro de la Norma API RP 11L:
! Se aplica para unidades de bombeo convencionales,
! La unidad de bombeo emplea un motor primario de desplazamiento medio,
! Las sartas de varillas de acero, disminuyen su diámetro con la profundidad,
! Fricción despreciable en la caja reductora y en la bomba,
! La bomba completamente llena de fluido (sin gas, sin golpeteo de fluido),
! Tubería anclada,
! Unidad balanceada.
3.5.1.1 Procedimiento de Diseño API RP 11L
TABLA 3.5 DATOS PARA EL DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO
MECÁNICO -LAGO 9A
Caudal óptimo de liquido por ARCH (hV) 300 BFPDProfundidad ( L) 9820 piesDiámetro de tubería (Dtbg ) 3.5 pulg.
Tubería ancladaDiámetro del pistón (Dp) 1,75 pulg.API No. * 87Peso de las varillas ( Wr)* 2,413 lb/pie,Distribución de varillas* (30,3 % -1 pulg y 69,7 % - 7/8 pulg)Elongación de las varillas (Er)* 6,03 x 10$^ pulg/lbAPI fluido 29 API = 0,895Longitud de carrera (S) 120 pulgEmboladas por minuto ( N) 8,6 spm
* API RP 11L, Tabla 4.1. (Anexo)
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
91
DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL FLUIDO
������� = (���� � ����) + b����� � �����c Ecuación 3.8
�)*�58r = ((1" 0,104) ' 0,8816) + (0,104 ' 1)�)*�58r = 0,895
DESPLAZAMIENTO REQUERIDO DE LA BOMBA
El desplazamiento de la bomba depende de la velocidad de bombeo, diámetro del
pistón y recorrido de la bomba. El recorrido de la bomba depende principalmente
de la profundidad de la bomba, diseño y material de la sarta de varillas, velocidad
de bombeo y tipo de unidad de bombeo, y está dada por la siguiente ecuación:
79 = 0,1166'!'='9<;'K< Ecuación 3.9
79 = 0,1166 ' 120 ' 8,6 ' 1,75; ' 1 = 368,51 �7979 = 368,51 �79Donde:
PD: Desplazamiento de la bomba con una eficiencia volumétrica de 100%, BFPD
S: Longitud de la carrera en superficie, pulg.
N: Velocidad de bombeo, spm.
Dp: Diámetro del pistón, pulg.
Ep: Eficiencia volumétrica de la bomba.
La eficiencia volumétrica de la bomba es menor a 1, debido a las siguientes
razones:
! Fuga de fluido en el pistón,
! Formación de una capa de gas en la superficie líquida, disminuyendo la
eficiencia de bombeo,
92
! La presión del líquido y la disminución de la temperatura en superficie,
provoca la contracción del fluido liberando el gas en solución, provocando
una reducción del liquido correspondiente al factor de la bomba,
generalmente está entre 70 % y 90 %.
Este cálculo nos da un caudal mayor al sugerido por la ARCH, entonces podemos
trabajar con este tipo de bomba y longitud de carrera.
CARRERA DEL PISTÓN
La carrera del pistón de la bomba de subsuelo, gobierna la tasa de producción, en
conjunto con la velocidad de bombeo, tamaño de la bomba y la capacidad de
producción del pozo.
FIGURA 3.14 CORRELACIÓN PARA CORREGIR LA CARRERA DEL PISTÓN
Fuente: Norma API RP 11L
93
VELOCIDAD DE BOMBEO ADIMENSIONAL
��r = �V;N�RRR Ecuación 3.10
==z = 8,6 ' 9820245000
==z = 0,344
Donde:
��r: Relación de la velocidad de bombeo a la frecuencia natural de la sarta devarillas lisas (un solo diámetro).
N: Velocidad de bombeo, spm.
L: Profundidad de asentamiento de la bomba.
VELOCIDAD DE BOMBEO ADIMENSIONAL – CORREGIDA
��r´ = �(�r_�) Ecuación 3.11
==z´ = 0,344
(1,066)
==z´ = 0,322
Donde:
��r´: Relación de la velocidad de bombeo a la frecuencia natural de la sarta devarillas ahusada (diferentes diámetros).
Fc: Frecuencia natural de la varilla. (ANEXO 1)
94
CARGA DEL FLUIDO SOBRE LAS VARILLAS
dz = 0,34 ' �)*�58r ' 9:; ' � Ecuación 3.12
dz = 0,34 ' 0,895 ' 1,75; ' 9820dz = 9151,44 XysDonde:
Fo: Carga de fluidos sobre las varillas.
�)*�58r: Gravedad específica del fluido.
CÁLCULO DE ESTIRAMIENTO DE VARILLAS ADIMENSIONAL
_r"�- = (_r 4 �- 4 V )": Ecuación 3.13
dz!.`j = (9151,44 ' 6,03 ' 10$^ ' 9820 )120
dz!.`j = 0,45
Donde:
_r".�-: Estiramiento de varillas adimensional.Kj: Constante de elasticidad de las varillas. (ANEXO 1).
Si el tubing no está anclado, la longitud de carrera del pistón correcta
considerando la contracción del tubing en carrera ascendente. Se obtiene
mediante la siguiente fórmula:
Contracción del Tubing = Et x Fo x L Ecuación 3.14
95
Donde:
Et: Coeficiente de elasticidad del tubing, pulg/ lb-pie, datos del fabricante del Tbg.
Fo: Peso del fluido en las varillas, lbs.
L: Longitud del tubing, pies.
Para evitar una carrera alta o una carrera baja, debemos tomar en cuenta lo
siguiente:
��r´ < 0,35 y_r".�- < 0,5.
Con los datos de��r � _r".�-, ingresamos a la Fig. 3.14 y obtenemos ":" = 0,77
Con este valor obtenemos Sp.
!< = !<! ' ! = 0,77 ' 120!< = 92,4 <XY.Sp es la longitud de embolada de la bomba y S es la longitud de embolada de la
barra pulida.
Un valor de":" < 1, indica un viaje menor en la bomba debido a la elongación de
las varillas. En cambio":" > 1, indica un sobre viaje en la bomba.
79 = 0,1166'!<'='9;'K<79 = 0,1166 ' 92,4 ' 8,6 ' 1,75; ' 1 = 283,75 �79
DISEÑO DE LA BOMBA DE SUBSUELO
Una bomba de subsuelo es una bomba de pistón utilizada para levantar el
petróleo desde el fondo del pozo a la superficie, accionada por el movimiento
alternativo (arriba y abajo) de la sarta de varillas, suministrado a ellas por la
unidad de bombeo o balancín.
96
Para este caso elegimos una bomba:
RWBC-350-175-16-6
CARGA MÁXIMA EN LA BARRA PULIDA - PPRL
Es la máxima carga que se puede aplicar sobre la barra pulida, para que trabaje
de una manera eficiente y segura.
77�� =�-) + d1 Ecuación 3.15
Donde:
PPRL: Carga máxima en la barra pulida, lbs.
�-): Peso de las varillas en fluido, lbsPara este cálculo requerimos el peso de las varillas en fluido (�-)).
�-) =�-�' (1" 0,128 ' �)*�58r) Ecuación 3.16
�-� =�j ' � Ecuación 3.17
�-� = 2,413 ' 9820 = 23862,6 Xys�-) = 23862,6 ' (1" 0,128 ' 0,895) = 21129 Xys
77�� =�-) + d1Donde:
�-�: Peso de las varillas en el aire, lbs�j: Peso de las varillas por pie, lbs/pieF1: Factor de carga máximo sobre la barra pulida.
Para obtener_M".�- ingresamos a la Figura 3.15. Con los datos de ��r � _r".�-.
Obtenemos el valor de_M".�- = 0,68
97
1`j = Kj ' � = (6,03 ' 10$^)(9820)1`j = 5.92 ' 10$Lkr = 168,8 (constante de elasticidad de la sarta de varillas)
S.kr = 120 x 168,8
S.kr =20265,27 lbs
77�� =�-) + _M".�- ' !.`j Ecuación 3.18
77�� = 21129 + 0,68 ' 20265,2777�� = 34909,4 XysS.kr: es la carga necesaria para alargar la sarta de varillas a una cantidad igual a
la longitud de la barra pulida.
FIGURA 3.15 CORRELACIÓN PARA CALCULAR LA CARGAMÁXIMA
SOBRE LA BARRA PULIDA
Fuente: Norma API RP 11L
98
MÍNIMA CARGA SOBRE LA BARRA PULIDA - MPRL
Es la mínima carga que se puede aplicar sobre la barra pulida, para que trabaje
de una manera eficiente y segura.
Para obtener_;".�- ingresamos a la Figura 3.16. Con los datos de ��r � _r".�-.
Obtenemos el valor de_;".�- = 0,24
F2 es el factor mínimo de carga sobre la barra pulida.
�7�� =�-) " _;".�- ' !.`j Ecuación 3.19
�7�� = 21129 " 0,24 ' 20265,27�7�� = 16265,3 XysFIGURA 3.16 CORRELACIÓN PARA CALCULAR LA CARGAMÍNIMA SOBRE
LA BARRA PULIDA
Fuente: Norma API RP 11L
99
SELECCIÓN DE CONTRAPESOS:
a) Cálculo de Valor Medio
��Xzj ��>[z = �-) + 0,5 dz Ecuación 3.20
��Xzj ��>[z = 21129 + 0,5 ' 9151,44��Xzj ��>[z = 25704,7 Xys
b) Efecto de Contrabalance - CBE
?�K = (1,06)(�-) + 0,5 dz) Ecuación 3.21
?�K = (1,06)(21129 + 0,5 ' 9151,44)?�K = 27247,0 Xys
TORQUE MÁXIMO
Es el torque máximo que puede resistir la caja de engranaje.
Para determinar el valor de;�"x�- ingresamos en la Figura 3.17 con el valor de ��r� _r".�-.
De donde obtenemos;�"x - = 0,41
7J = f ;�"x -g '(!.¡j)' f";g '(J,) Ecuación 3.22
7J = (0,41)'(20265,27)' t1202v '(J,)
7J = 498525,64 (J,) Xys " <WXY
100
FIGURA 3.17 CORRELACIÓN PARA CALCULAR EL TORQUE MÁXIMO
Fuente: Norma API RP 11L
Para determinar J, necesitamos conocer la relación ¢H%". - si la relación es:¢H%".�- = 0,3 ; J, = 1 ó¢H%".�- " 0,3; J, se determina de la Figura 3.18
�-)!.`j = 21129
20265,27= 1,04
Como¢H%".�- " 0,3 entonces utilizamos los valores adimensionales de
��r´ y de _r".�- ydeterminamos un porcentaje X que nos sirve para corregir el valor de J, con lasiguiente fórmula:
El porcentaje X = 0,5 %
101
J� = 1 + (±£%) ! ¤t¥H%¦§H v$R,LMR ¨ Ecuación 3.23
J� = 1 + (0.5%) ! {(1,04) " 0,310
|J� = 1,037
J, es el factor de corrección de torque.FIGURA 3.18 CORRELACIÓN PARA LA CORRECCIÓN DEL TORQUE
MÁXIMO
Fuente: Norma API RP 11L
Una vez calculado el factor de corrección J, podemos calcular el torque máximoPT, de donde obtenemos:
7J = 498525,64 ' (J,)
102
7J = 498525,64 '1,0377J = 516971,1 Xys " <WXYPOTENCIA EN LA BARRA PULIDA
Para determinar la potencia en la barra pulida primero determinamos_Q".�- con los
valores de��r � _r".�- de la Figura 3.19.
De donde obtenemos el valor de_Q".�- = 0,42
F3 es el factor del torque máximo.
7�©7 = f _Q".�-g ! !.`j ! != ! 2,53'10$O Ecuación 3.24
7�©7 = 0,42 ' 20265,27 ' 120 ' 8,6 ' 2,53'10$O7�©7 = 22,22©7FIGURA 3.19 CORRELACIÓN PARA DETERMINAR LA POTENCIA EN LA
BARRA PULIDA
Fuente: Norma API RP 11L
103
Conociendo el PRHP, podemos calcular la potencia para el fabricante ©76:, quees la potencia mínima requerida para arrancar la unidad.
©76: = Bª«B!PV_�¦¬u. Ecuación 3.25
Donde:
CLF: Factor de carga cíclica (dada por el fabricante del motor)
K"B.: Eficiencia en superficie de la unidad de bombeo.TABLA 3.6 VALORES DE CLF PARA VARIOS TIPOS DE UNIDADES
Tipo de Unidad Tipo de Motor Primario Valor de CLF
Convencional yBalanceado por
AireNEMA “D” Motores eléctricos de baja velocidad 1,375NEMA “C” Motores eléctricos de multicilindros 1,897
Mark IINEMA “D” Motor eléctrico de alta velocidad 1,10
NEMA “C” Motor eléctrico de multicilindros 1,517Fuente: Industrias Lufkin, Lufkin, TX, USARealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
K��: = Kl[®[�\®[� Z�®á\[®� ' Kl[®[�\®[� >�X Zz�zjLa eficiencia mecánica esta en un rango entre 70-90%. La eficiencia del motor
está dada por el fabricante, para nuestro caso como usamos un motor tipo NEMA
“D” este valor es de 0,7
K��: = 0,85 ' 0,7K��: = 0,595
Para lo cual:
©76: = 22,22 ' 1,3750,595
©76: = 51,35©7
104
Entonces determinamos la unidad de bombeo mecánico de los catálogos de los
fabricantes:
En base al torque máximo (PT), carga máxima (PPRL), longitud de carrera del
pistón (Sp) y HPnp, la unidad que podemos utilizar es:
C-640D-365-120
Tenemos diferentes formas de calcular los HPnp pero depende del fabricante, aquí
unos ejemplos basados en las unidades utilizadas.
TABLA 3.7 FÓRMULAS ALTERNATIVAS PARA EL CÁLCULO DE POTENCIA
DEL FABRICANTE
Unidades: Convencional yBalanceadas por Aire
Unidades Mark II
Velocidades bajas de motory motor eléctrico de alto
desplazamientoMotor multicilindros y motoreléctrico de desplazamiento
normalFuente: Catálogos Lufkin InternationalRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
3.5.2 MÉTODO API MODIFICADO
Los fabricantes de las unidades de bombeos han modificado la API RP 11L para
permitir el diseño con Mark II, Balanceado por Aire, entre otras unidades, y el uso
de otro tipo de varillas NO API, de esta manera ampliar el rango a pozos
profundos. Todas estas modificaciones usan constantes empíricas para modificar
las ecuaciones originales.
Para las Unidades Balanceadas Por Aire:
77�� =�-) " dM " 0,85 f _" �H !.`- " dRg Ecuación 3.26
�7�� = 77�� " f _" �H + _x" �Hg !.`- Ecuación 3.27
?�K = 1,06BBªV°±BªV; Ecuación 3.28
56000
..Pr xPDbofHPnp "
56000
..Pr xPDbofHPnp "
56000
..Pr xPDbofHPnp "
45000
..Pr xPDbofHPnp "
105
Para las Unidades Mark II:
77�� =�-) " dR " 0,75 f _" �H !. `- " dRg Ecuación 3.29
�7�� = 77�� " f _" �H + _x" �Hg !.`- Ecuación 3.30
?�K = 1,04BBªV°M,;� ±BªV; Ecuación 3.31
7J = (0,93 77�� " 1,2�7��) "N Ecuación 3.32
3.5.3 MÉTODO DE LA ECUACIÓN DE LA ONDA
Es un método de diseño más sofisticado, desarrollado por el Dr. Sam Gibbs, el
cual utiliza un modelo matemático basado en la ecuación de onda. Este método
requiere el uso de computadoras para resolver el modelo de la ecuación de onda
para una sarta de varilla. Este método no tiene las limitaciones del API RP 11L, no
obstante, debido a su complejidad no es tan conocido como la API RP 11L. Sin
embargo, hoy en día no es una limitación dado que se han desarrollado una
variedad de programas de computadora que utilizan este método entre ellos
están: QRod, RODSTAR, SRP Calculator, entre otros.
3.5.3.1 Simulación del Comportamiento de una Sarta de Varillas
La clave para una buena predicción de un sistema de bombeo está en la correcta
simulación del comportamiento de la sarta de varillas. Esto provee la exactitud
necesaria en los cálculos de parámetros operacionales validos para condiciones
de superficie como de subsuelo. Todos aquellos modelos simplificados están
propensos a un alto error y no proporcionan la exactitud requerida en el diseño y
análisis de instalaciones de bombeo.
106
La característica más importante en una sarta de varilla es su elasticidad, la cual
es la responsable de la complejidad de determinar las condiciones de subsuelo a
partir de las condiciones de superficie. Debido a la naturaleza altamente elástica
de la sarta de varilla, todos los impulsos generados por el movimiento de la
unidad de superficie son transmitidos al fondo. Así como también la bomba de
subsuelo envía señales similares hacia la superficie, todos estos impulsos toman
la forma de fuerza elástica u ondas de esfuerzo que viajan a lo largo de la sarta
de varilla a la velocidad del sonido. La interferencia y los reflejos de éstas ondas
tienen un drástico efecto en el desplazamiento y en las cargas que pueden ser
observados en diferentes puntos a lo largo de la sarta.
La sarta de varilla satisface el criterio físico de una barra idealmente lisa,
haciendo la propagación de las ondas de esfuerzo en un fenómeno en una sola
dimensión. Han existido varios intentos por simplificar el cálculo de este
fenómeno, de hecho, el método API RP 11L es el resultado de uno de estos
estudios. Aunque el principio se entiende claramente, paso mucho tiempo hasta
que se publicó el primer método confiable para resolver la ecuación de onda
unidimensional para una sarta de varillas.
EL MODELO DE GIBBS
La siguiente figura muestra la sección de una sarta de varillas con una sección
transversal uniforme A, y de longitud L. Los ejes coordenados x y u están dirigidos
hacia abajo y representan la distancia axial y el desplazamiento de la varilla a lo
largo de la sarta respectivamente. Con el fin de encontrar la ecuación que
gobierna el movimiento de la sarta, es necesario realizar un balance de fuerzas a
un elemento diferencial de la varilla. Como se muestra en la figura 3.20, las
siguientes fuerzas actúan sobre el elemento diferencial.
107
FIGURA 3.20 BALANCE DE FUERZAS EN UN ELEMENTO DE DIFERENCIAL
DE VARILLAS
Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, Theta Enterprise
W: peso sumergido del elemento de sarta
Fx: fuerza de tensión que representa el halado del elemento hacia arriba
Fx + Dx: fuerza de tensión que representa el empuje del elemento
Fd: fuerza de amortiguamiento opuesto al movimiento del elemento, la cual
resulta del efecto del fluido y de fricción
Usando la segunda ley de Newton, donde #d = Z.� es decir:d' " d4°!4 +� " d8 = Z ²x�² �x Ecuación 3.33
Donde:
m: masa de la varilla
²x�² �x: representa la aceleración de la varilla como la segunda derivada en la
dirección de desplazamiento, u, con respecto al tiempo, t.
El peso del elemento de varilla, W, es una fuerza estática que es constante
durante el ciclo de bombeo, por lo tanto se colocará luego de la solución de la
ecuación de onda. Las fuerzas de tensión Fx y Fx+#x pueden ser expresados por
108
los esfuerzos mecánicos presentes en la sección de la varilla a la distancia axial x
y x+#x:
d4 = !4³ Ecuación 3.34
d4°!4 = !4°!4³ Ecuación 3.35
Donde:!4 � !4°!4 : Esfuerzo en la varilla $%&'()&)$**+,%$)&-&.&#-
A: Área de la sección transversal de la varilla
Sustituyendo estas expresiones en la Ecuación 3.33 tenemos:
(!4 " !4°!4)³ " d8 = Z ²x�² �x Ecuación 3.36
Sabiendo que la sarta de varillas está sometida a una deformación elástica,
aplicamos la Ley de Hooke:
! = K ² �² 4 Ecuación 3.37
Donde:
E : Módulo de Young del material de la varilla
² �² 4 : Esfuerzo de la varilla
Usando la ley de Hooke definido para el esfuerzo en la varilla y sustituyendo los
términos apropiados en la Ecuación 3.36, obtenemos:
K³ ´² �² 44°!4 " ² �² 44µ " d8 = Z ²x�² �x Ecuación 3.38
El multiplicador del término EA puede ser expresado con la segunda derivada de
desplazamiento, u, con respecto a la distancia, x. Incluyendo esto y expresando la
masa, m, a través del volumen y la densidad del elemento de varilla, llegamos a la
siguiente expresión:
109
K³ ' ²x�² 4x " d8 = 4 ¶ ·MNN (I ²x�² �x Ecuación 3.39
Donde:
/&0 Densidad del material de la varilla
gc : 32,2, constante gravitacional
Falta por determinar las fuerzas de amortiguamiento, Fd. Esta es la suma de las
fuerzas que actúan en dirección opuesta al movimiento de la varilla, que incluyen:
(1) la fuerza que ejerce el fluido sobre las varillas, acoples y la tubería; y (2) la
fricción mecánica entre varillas, acoples y tubería.
De estas fuerzas la más complicada de determinar es la fricción, ya que ésta
depende de muchos factores (a veces desconocidos), por ejemplo, daño por
corrosión en las superficies metálicas, desviación del pozo, etc.
Por otra parte, las fuerzas ejercidas por el fluido pueden ser aproximadas a las
fuerzas viscosas. Esta es la razón por la cual prácticamente todos los
investigadores aproximan las fuerzas de amortiguamiento a las fuerzas viscosas.
Gibbs desarrolló la siguiente fórmula para Fd:
d> = ® !4 ¶ ·MNN (I ²�²� Ecuación 3.40
Donde
® = ¸+D¹V : Coeficiente de amortiguamiento, 1/s
º : Factor de amortiguamiento adimensional»�: Velocidad de sonido en el material de la varilla, pies/segundo� : Longitud total de la varilla, piesSustituyendo la Ecuación 3.39 en la Ecuación 3.40 y dividiendo ambos lados por
#x, tendremos:
K³ ²x�² 4x " ® ·MNN (I ²�²� = ·MNN (I ²x�² �x Ecuación 3.41
110
Esta ecuación es la forma final de la ecuación de onda unidimensional que
describe la propagación de las fuerzas en la sarta de varillas. Esta es válida para
sartas con diámetro de varillas diferentes (ahusadas).
A continuación se presenta la forma más familiar de la ecuación de onda para
sarta de varilla con diámetro uniforme, que se logra con una simple sustitución de
términos:
»�; ²x�² 4x " ® ²�²� = ²x�² �x Ecuación 3.42
Donde:
»� = ¼144 Y�K: Velocidad del sonido en el material de la varilla (pies/segundo)Para la resolución de esta ecuación es necesario la aplicación de métodos
matemáticos y principalmente la ayuda de computadora para conseguir rápida y
eficientemente la solución de un sistema.
3.5.3.2 Diseños de Los Pozos utilizando El PROGRAMA QROD
En este proyecto se utilizó el programa QRod 2.4 de la Compañía Echometer, ya
que la Compañía permite su uso gratuitamente. El programa utiliza el método de
la Ecuación de la Onda.1QRod es un programa que obtiene una solución al amortiguamiento de la
ecuación de onda, describiendo el movimiento de las sartas de varillas transmitido
al pistón de la bomba. Utiliza una aproximación para el movimiento de la unidad
de superficie en base a limitantes de superficie. Los resultados obtenidos incluyen
cargas, tensiones, torques, potencia y desplazamiento de la bomba. El programa
trata de poner las características necesarias para realizar un trabajo preciso y sin
necesidad de añadir propiedades que no tienen mucha incidencia sobre el
resultado que pueden resultar complejos de obtener a la hora de requerir un
diseño.
1Pagina Web: www.echometer.com
111
El procedimiento para el diseño es el siguiente:
1. Ingresar el caudal deseado de producción.
2. Elegir el tipo de balancín.
3. Ingresar profundidad de asentamiento de la bomba (en pies).
4. Seleccionar la carrera del balancín (en pulgadas).
5. Elegir diámetro del pistón (en pulgadas).
112
6. Seleccionar el diámetro de la tubería de producción (en pulgadas).
7. Seleccionar tubería anclada y varillas de acero, para pozos profundos. En
base a esto se elige el Número API Rod (Anexo 1) y la clase de varillas a
utilizar.
Las varillas Clase E pertenecen a las varillas NO API.
8. En valores de ajustes predeterminados; Ingresar peso total del lastre
(Anexo1), gravedad específica promedio (del fluido), presión de tubing y
casing, factor de amortiguamiento, eficiencia del balancín y de la bomba.
De la misma manera ingresamos la presión del yacimiento y el índice de
productividad, en caso de no contar con datos del índice de productividad
se ingresa la presión de entrada de la bomba.
113
2El factor de amortiguamiento es un parámetro que determina la magnitud de las
pérdidas de fricción entre la bomba y la superficie. Éste describe la vibración de la
sarta de varillas. El factor de amortiguamiento normalmente se encuentra en un
rango de 0,05 (muy baja fricción) a 0,5 (fricción muy alta). El valor normal está de
0,1 a 0,15. La fricción instantánea es proporcional al producto del factor de
amortiguamiento por la velocidad instantánea de las varillas.
9. Dar click en calcular y se obtiene la siguiente pantalla como resultado.
FIGURA 3.21 RESULTADOS DEL PROGRAMA QROD
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
2Pagina Web: www.echometer.com
114
10. Los parámetros que se obtienen como resultado son: El No API, la carga
de las varillas en superficie, la capacidad API (mínima) del balancín,
potencia, carga en la válvula viajera y fija, carga mínima y máxima y la
carrera del pistón.
En base a estos resultados se busca la unidad de superficie en el catálogo
del fabricante (Anexo 3, 4).
Se demuestra en el diseño del pozo Lago 9A, que se obtiene la misma unidad
como resultado tanto en el ejemplo manual como en el diseño realizado en el
programa QRod 2.4. Las pequeñas diferencias en valores se deben a que el
programa incluye la solución por el método de la ecuación de onda.
La unidad seleccionada para el pozo LAGO 9A es:
C640D-365-120
Los diseños realizados mediante el programa QRod 2.4 para los pozos
seleccionados se presentan desde la Figura 3.22 hasta la Figura 3.32.
115
FIGURA 3.22 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 9A
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
116
FIGURA 3.23 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 11A
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
117
FIGURA 3.24 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 13
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
118
FIGURA 3.25 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 18
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
119
FIGURA 3.26 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 22
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
120
FIGURA 3.27 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 25
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
121
FIGURA 3.28 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 27
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
122
FIGURA 3.29 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 35
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
123
FIGURA 3.30 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 38
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
124
FIGURA 3.31 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 41
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
125
FIGURA 3.32 DISEÑO DE UNIDAD DE SUPERFICIE DEL POZO 43
Fuente: QRod 2.4, Echometer.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
126
3.5.4 ANÁLISIS DE LA TENSIÓN EN LAS VARILLAS
La sarta de varillas es uno de los más importantes elementos de un sistema de
bombeo mecánico, éste transmite la energía desde la superficie hasta la bomba
de subsuelo. El comportamiento de este elemento puede tener un impacto
fundamental en la eficiencia de levantamiento de fluidos. Por lo tanto, un diseño
apropiado de sarta de varillas puede asegurar una buena condición de operación,
como también reducir los costos de producción.
El objetivo de analizar la tensión en las varillas en el diseño es verificar que la
tensión no sea mayor a la permitida en base al tipo de varilla escogida, para esto
se utilizará el método de Goodman Modificado:
VARILLAS API – MÉTODO MGS (Modificado de Cargas de Goodman)
Varilla Tipo D (Grado Plus) – 1” y 7/8”:
% ?�jY�s »�j[XX�s = {".á0$R,�O;� 4 ".í2½¾ 4 _" | '100 Ecuación 3.43
% ?�jY�s »�j[XX�s = ¿34909,4" 0,5625 ' 16265,3115000
4' 0,9 À '100
% ?�jY�s »�j[XX�s = 99,56
VARILLAS OILWELL ELECTRA (EL) – COROD
Las cabillas EL son varillas no-API de alto esfuerzo. Debido a que son pre-
comprimidas, sólo se necesita la tensión pico para determinar su carga. El
Diagrama API de Goodman no se aplica a varillas EL. A continuación el cálculo de
la tensión máxima permisible en varillas EL:
!· = 50000 ' d! Ecuación 3.44
!· = 50000 ' 0,9 = 45000
Por ejemplo, para una tensión máxima de 33909,4 psi y un factor de servicio (FS)
de 0.9 se puede calcular el porcentaje de carga en las cabillas así:
127
%?�jY�s »�j[XX�s = f".á0"Á g '100 Ecuación 3.45
%?�jY�s »�j[XX�s = fLN]R],NN�RRR g '100%?�jY�s »�j[XX�s = 77,58
VARILLAS NORRIS 97, LTV HS y UPCO 50K
Se puede calcular el porcentaje de carga de tensión para estas varillas usando el
diagrama de rangos de tensión de la Figura 3.33, estas varillas son afectadas por
tensiones fluctuantes. Sin embargo, maneja cargas muy altas comparadas con las
varillas API. La Figura se maneja de la misma manera que el diagrama de
Goodman modificado.
FIGURA 3.33 DIAGRAMA DE TENSIÓN PARA VARILLAS NORRIS 97, LTV HS
y UPCO 50K
Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, Theta Enterprise
9!· = !· " !3í6 Ecuación 3.46
128
%?�jY�s »�j[XX�s = f".á0$".í2C"Á g ' 100 Ecuación 3.47
De la Figura 3.33, obtenemos el valor de !· = 56000 psi9!· = 56000 " 16256,3 = 39743,7 <s[%?�jY�s »�j[XX�s = fL]]R],N$MO;�O,LL]^NL,^ g ' 100 = 59,5
TABLA 3.8 PORCENTAJE DE CARGA EN LOS DISTINTOS TIPOS DE
VARILLAS PARA EL POZO LAGO - 9A
TIPO DE VARILLAS % CARGA VARILLASAPI TIPO D 99,56OIL WELL ELECTRA / COROD 77,58
NORRIS 97, LTV HS y UPCO 50K 59,5Fuente: Manual de Optimización de Bombeo Mecánico, Theta EnterpriseRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
3.6 ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS SELECCIONADOS
Una vez realizados los diseños con el programa QRod en base a las
características de cada pozo, y habiendo obtenido las unidades, se realizará el
análisis nodal para determinar las características óptimas de operación de la
unidad seleccionada, para que cumpla con las condiciones de producción.
En el análisis nodal para bombeo mecánico seleccionamos la mejor alternativa en
cuanto a su longitud de carrera y velocidad de bombeo que ofrece la unidad.
129
EJEMPLO DE CÁLCULO:
LAGO 9A:
La información requerida para el análisis nodal son los siguientes:
TABLA 3.9 DATOS REQUERIDOS PARA EL ANÁLISIS NODAL
DATOSPresión de cabeza = Pc,(psi) 65No API Rod 87W, (lbs/pie) 2,413Dp, (pulg) 1,75UNIDAD C640D-365-120Densidad media del fluido (gr/cm3) 0,895Profundidad de asentamiento de la bomba = L, (pies) 9820Wrt (lbs) 23862,6Wrf (lbs) 21129,0N diseño (spm) 8Er (pulg/lb) 8,120E-07
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago AgrioRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
1. Calcular la presión arriba del pistón.(P1)
7M = ¶.MNN '� + 7� Ecuación 3.48
7M = 0,895'62,4144
9820 + 65 = 3873,52 <s[2. Determinar la Carga neta en el pistón (Fo).
dz = (7M " 756) N 9:; Ecuación 3.49
Para el Análisis Nodal se asume que la Presión Intake (Pin) = Pwf
dz = (3873,52" 250)Â41,75; = 8715,62 Xys.
Los demás datos se encuentran en la Tabla 3.10.
130
3. Calcular la carrera neta del pistón. (Sp)
!< = ! " �- " Ã� + �: Ecuación 3.50
Ã� = 0 " ®W�\>z X� �Wy�j[� �s �\®X�>��- = K- ' � ' dz Ecuación 3.51
�- = 8,120E " 7 ' 9820 ' 8715,62 = 51,61 <WXY.�: = 1,93 ' 10$MM(� ' =); ! Ecuación 3.52
�: = 1,93 ' 10$MM(9820 ' 8); ' 120 = 14,29 <WXY.!< = 120 " 51,61 " 0 + 14,29 = 82,68 <WXY
4. Finalmente se calcula el desplazamiento de la bomba mediante la ecuación79 = 0,1166 ' !< ' = ' 9<;79 = 0,1166 ' 82,68 ' 8 ' 1,75; = 236,20 yXsLos demás valores se muestran en la Tabla 3.10.
TABLA 3.10 DATOS PARA EL ANÁLISIS NODAL- POZO 9A
S = 120Pwf Pint Fo er ep Sp PD250,00 250,00 8715,62 51,61 14,29 82,68 236,20500,00 500,00 8114,29 48,05 14,29 86,25 246,38750,00 750,00 7512,97 44,49 14,29 89,81 256,551000,00 1000,00 6911,65 40,93 14,29 93,37 266,721250,00 1250,00 6310,33 37,37 14,29 96,93 276,891500,00 1500,00 5709,01 33,81 14,29 100,49 287,061750,00 1750,00 5107,68 30,24 14,29 104,05 297,242000,00 2000,00 4506,36 26,68 14,29 107,61 307,412250,00 2250,00 3905,04 23,12 14,29 111,17 317,582500,00 2500,00 3303,72 19,56 14,29 114,73 327,75
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago AgrioRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
131
Para completar el análisis nodal se procede de la misma manera para las demás
velocidades de bombeo y longitud de carrera, generando de esta manera la Tabla
3.11. Se grafica PD (Caudal) vs Pin (Pwf) en la misma grafica del IPR. (Figura
3.34).
TABLA 3.11 RESULTADOS PARA EL ANÁLISIS NODAL- POZO 9A
N=8 L = 120S=90 S=105 S=120 N=7 N=8 N=9
Pint PD PD PD PD PD PD250 140,30 188,25 236,20 157,39 188,25 222,46500 150,47 198,42 246,38 166,29 198,42 233,90750 160,64 208,59 256,55 175,19 208,59 245,341000 170,81 218,77 266,72 184,09 218,77 256,791250 180,98 228,94 276,89 192,99 228,94 268,23
1500 191,15 239,11 287,06 201,89 239,11 279,671750 201,33 249,28 297,24 210,79 249,28 291,122000 211,50 259,45 307,41 219,69 259,45 302,56
2250 221,67 269,62 317,58 228,59 269,62 314,002500 231,84 279,80 327,75 237,50 279,80 325,45
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago AgrioRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
De la Figura 3.34 se concluye que la producción máxima se obtiene con una
velocidad de bombeo N = 9 (spm) y una longitud de carrera S = 105 (pulg).
Al trabajar con la máxima longitud de carrera y con velocidad baja de bombeo se
reduce la fricción en las varillas incrementando su vida útil y preservando los
equipos; además, se garantiza el caudal deseado de bombeo.
Este análisis esta realizado para cada pozo y los resultados se indican en la Tabla
3.12.
La Figura 3.34 hasta la Figura 3.44 indica el análisis nodal para los pozos
seleccionados.
132
FIGURA 3.34 ANÁLISIS NODAL - POZO 9A
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00
pWF(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la longitud de
carrera
IPR LIQUIDO Pb S=120 S=105 S=90
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00
pWF(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la velocidad de
bombeo, (S=105)
IPR LIQUIDO Pb N=9 N=8 N=7
133
FIGURA 3.35 ANÁLISIS NODAL - POZO 11A
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 100 200 300 400 500
Pwf(psia)
Caudal BLS
Análisis Nodal con sensibilidad a la longitud
de carrera
IPR S=88 S=104 S=120 Pb
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 100 200 300 400 500
Pwfpsia
Caudal BLS
Análisis Nodal con sensibilidad a la velocidad
de bombeo, (S=120)
IPR Pb N=7 N=8 N=9
134
FIGURA 3.36 ANÁLISIS NODAL - POZO 13
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
1600,00
1800,00
2000,00
0,00 200,00 400,00 600,00 800,00 1000,00 1200,00
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a longitud de
carrera
IPR LIQUIDO Pb S=112 S=128 S=144
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
1600,00
1800,00
2000,00
0,00 200,00 400,00 600,00 800,00 1000,00 1200,00
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la velocidad
de Bombeo, (S=144)
IPR LIQUIDO Pb N=7 N=8 N=9
135
FIGURA 3.37 ANÁLISIS NODAL - POZO 18
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 100 200 300 400 500 600
Pwfpsi
Caudal Bls
Análisis Nodal con sensibilidad a la longitud de
carrera
IPR Pb S=112 S=128 S=144
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 100 200 300 400 500 600 700
Pwfpsi
Caudal Bls
Análisis Nodal con sensibilidad a la velocidad
de bombeo, (S=128)
IPR Pb N=7 N=8 N=9
136
FIGURA 3.38 ANÁLISIS NODAL - POZO 22
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
1600,00
1800,00
2000,00
0,00 500,00 1000,00 1500,00 2000,00 2500,00 3000,00
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la longitud
de carrera
IPR LIQUIDO Pb S=112 S=128 S=144
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
1600,00
1800,00
2000,00
0,00 500,00 1000,00 1500,00 2000,00 2500,00 3000,00
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la velocidad
de bombeo, (S=144)
IPR LIQUIDO Pb N=6 N=7 N=8
137
FIGURA 3.39 ANÁLISIS NODAL - POZO 25
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 100 200 300 400 500
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la longitud
de carrera
IPR LIQUIDO Pb S=112 S=128 S=144
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 100 200 300 400 500 600
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la velocidad
de bombeo, (S=144)
IPR LIQUIDO Pb N=5 N=6 N=7
138
FIGURA 3.40 ANÁLISIS NODAL - POZO 27
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la longitud de
carrera
IPR LIQUIDO Pb S=88 S=104 S=120
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 100 200 300 400 500
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la velocidad
de bombeo, (S=120)
IPR LIQUIDO Pb N=7 N=8 N=9
139
FIGURA 3.41 ANÁLISIS NODAL - POZO 35
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
0
500
1000
1500
2000
2500
0 50 100 150 200
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la longitud de
carrera
IPR LIQUIDO Pb S=70 S=85 S=100
0
500
1000
1500
2000
2500
0 50 100 150 200
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la velocidad
de bombeo, (S = 100)
IPR LIQUIDO Pb N=6 N=7 N=8
140
FIGURA 3.42 ANÁLISIS NODAL - POZO 38
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la longitud de
carrera
IPR LIQUIDO Pb S = 100 S = 85 S = 70
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la velocidad de
bombeo, (S = 100)
IPR LIQUIDO Pb N = 6 N = 7 N = 8
141
FIGURA 3.43 ANÁLISIS NODAL - POZO 41
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
3500,00
4000,00
4500,00
-100,00 0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 800,00
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la longitud de
carrera
IPR LIQUIDO Pb S=112 S=128 S=144
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
3500,00
4000,00
4500,00
-200,00 0,00 200,00 400,00 600,00 800,00 1000,00
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la velocidad
de bombeo, (S = 144)
IPR LIQUIDO Pb N=7 N=8 N=9
142
FIGURA 3.44 ANÁLISIS NODAL - POZO 43
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
3500,00
4000,00
0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la longitud de
carrera
IPR LIQUIDO Pb S=85 S=102 S=120
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
3500,00
4000,00
0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00
Pwf(PSI)
Caudal
Análisis Nodal con sensibilidad a la velocidad
de bombeo, (S=102)
Pb IPR LIQUIDO Pb N=7 N=8 N=9
143
3.6 RESUMEN DEL EQUIPO DE BOMBEOMECÁNICO PARACADA POZO
RESUMEN OBTENIDO DEL ANÁLISIS NODAL
POZO LAGO 9A
Como se puede observar en la Figura 3.34, la mejor alternativa que cumple con el
objetivo de producción, Q = 251 BFPD es trabajar con una longitud de carrera, S
= 105 pulg y una velocidad de bombeo, N = 9 spm.
POZO LAGO 11A
Como se puede observar en la Figura 3.35, la mejor alternativa que cumple con el
objetivo de producción, Q = 250 BFPD es trabajar con una longitud de carrera, S
= 120 pulg y una velocidad de bombeo, N = 8 spm.
POZO LAGO 13
Como se puede observar en la Figura 3.36, la mejor alternativa que cumple con el
objetivo de producción, Q = 460 BFPD es trabajar con una longitud de carrera, S
= 144 pulg y una velocidad de bombeo, N = 8 spm.
POZO LAGO 18
Como se puede observar en la Figura 3.37, la mejor alternativa que cumple con el
objetivo de producción, Q = 352 BFPD es trabajar con una longitud de carrera, S
= 128 pulg y una velocidad de bombeo, N = 8 spm.
POZO LAGO 22
Como se puede observar en la Figura 3.38, la mejor alternativa que cumple con el
objetivo de producción, Q = 412 BFPD es trabajar con una longitud de carrera, S
= 144 pulg y una velocidad de bombeo, N = 8 spm.
144
POZO LAGO 25
Como se puede observar en la Figura 3.39, la mejor alternativa que cumple con el
objetivo de producción, Q = 286 BFPD es trabajar con una longitud de carrera, S
= 144 pulg y una velocidad de bombeo, N = 6 spm.
POZO LAGO 27
Como se puede observar en la Figura 3.40, la mejor alternativa que cumple con el
objetivo de producción, Q = 275 BFPD es trabajar con una longitud de carrera, S
= 120 pulg y una velocidad de bombeo, N = 8 spm.
POZO LAGO 35
Como se puede observar en la Figura 3.41, la mejor alternativa que cumple con el
objetivo de producción, Q = 130 BFPD es trabajar con una longitud de carrera, S
= 100 pulg y una velocidad de bombeo, N = 7 spm.
POZO LAGO 38
Como se puede observar en la Figura 3.42, la mejor alternativa que cumple con el
objetivo de producción, Q = 140 BFPD es trabajar con una longitud de carrera, S
= 100 pulg y una velocidad de bombeo, N = 7 spm.
POZO LAGO 41
Como se puede observar en la Figura 3.43, la mejor alternativa que cumple con el
objetivo de producción, Q = 425 BFPD es trabajar con una longitud de carrera, S
= 144 pulg y una velocidad de bombeo, N = 8 spm.
POZO LAGO 43
Como se puede observar en la Figura 3.44, la mejor alternativa que cumple con el
objetivo de producción, Q = 170 BFPD es trabajar con una longitud de carrera, S
= 102 pulg y una velocidad de bombeo, N = 8 spm.
La Tabla 3.12 presenta el resumen de los parámetros y equipos a utilizar por
pozo.
145
TABLA3.12EQUIPOSAUTILIZARPORPOZO
Componentes
No.Pozos
BombaInsertable
Unidad
Motor
(HP)
N(spm)S(plg)CombinacióndeVarilla
TipodeVarilla
%Carga
NORRIS
LAGO9A
30-175-RHWC-16-6-0
LUFKINCONVENTIONAL
C-640D-365-120
43,4
9105
1”&7/8”
Norris97
59,5
LAGO11A
30-200-RHWC-20-6-0
LUFKINMARKII
M-456D-305-120
33,0
8120
7/8”&3/4”
Norris97
35,7
LAGO13
30-225-RHWC-20-6-0
LUFKINMARKII
M-640D-365-144
47,9
8144
1”&7/8”
Norris97
51,8
LAGO18
30-200-RHWC-20-6-0
LUFKINMARKII
M-640D-365-144
47,4
8128
1”&7/8”
Norris97
51,1
LAGO22
30-225-RHWC-20-6-0
LUFKINMARKII
M-640D-365-144
44,1
8144
1”&7/8”
Norris97
50,1
LAGO25
30-225-RHWC-20-6-0
LUFKINMARKII
M-640D-365-144
41,7
6144
1”&7/8”
Norris97
50,3
LAGO27
30-175-RHWC-16-6-0
LUFKINMARKII
M-456D-365-120
29,9
8120
1”&7/8”
Norris97
42,5
LAGO35
30-150-RHWC-16-6-0
LUFKINCONVENTIONAL
C-320D-256-100
20,3
7100
7/8”&3/4”
Norris97
24,8
LAGO38
30-175-RHWC-20-5-0
LUFKINCONVENTIONAL
C-320D-256-100
18,1
7100
7/8”&3/4”
Norris97
22,5
LAGO41
30-225-RHWC-24-6-0
LUFKINMARKII
M-640D-365-144
46,1
8144
1”&7/8”
Norris97
50,6
LAGO43
30-150-RHWC-16-6-0
LUFKINCONVENTIONAL
C-640D-365-120
37,6
8102
1”&7/8”
Norris97
39,3
Fuente:CatalogoGeneralLUFKIN,2008-2009
Realizadopor:OrlandoCampos,CristianPanchi.
146
CAPÍTULO 4
ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO DE LAFACTIBILIDAD DEL PROYECTO
4.1 INTRODUCCIÓN
El análisis técnico - económico se lo realiza con el fin de evaluar la factibilidad
de cambio de levantamiento a bombeo mecánico en los pozos escogidos para
dicho proyecto, por lo que es necesario revisar los costos que implican el
cambio de sistema de levantamiento. El análisis económico se basa en el
análisis de inversiones, ingresos, egresos, valor actual neto (VAN), tasa interna
de retorno (TIR), relación beneficio/costo (RCB); por lo cual podemos
determinar si el proyecto resulta rentable.
Un proyecto se puede decir que es rentable cuando:
! El valor actual neto es mayor que cero.
! La tasa interna de retorno, es mayor a la tasa de actualización.
! Si la relación Beneficio/Costo es mayor a uno tenemos un proyecto
rentable.
Una adecuada estimación de ingresos, se basa en la producción y el valor de
comercialización del petróleo, la proyección del precio del barril.
4.2 MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS
Los métodos de análisis para la evaluación de proyectos son diversos, entre los
que tenemos los siguientes:
• Valor actual neto,
• Tasa interna de retorno,
• Tasa promedio de rentabilidad,
147
• Tiempo o período de recuperación de la inversión,
• Interés simple sobre el rendimiento,
• Índice o coeficiente de rendimiento,
• Relación beneficio /costo
Los métodos que se utilizarán para la evaluación del proyecto son: el Valor
Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Rendimiento o Retorno (TIR), Relación
Beneficio/Costo (RCB) ya que son los indicadores económicos más utilizados y
flexibles para la evaluación de proyectos.
Para la evaluación se ha tomado como referencia el promedio del costo del
barril de los meses de mayo y junio del 2011 (ver tabla 4.1).
TABLA 4.1 PRECIO DEL BARRIL DE PETRÓLEO ECUATORIANO –
MESES MAYO Y JUNIO DE 2011
FECHAVALOR(USD) FECHA
VALOR(USD)
17/06/2011 93,01 24/05/2011 99,09
16/06/2011 94,95 23/05/2011 97,25
15/06/2011 94,81 20/05/2011 99,49
14/06/2011 99,37 19/05/2011 98,44
13/06/2011 97,30 18/05/2011 100,10
10/06/2011 99,29 17/05/2011 96,91
07/06/2011 99,09 16/05/2011 97,37
06/06/2011 99,01 13/05/2011 99,65
03/06/2011 100,56 12/05/2011 98,97
02/06/2011 100,40 11/05/2011 98,21
01/06/2011 100,29 10/05/2011 103,88
31/05/2011 102,70 09/05/2011 102,55
27/05/2011 100,59 06/05/2011 97,18
26/05/2011 100,23 05/05/2011 99,80
25/05/2011 100,72 04/05/2011 109,24
Fuente: Banco Central del EcuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
148
FIGURA 4.1 PRECIO DEL PETRÓLEO ECUATORIANO
Fuente: Banco Central del EcuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
4.2.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN)
Es la diferencia entre todos los ingresos y egresos actualizados al periodo
actual. Este procedimiento permite calcular el valor presente de un determinado
número de flujos, originados por una inversión. La metodología consiste en
descontar al momento actual (actualizar mediante una tasa) todos los flujos de
caja futuros del proyecto. A este valor se le resta la inversión inicial, de tal
modo que el obtenido es el valor actual neto del proyecto.
Al ser un método que tiene en cuenta el valor del dinero en el tiempo, los
ingresos futuros esperados, como también los egresos, deben ser actualizados
a la fecha de inicio del proyecto.
La tasa de interés que se usa para actualizar se denomina “tasa de descuento”.
La tasa de descuento va a ser fijada por la persona que evalúa el proyecto de
inversión.
Para el cálculo de VAN se usa la Ecuación 4.1:
93,00
95,00
97,00
99,00
101,00
103,00
105,00
107,00
109,00
USD
149
�³= = #_�P(M°5)266$R Ecuación 4.1
Que en su forma individual se expresa:
�d = �7 ' (1 + [)6 Ecuación 4.2
Donde:
VP: Valor Presente
VF: Valor Futuro
FNC: Flujo Neto de Caja
i: Tasa de actualización o descuento
n: Períodos de análisis
Se realiza la sumatoria de los valores actualizados de los ingresos obtenidos o
del flujo de caja y se resta la inversión.
CONDICIONES:
! VAN > 0 (positivo), se acepta el proyecto (proyecto rentable),
! VAN = 0, solo recupero la inversión (proyecto indiferente),
! VAN < 0 (negativo), no se acepta el proyecto (proyecto no rentable).
4.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)
Es la tasa que iguala el valor actual neto a cero. La tasa interna de retorno
también es conocida como la tasa de rentabilidad, producto de la reinversión de
los flujos netos de efectivo dentro de la operación propia del negocio y se
expresa en porcentaje.
También es conocida como tasa crítica de rentabilidad cuando se compara con
la tasa mínima de rendimiento requerida (tasa de descuento = i) para un
proyecto de inversión específico.
La evaluación de los proyectos de inversión cuando se hace con base en la
tasa interna de retorno, toman como referencia la tasa de descuento.
150
CONDICIONES:
! TIR > i, el proyecto se debe aceptar pues estima un rendimiento mayor
al mínimo requerido,
! TIR < i, el proyecto se debe rechazar pues estima un rendimiento menor
al mínimo requerido.
Para el cálculo del valor correspondiente a la TIR se aplica la Ecuación 4.3
�³= = #_�P(M°5)266$R " Äz = 0 Ecuación 4.3
Donde:
Io: Inversión a realizarse en el periodo cero
FNC: Flujo Neto de Caja
n: Periodo de análisis
El cálculo de la tasa de la TIR se puede realizar mediante los siguientes
métodos:
Método prueba y error: Se colocan cada uno de los flujos netos de caja, los
valores n y la cifra de la inversión inicial tal y como aparece en la ecuación.
Luego se escogen diferentes valores para la “i” hasta que el resultado de la
operación de cero. Cuando esto suceda, el valor de la “i” corresponderá a la
tasa interna de retorno. Es un método lento cuando se desconoce que a mayor
“i” menor será el valor actual neto y por el contrario, a menor “i” mayor valor
actual neto.
Método gráfico: Se elaboran diferentes perfiles para los proyectos a analizar.
Cuando la curva del valor presente neto corte el eje de las “X” que representa
la tasa de interés, ese punto corresponderá a la tasa interna de retorno.
Método interpolación: Al igual que el método anterior, se deben escoger dos
“i” de tal manera que la primera arroje como resultado un valor actual neto
positivo lo más cercano posible a cero y la segunda dé como resultado un valor
actual neto negativo, también lo más cercano posible a cero, con estos valores
se realiza la interpolación.
151
4.2.3 RELACIÓN BENEFICIO/COSTO (RCB)
La relación beneficio / costo es un indicador que mide el grado de desarrollo y
bienestar que un proyecto puede generar a una comunidad.
Para el cálculo de la relación beneficio/costo:
! Se toma como tasa de descuento la tasa social en vez de la tasa interna
de oportunidad.
! Se trae a valor presente los ingresos netos de efectivo asociados con el
proyecto.
! Se trae a valor presente los egresos netos de efectivo del proyecto.
! Se establece la relación entre el VAN de los ingresos y el VAN de los
egresos.
La relación B/C se calcula mediante la Ecuación 4.4
AP = #UB (°)#UB($) Ecuación 4.4
Donde:
#�7 (+): Beneficios#�7 ("): CostosCONDICIONES:
B/C > 1, proyecto rentable,
B/C < 1, proyecto no rentable,
B/C = 1, proyecto indiferente.
En resumen la viabilidad del proyecto se puede analizar mediante la Tabla 4.2.
TABLA 4.2 VIABILIDAD DEL PROYECTO
INDICADORVAN TIR B/C
VIABILIDAD DEL PROYECTO
INDIFERENTE VAN = 0 TIR = i B/C = 1
VIABLE VAN > 0 TIR > i B/C > 1
NO VIABLE VAN < 0 TIR < i B/C <1
Fuente: www.pymesfuturo.comRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
152
4.3 INVERSIÓN DEL PROYECTO
Para un proyecto de cambio de levantamiento hay que tomar en cuenta ciertos
aspectos importantes, a más de los aspectos técnicos analizados en este
estudio, y cada uno de estos valores representa inversiones que deben
realizarse a cada uno de los pozos antes de iniciar la producción.
Los costos estimados para realizar los trabajos de reacondicionamiento para el
cambio de sistema de levantamiento a bombeo mecánico de los pozos
seleccionados están en la Tabla 4.3.:
TABLA 4.3 COSTOS ESTIMADOS POR POZO DEL CAMBIO DE
LEVANTAMIENTO A BOMBEOMECÁNICO
OPERACIÓN COMPAÑIA Y MATERIAL COSTO (USD)
MOVIMIENTO DE LA TORRE 7.267,38
TRABAJO DE LA TORRE (6 DIAS) 43.604,28
SUPERVISIÓN Y TRANSPORTE 2.859,00
QUÍMICOS 524,00
EQUIPO DE SUPERFICIE 80.00,00
EQUIPO DE SUBSUELO 95.800,00
UNIDAD DE WIRELINE 1.150,00
HERRAMIENTA (REGISTRO ELECTROMAGNÉTICO) 13.431,48
HERRAMIENTA (PACKERS) 1.200,00
UNIDAD DE BOMBEO (EVALUACIÓN) 2.010,00
UNIDAD DE BOMBEO (CONTROL DE POZO) 20.172,93
CONTINGENCIAS (30%) 80.405,72
TOTAL 348.424,79
Fuente: Costos estimados de las listas de precios de EP-PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
En la Tabla 4.4, se detallan los elementos que conforman el equipo de
subsuelo del sistema de bombeo mecánico y los costos estimados para cada
uno de estos.
153
TABLA 4.4 COSTOS DEL EQUIPO DE SUBSUELO
EQUIPO DE SUBSUELO COSTO
Varillas Norris T66/XD (Norris 97) 75.000,00
Bomba de Subsuelo 8.000,00
Ancla de Gas 4.000,00
Niple de Asentamiento 800,00
Ancla de Tubería 8.000,00
SUBTOTAL 95.800,00
Fuente: LUFKIN ECUADORRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi.
4.4 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO
En este proyecto se considerará la necesidad de un equipo de
reacondicionamiento (torre de reacondicionamiento) por mes para trabajo de
los pozos propuestos para el cambio de sistema de levantamiento e incremento
de la producción, donde se recuperará 723 BFPD, con la declinación natural
del campo esto equivale a 717,58 BFPD. Para el análisis económico se utilizará
la recuperación estimada de petróleo ya que económicamente se cuenta los
barriles de petróleo; entonces tenemos una recuperación estimada de petróleo
de 435,36 BPPD, con la declinación natural del campo esto equivale a 426,36
BPPD, en un tiempo máximo de cuatro meses, como se puede observar en la
Tabla 4.6.
El costo total del proyecto se estima en USD. 3.761.172,70
La inversión entre los trabajos de reacondicionamiento está realizada en
montos de USD. 341.924,80 por pozo, en un plazo estimado de cuatro meses,
que es el tiempo total estimado para el cambio total del levantamiento del
proyecto.
En la Tabla 4.6, se puede observar que a partir del cuarto mes el flujo neto de
caja es positivo con un valor de USD. 1.230.237,66
En la Figura 4.2, se indica el tiempo de recuperación del proyecto, que esta
estimado en 4 meses aproximadamente. Al final del año se tiene una ganancia
neta de USD. 7.415.060,44
154
FIGURA 4.2 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DEL PROYECTO
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
4.4.1 CONDICIONES PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO
Las condiciones en las que se basa el estudio económico del presente proyecto
son las siguientes:
! Se estima una tasa de actualización anual del 12%, que corresponde a
una tasa mensual igual al 1%, que es el valor emitido para dicho
proyecto de acuerdo al Departamento Económico de EP Petroecuador.
! No se considera depreciación contable de los equipos debido a que no
intervienen los impuestos fiscales.
! La estimación del costo operativo de producción por barril de petróleo es
de USD. 5,76, asumido por EP Petroecuador.
! La declinación de producción del campo Lago Agrio se estima en 9%
anual, que equivale a una declinación de producción de 0,75% mensual.
Considerando el periodo mensual de 30,4 días y periodo semanal de 7
días.
! El costo estimado de venta del barril de petróleo es de USD. 99,35 (valor
promedio mayo – junio del 2011). No se considera devaluación
monetaria durante el año del proyecto.
! Se estima un porcentaje de contingencias igual al 30 % de acuerdo a EP
Petroecuador.
-4000000,00
-2000000,00
0,00
2000000,00
4000000,00
6000000,00
8000000,00
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
FLU
JODECAJA
ACUMULA
DO(USD)
MESES
155
4.4.2 CONDICIONES TÉCNICAS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO
Se toma las condiciones indicadas en la Tabla 4.5.
TABLA 4.5 CONDICIONES TÉCNICAS PARA EL PROYECTO
No. CAMPO POZORecuperaciónEstimada(BPPD)
COSTO(USD)
TIEMPOde W.O(dias)
Incremento de producciónestimada (BPPD)
435,36
Incremento de producciónestimada (BPPD)Declinación
426,36
1 LAGO 9A 25,41 341.924,79 7Costo Operativo(USD/bbl)
5,76
2 LAGO 11A 39,70 341.924,79 7Declinación deproducción(%/año)
9
3 LAGO 13 110,47 341.924,79 7Periodo MensualConsiderado (DIAS)
30,4
4 LAGO 18 8,27 341.924,79 7Producción Promedio porpozo (BPPD)
39,58
5 LAGO 22 65,80 341.924,79 7Costo Promedio por Pozo(USD)
227,97
6 LAGO 25 80,07 341.924,79 7Precio estimado del preciodel crudo (USD)
99,35
7 LAGO 27 10,92 341.924,79 7 Trabajos por mes / equipo 2,5
8 LAGO 35 14,81 341.924,79 7Número de equipospropuestos
1
9 LAGO 38 21,72 341.924,79 7Tasa de actualizaciónestimada mensual
0,01
10 LAGO 41 24,62 341.924,79 7 Depletacion Mensual 0,0075
11 LAGO 43 33,57 341.924,79 7Tasa de actualizaciónanual
0,12
TOTAL 11 435,36 3.761.172,70 77
Fuente: Costos estimados de las listas de precios de EP-PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
4.4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO
En la Tabla 4.6, se indica el análisis económico del proyecto
156
TABLA4.6ANÁLISISECONÓMICO
Mes
Periodos
NúmerodePozos
Recuperación
deProducción
Barriles
Producidos
pormes
Ingresopor
Venta
Costopor
Reparación
Costo
Operativo
Egreso
Total
FlujoNeto
deCaja
FlujodeCaja
Actualizado
Sumatoriode
FlujosNetosde
CajaActualizados
(MESES)
ReparadosProduciendo
(BPPD)
(BPPM)
(USD)
(USD)
(USD)
(USD)
(USD)
(USD)
(USD)
10
30
0,00
0,00
0,00
1025774,37
0,00
1025774,37
-1025774,37
-1025774,37
-1025774,37
21
43
118,74
3609,55
358608,47
1367699,16
20790,99
1388490,15
-1029881,68
-1019684,83
-2045459,21
32
47
276,16
8395,20
834063,54
1367699,16
48356,38
1416055,54
-581992,00
-570524,46
-2615983,67
43
011
432,40
13144,97
1305952,69
0,00
75715,02
75715,02
1230237,66
1194056,56
-1421927,11
54
011
429,16
13046,38
1296158,04
0,00
75147,16
75147,16
1221010,88
1173367,46
-248559,66
65
011
425,94
12948,53
1286436,86
0,00
74583,56
74583,56
1211853,30
1153036,83
904477,18
76
011
422,74
12851,42
1276788,58
0,00
74024,18
74024,18
1202764,40
1133058,47
2037535,65
87
011
419,57
12755,03
1267212,67
0,00
73469,00
73469,00
1193743,67
1113426,27
3150961,92
98
011
416,43
12659,37
1257708,57
0,00
72917,98
72917,98
1184790,59
1094134,23
4245096,15
109
011
413,30
12564,43
1248275,76
0,00
72371,10
72371,10
1175904,66
1075176,46
5320272,62
1110
011
410,20
12470,19
1238913,69
0,00
71828,31
71828,31
1167085,38
1056547,17
6376819,78
1211
011
407,13
12376,67
1229621,84
0,00
71289,60
71289,60
1158332,24
1038240,66
7415060,44
TOTAL
12599740,69
3761172,70
730493,27
4491665,97
Fuente:Ingenieríadepetróleos,CampoLagoAgrio,EPPetroecuador
Realizadopor:OrlandoCampos,CristianPanchi
157
4.5 VIABILIDAD DEL PROYECTO
En base a los indicadores económicos analizamos si el proyecto es viable
realizarlo, en la Tabla 4.7, se indica los resultados arrojados por los
indicadores económicos.
TABLA 4.7 VIABILIDAD DEL PROYECTO
INDICADORVAN TIR B/CVIABILIDAD DEL
PROYECTO
VIABLE VAN > 0 TIR > I B/C > 1
RESULTADOS 2.690.669,45 30 2,38
Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
Como se puede observar este proyecto de cambio de levantamiento es viable,
con un incremento de producción de 723 BFPD. Pero para el análisis
económico se utilizó el incremento de barriles de petróleo, que es de 426,36
BPPD.
Tendríamos un tiempo de recuperación de 4 meses, donde se inicia a tener
ganancias netas.
158
CAPÍTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
! El campo Lago Agrio es uno de los campos maduros donde la tasa
promedio de producción por pozo es menor a 200 BFPD, los actuales
métodos de producción como son bombeo electrosumergible y bombeo
hidráulico no resultan convenientes en base a estas tasas de
producción, además, EP-Petroecuador en base a su política de
seguridad la cual plantea retirar la producción por bombeo hidráulico
debido al peligro del manejo de altas presiones, ha planteado el cambio
de sistema de levantamiento a uno más seguro, como el bombeo
mecánico.
! Una vez concluidos los diseños se pudo conseguir una recuperación
estimada de petróleo de 435,36 BPPD, con la declinación natural del
campo esto equivale a 426,36 BPPD, considerando una eficiencia del
equipo y de la bomba de un 85%.
! De los 11 pozos se obtuvieron las siguientes unidades de bombeo: 2
unidades Lufkin Conventional C-640D-365-120, 2 unidades Lufkin
Conventional C-320D-256-100, 5 unidades Lufkin Mark II M-640D-365-
144, una unidad Lufkin Mark II M-456D-365-120 y una unidad Lufkin
Mark II M-456D-305-120.
! El proyecto requiere una inversión total de USD. 3.761.172,70,
recuperando la inversión a los cuatro meses de iniciado el mismo, con
flujo neto de caja actualizado positivo de USD 1.194.056,56
! Se puede concluir que este proyecto es viable debido a que los
indicadores económicos cumplen con las características para viabilidad
del proyecto, siendo el VAN de USD. 2.690.669,45, el TIR de 30% y la
relación Beneficio/Costo es de 2,38.
159
5.2 RECOMENDACIONES
! Se recomienda realizar pruebas de presión en los pozos para actualizar
los datos del campo Lago Agrio, y así obtener el índice de productividad
y declinación a medida que avanza la producción, lo que permitiría
diseñar y mantener los equipos, obteniendo un mayor tiempo de vida de
los mismos.
! Se recomienda realizar programas de workover para los pozos que se
encuentran cerrados temporalmente, ya que la producción histórica de
los mismos supera la producción actual de aquellos pozos que se
encuentran produciendo.
! Se recomienda realizar el cambio de levantamiento de aquellos pozos
en donde se obtiene un mayor incremento de producción para nuestro
caso en el siguiente orden: Lago 13, Lago 25, Lago 22, Lago 11A, Lago
43, Lago 9A, Lago 41, Lago 38, Lago 35, Lago 27 y Lago 18; con el fin
de incrementar la producción del campo en el menor tiempo posible.
! Se recomienda utilizar los resultados de la tabla 3.12 en donde se
propone la mejor opción de producción en base al análisis nodal
realizado para cada unidad, así como los parámetros a utilizar al
momento de operar dichos equipos.
! Se recomienda utilizar las varillas NO-API tipo Norris 97 ya que son las
más resistentes y durables, además que cumplen con las condiciones
adecuadas para los pozos del campo Lago Agrio en conjunto con el
ancla de tubería de tal modo que se pueda evitar la fricción y
deformación de las varillas.
! Se recomienda utilizar separador de gas en los pozos en los que las
presiones de fondo se acercan mucho a la presión de burbuja (tabla
3.2), por lo que se puede conseguir un llenado más eficiente de la
bomba en dichas condiciones.
! Se recomienda utilizar la unidad Rotaflex en los pozos que producen con
caudales mayores a 500 BFPD, utilizando bombas de larga carrera y
empleando un variador de frecuencia para optimizar la producción.
160
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Producción de Petróleo en el Campo Lago Agrio. EPN 2005.
! Almeida Ramiro. Curso de Bombeo Mecánico. Petroecuador 1999.
! Araya Andrés. Análisis Técnico-Económico para el cambio de
levantamiento artificial de cuatro pozos del Campo Shushufindi. EPN
2009.
! Beltrán Francisco. Análisis Técnico-Económico para Optimizar el
Sistema de Fluido Motriz, Aplicado en el Campo Lago Agrio operado
por Petroproducción. EPN 2007.
! Bradley, H.B. Petroleum Engineering Handbook. SPE. 1992.
! Brown Kermit. E. The Technology of Artificial Lift Methods. Volume 2b.
Petroleum Publishing Co. 1980.
! Domingo Luis. Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por
Bombeo Mecánico. PDVSA 2002.
! Estrella Isabel. Estudio actual de la Eficiencia Operativa de las Bombas
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a las Curvas de Operación. EPN 2003.
! Gábor Tákacs. Sucker Rod Pumping Manual. SPE 1998.
! LUFKIN Inc. 2008/2009 GENERAL CATALOG LUFKIN. 2009
! PDVSA-INTEVEP. Curso de Levantamiento Artificial por Bombeo
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! THETA Enterprise Inc. Manual de Optimización de Bombeo Mecánico.
2005.
! Unidad Gestión Golfo San Jorge. Manual de Producción. PAE.
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! Valencia Raul. Análisis e Interpretación Convencional de Pruebas de
Presión. EPN. Febrero 2008.
! Velasco Fernando. Estudio del Método de producción de Bombeo
Mecánico mediante varillas de succión en el Ecuador. UTE 2009.
! Pymes Futuro. Costo/Beneficio. www.pymesfuturo.com/costobeneficio
161
ANEXOS
162
ANEXO 1
CARACTERÍSTICAS DE VARILLAS API
163
TABLA DE VARILLAS API
RodWt.
Elastic Frecuency
RodString,% ofEachSize
RodPlunger
lb.per ft:
Constant Factor
No Dia. Wr Er Fe 1-1/4 1-1/8 1 7/8 3/4 5/8 1/244 All 0,726 1,990E-06 1,000 ....... ....... ......... ......... ......... ......... 100,0
54 1,06 0,908 1,668E-06 1,138 ....... ....... ......... ......... ......... 44,6 55,454 1,25 0,929 1,633E-06 1,140 ....... ....... ......... ......... ......... 49,5 50,554 1,50 0,957 1,584E-06 1,137 ....... ....... ......... ......... ......... 56,4 43,654 1,75 0,990 1,525E-06 1,122 ....... ....... ......... ......... ......... 64,6 35,454 2,00 1,027 1,460E-06 1,095 ....... ....... ......... ......... ......... 73,7 26,354 2,25 1,067 1,391E-06 1,061 ....... ....... ......... ......... ......... 83,4 16,654 2,50 1,108 1,318E-06 1,023 ....... ....... ......... ......... ......... 93,5 6,5
55 All 1,135 1,270E-06 1,000 ....... ....... ......... ......... ......... 100,0 .........
64 1,06 1,164 1,382E-06 1,229 ....... ....... ......... ......... 33,3 33,1 33,564 1,25 1,211 1,319E-06 1,215 ....... ....... ......... ......... 37,2 35,9 26,964 1,50 1,275 1,232E-06 1,184 ....... ....... ......... ......... 42,3 40,4 17,364 1,75 1,341 1,141E-06 1,145 ....... ....... ......... ......... 47,4 45,2 7,4
65 1,06 1,307 1,138E-06 1,098 ....... ....... ......... ......... 34,4 65,6 .........65 1,25 1,321 1,127E-06 1,104 ....... ....... ......... ......... 37,3 62,7 .........65 1,50 1,343 1,110E-06 1,110 ....... ....... ......... ......... 41,8 58,2 .........65 1,75 1,369 1,090E-06 1,114 ....... ....... ......... ......... 46,9 53,1 .........65 2,00 1,394 1,070E-06 1,114 ....... ....... ......... ......... 52,0 48,0 .........65 2,25 1,426 1,045E-06 1,110 ....... ....... ......... ......... 58,4 41,6 .........65 2,50 1,460 1,018E-06 1,099 ....... ....... ......... ......... 65,2 34,8 .........65 2,75 1,497 9,900E-07 1,082 ....... ....... ......... ......... 72,5 27,5 .........65 3,25 1,574 9,300E-07 1,037 ....... ....... ......... ......... 88,1 11,9 .........
66 All 1,634 8,830E-07 1.000 ....... ....... …….. …….. 100.0 ……. .........
75 1,06 1,566 9,970E-07 1,191 ....... ....... ........... 27,0 27,4 45,6 .........75 1,25 1,604 9,730E-07 1,193 ....... ....... ........... 29,4 29,8 40,8 .........75 1,50 1,664 9,350E-07 1,189 ....... ....... ........... 33,3 33,3 33,3 .........75 1,75 1,732 8,920E-07 1,174 ....... ....... ........... 37,8 37,0 25,1 .........75 2,00 1,803 8,470E-07 1,151 ....... ....... ........... 42,4 41,3 16,3 .........75 2,25 1,875 8,010E-07 1,121 ....... ....... ........... 46,9 45,8 7,2 .........
76 1,06 1,802 8,160E-07 1,072 ....... ....... ........... 28,5 71,5 ......... .........
76 1,25 1,814 8,120E-07 1,077 ....... ....... ........... 30,6 69,4 ......... .........76 1,50 1,833 8,040E-07 1,082 ....... ....... ........... 33,8 66,2 ......... .........76 1,75 1,855 7,950E-07 1,088 ....... ...... ........... 37,5 62,5 ......... .........76 2,00 1,880 7,850E-07 1,093 ....... ....... ........... 41,7 58,3 ......... .........76 2,25 1,908 7,740E-07 1,096 ....... ....... ........... 46,5 53,5 ......... .........
164Continuación Anexo 1
76 2,50 1,934 7,640E-07 1,097 ....... ....... ........... 50,8 49,2 ......... .........
76 2,75 1,967 7,510E-07 1,094 ....... ....... ........... 56,5 43,5 ......... .........76 3,25 2,039 7,220E-07 1,078 ....... ....... ........... 68,7 31,3 ......... .........76 3,75 2,119 6,900E-07 1,047 ....... ....... ........... 82,3 17,7 ......... .........
77 All 2,224 6,490E-07 1,000 ....... ....... ......... 100,0 ......... ......... .........
85 1,06 1,883 8,730E-07 1,261 ....... ....... 22,2 22,4 22,4 33,0 .........85 1,25 1,943 8,410E-07 1,253 ....... ....... 23,9 24,2 24,3 27,6 .........85 1,50 2,039 7,910E-07 1,232 ....... ....... 26,7 27,4 26,8 19,2 .........85 1,75 2,138 7,380E-07 1,201 ....... ....... 29,6 30,4 29,5 10,5 .........
86 1,06 2,058 7,420E-07 1,151 ....... ....... 22,6 23,0 54,3 ......... .........86 1,25 2,087 7,320E-07 1,156 ....... ....... 24,3 24,5 51,2 ......... .........86 1,50 2,133 7,170E-07 1,162 ....... ....... 26,8 27,0 46,3 ......... .........86 1,75 2,185 6,990E-07 1,164 ....... ....... 29,4 30,0 40,6 ......... .........8686
2,002,25
2,2472,315
6,790E-076,560E-07
1,1611,153
.......
.....................
32,836,9
33,236,0
33,927,1
.........
...........................
86 2,50 2,385 6,330E-07 1,138 ....... ....... 40,6 39,7 19,7 ......... .........86 2,75 2,455 6,100E-07 1,119 ....... ....... 44,5 43,3 12,2 ......... .........
87 1,06 2,390 6,120E-07 1,055 ....... ....... 24,3 75,7 ......... ......... .........87 1,25 2,399 6,100E-07 1,058 ....... ....... 25,7 74,3 ......... ......... .........87 1,50 2,413 6,070E-07 1,062 ....... ....... 27,7 72,3 ......... ......... .........87 1,75 2,430 6,030E-07 1,066 ....... ....... 30,3 69,7 ......... ......... .........87 2,00 2,450 5,980E-07 1,071 ....... ....... 33,2 66,8 ......... ......... .........87 2,25 2,472 5,940E-07 1,075 ....... ....... 36,4 63,6 ......... ......... .........87 2,50 2,496 5,880E-07 1,079 ....... ....... 39,9 60,1 ......... ......... .........87 2,75 2,523 5,820E-07 1,082 ....... ....... 43,9 56,1 ......... ......... .........87 3,25 2,575 5,700E-07 1,084 ....... ....... 51,6 48,4 ......... ......... .........87 3,75 2,641 5,560E-07 1,078 ....... ....... 61,2 38,8 ......... ......... .........87 4,75 2,793 5,220E-07 1,038 ....... ....... 83,6 16,4 ......... ......... .........
88 All 2,904 4,970E-07 1,000 ....... ....... 100,0 ........... ......... ......... .........
96 1,06 2,382 6,700E-07 1,222 ....... 19,1 19,2 19,5 42,3 ......... .........96 1,25 2,435 6,550E-07 1,224 ....... 20,5 20,5 20,7 38,3 ......... .........96 1,50 2,511 6,330E-07 1,223 ....... 22,4 22,5 22,8 32,3 ......... .........96 1,75 2,607 6,060E-07 1,213 ....... 24,8 25,1 25,1 25,1 ......... .........96 2,00 2,703 5,780E-07 1,196 ....... 27,1 27,9 27,4 17,6 ......... .........96 2,25 2,806 5,490E-07 1,172 ....... 29,6 30,7 29,8 9,8 ......... .........
97 1,06 2,645 5,680E-07 1.120 ....... 19,6 20.0 60.3 ......... .........97 1,25 2,670 5,630E-07 1,124 ....... 20,8 21,2 58,0 ......... ......... .........97 1,50 2,707 5,560E-07 1,131 ....... 22,5 23,0 54,5 ......... ......... .........97 1,75 2,751 5,480E-07 1,137 ....... 24,5 25,0 50,4 ......... ......... .........97 2,00 2,801 5,380E-07 1,141 ....... 26,8 27,4 45,7 ......... ......... .........97 2,25 2,856 5,280E-07 1,143 ....... 29,4 30,2 40,4 ......... ......... .........97 2,50 2,921 5,150E-07 1,141 ....... 32,5 33,1 34,4 ......... ......... .........97 2,75 2,989 5,030E-07 1,135 ....... 36,1 35,3 28,6 ......... ......... .........97 3,25 3,132 4,750E-07 1,111 ....... 42,9 41,9 15,2 ......... ......... .........
98 1,06 3,068 4,750E-07 1,043 ....... 21,2 78,8 ......... ......... ......... .........
165Continuación Anexo 1
98 1,25 3,076 4,740E-07 1,045 ....... 22,2 77,8 ......... ......... ......... .........98 1,50 3,089 4,720E-07 1,048 ....... 23,8 76,2 ......... ......... ......... .........98 1,75 3,103 4,700E-07 1,051 ....... 25,7 74,3 ......... ......... ......... .........98 2,00 3,118 4,680E-07 1,055 ....... 27,7 72,3 ......... ......... ......... .........98 2,25 3,137 4,650E-07 1,058 ....... 30,1 69,9 ......... ......... ......... .........98 2,50 3,157 4,630E-04 1,062 ....... 32,7 67,3 ......... ......... ......... .........98 2,75 3,180 4,600E-07 1,066 ....... 35,6 64,4 ......... ......... ......... .........98 3,25 3,231 4,530E-07 1,071 ....... 42,2 57,8 ......... ......... ......... .........98 3,75 3,289 4,450E-07 1,074 ....... 49,7 50,3 ......... ......... ......... .........98 4,75 3,412 4,280E-07 1,064 ....... 65,7 34,3 ......... ......... ......... .........
99 All 3,676 3,930E-07 1,000 ....... 100, .......... ......... ......... ......... .........
107 1,06 2,977 5,240E-07 1,184 16,9 16,8 17,1 49,1 ......... ......... .........107 1,25 3,019 5,170E-07 1,189 17,9 17,8 18,0 46,3 ......... ......... .........107 1,50 3,085 5,060E-07 1,195 19,4 19,2 19,5 41,9 ......... ......... .........107 1,75 3,158 4,940E-07 1,197 21,0 21,0 21,2 36,9 ......... ......... .........107 2,00 3,238 4,800E-07 1,195 22,7 22,8 23,1 31,4 ......... ......... .........107 2,25 3,336 4,640E-07 1,187 25,0 25,0 25,0 25,0 ......... ......... .........107 2,50 3,435 4,470E-07 1,174 26,9 27,7 27,1 18,2 ......... ......... .........107 2,75 3,537 4,300E-07 1,156 29,1 30,2 29,3 11,3 ......... ......... .........
108108
1,061,25
3,3253,345
4,470E-074,450E-07
1,0971,101
17,318,1
17,818,6
64,963,2
.........
...........................
.........
...........................
108 1,50 3,376 4,410E-07 1,106 19,4 19,9 60,7 ......... ......... ......... .........108 1,75 3,411 4,370E-07 1,111 20,9 21,4 57,7 ......... ......... ......... .........108 2,00 3,452 4,320E-07 1,117 22,6 23,0 54,3 ......... ......... ......... .........108 2,25 3,498 4,270E-06 1,121 24,5 25,0 50,5 ......... ......... ......... .........108 2,50 3,548 4,210E-07 1,124 26,5 27,2 46,3 ......... ......... ......... .........108 2,75 3,603 4,150E-07 1,126 28,7 29,6 41,6 ......... ......... ......... .........108 3,25 3,731 4,000E-07 1,123 34,6 33,9 31,6 ......... ......... ......... .........108 3,75 3,873 3,830E-07 1,108 40,6 39,5 19,9 ......... ......... ......... .........
109 1,06 3,839 3,780E-07 1,035 18,9 81,1 ......... ......... ......... ......... .........109 1,25 3,845 3,780E-07 1,036 19,6 80,4 ......... ......... ......... ......... .........109 1,50 3,855 3,770E-07 1,038 20,7 79,3 ......... ......... ......... ......... .........109 1,75 3,867 3,760E-07 1,040 22,1 77,9 ......... ......... ......... ......... .........109 2,00 3,880 3,750E-07 1,043 23,7 76,3 ......... ......... ......... ......... .........109 2,25 3,896 3,740E-07 1,046 25,4 74,6 ......... ......... ......... ......... .........109 2,50 3,911 3,720E-07 1,048 27,2 72,8 ......... ......... ......... ......... .........109 2,75 3,930 3,710E-07 1,051 29,4 70,6 ......... ......... ......... ......... .........109 3,25 3,971 3,670E-07 1,057 34,2 65,8 ......... ......... ......... ......... .........109 3,75 4,020 3,630E-07 1,063 39,9 60,1 ......... ......... ......... ......... .........109 4,75 4,120 3,540E-07 1,066 51,5 48,5 ......... ......... ......... ......... .........
Fuente: Norma API RP 11LElaborado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
166
ANEXO 2
COMPLETACIONES ACTUALES DE LOS POZOS SELECCIONADOS
167
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
168
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
169
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
170
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
171
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
172
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
173
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
174
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
175
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
176
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
177
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
178
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
179
ANEXO 3
CATÁLOGO UNIDAD CONVENCIONAL
LUFKIN
180
UNIDAD CONVENCIONAL
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group
UNIDAD CONVEN
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group
UNIDAD CONVENCIONAL BALANCEADA POR MANIVELAS
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group
181
MANIVELAS
UNIDAD CONVEN
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group
UNIDAD CONVENCIONAL BALANCEADA PORMANIVELASCONTINUACIÓN
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group
182
IONAL BALANCEADA PORMANIVELAS
183
ANEXO 4
CATÁLOGOMARK II
LUFKIN
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group
MARK II
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group
184
MARK II – UNIDADES DE BOMBEO UNITORQUE
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group
UNIDADES DE BOMBEO UNITORQUE
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group
185
UNIDADES DE BOMBEO UNITORQUE
MARK II – UNIDADES DE BOMBEO UNITORQUE
Datos Estructurales
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group
UNIDADES DE BOMBEO UNITORQUECONTINUACIÓN
Fuente: Catálogo General Lufkin, Oilfield products Group
186
UNIDADES DE BOMBEO UNITORQUE
187
ANEXO 5
TABLAS DE RESULTADOS PARA LAS CURVAS IPR
188
LAGO 13
Pwf Pwf” Qo Pr²-Pwf² QL Qo1689,00 1689,00 0,00 0,00 0,00 0,001600,00 1659,44 81,06 292721,00 103,35 50,741400,00 1593,00 258,59 892721,00 315,18 154,761200,00 1526,57 429,70 1412721,00 498,77 244,901000,00 1460,13 594,39 1852721,00 654,12 321,17800,00 1393,70 752,66 2212721,00 781,22 383,58600,00 1327,26 904,51 2492721,00 880,08 432,12400,00 1260,83 1049,94 2692721,00 950,69 466,79200,00 1194,39 1188,96 2812721,00 993,06 487,590,00 1127,96 1321,55 2852721,00 1007,18 494,53
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
LAGO 22
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
Pwf Pwf" Qo Pr²-Pwf² QL Qo1653,00 1653,00 0,00 0,00 0,00 0,001400,00 1148,91 623,45 772409,00 782,45 757,411200,00 750,42 977,95 1292409,00 1309,22 1267,321000,00 351,93 1210,27 1732409,00 1754,94 1698,78800,00 -46,56 1320,43 2092409,00 2119,62 2051,79600,00 -445,04 1308,42 2372409,00 2403,26 2326,36400,00 -843,53 1174,24 2572409,00 2605,86 2522,47200,00 -1242,02 917,90 2692409,00 2727,42 2640,140,00 -1640,51 539,38 2732409,00 2767,94 2679,37
189
LAGO 25
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
LAGO 27
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
Pwf Pwf” Qo Pr²-Pwf² QL Qo
2445.00 2445.00 0.00 0.00 0.00 0.00
2000.00 2013.08 107.87 1978025.00 127.32 125.79
1500.00 1527.77 207.14 3728025.00 239.96 237.08
1000.00 1042.46 283.20 4978025.00 320.41 316.57
600.00 654.21 327.35 5618025.00 361.61 357.27
400.00 460.09 343.85 5818025.00 374.48 369.99
200.00 265.96 356.64 5938025.00 382.21 377.62
100.00 168.90 361.64 5968025.00 384.14 379.53
0.00 71.84 365.71 5978025.00 384.78 380.16
Pwf Pwf” Qo Pr²-Pwf² QL Qo3800.00 3800.00 0.00 0.00 0.00 0.002000.00 1372.33 206.65 10440000.00 214.74 59.271500.00 697.98 234.97 12190000.00 250.74 69.201000.00 23.62 250.64 13440000.00 276.45 76.30500.00 -650.73 253.67 14190000.00 291.88 80.56300.00 -920.47 251.34 14350000.00 295.17 81.47100.00 -1190.21 246.98 14430000.00 296.82 81.920.00 -1325.08 244.05 14440000.00 297.02 81.98
190
LAGO 35
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
LAGO 38
Pwf Pwf" Qo Pr2-Pwf2 QL Qo2079,00 2079,00 0,00 0,00 0,00 0,002000,00 2000,00 7,87 322241,00 12,71 11,721600,00 1600,00 43,59 1762241,00 69,50 64,081200,00 1200,00 72,37 2882241,00 113,67 104,80800,00 800,00 94,22 3682241,00 145,22 133,89400,00 400,00 109,13 4162241,00 164,15 151,35300,00 300,00 111,77 4232241,00 166,91 153,89250,00 250,00 112,93 4259741,00 167,99 154,89200,00 200,00 113,98 4282241,00 168,88 155,71100,00 100,00 115,76 4312241,00 170,06 156,800,00 0,00 117,10 4322241,00 170,46 157,16
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
Pwf Pwf” Qo Pr²-Pwf² QL Qo2132.00 2132.00 0.00 0.00 0.00 0.001500.00 1311.50 79.60 2295424.00 83.50 77.571000.00 662.37 119.30 3545424.00 128.97 119.81800.00 402.72 129.42 3905424.00 142.06 131.98500.00 13.24 138.43 4295424.00 156.25 145.15400.00 -116.58 139.80 4385424.00 159.52 148.20300.00 -246.41 140.33 4455424.00 162.07 150.56200.00 -376.24 140.05 4505424.00 163.89 152.25100.00 -506.06 138.94 4535424.00 164.98 153.270.00 -635.89 137.02 4545424.00 165.34 153.60
191
LAGO 41
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
LAGO 43
Fuente: Ingeniería de Petróleos, Lago Agrio, EP PetroecuadorRealizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
Pwf Pwf” Qo Pr²-Pwf² QL Qo4047,00 4047,00 0,00 0,00 0,00 0,004000,00 4310,95 3,80 378209,00 12,24 2,133500,00 7118,93 57,55 4128209,00 133,55 23,242500,00 12734,90 237,80 10128209,00 327,66 57,011500,00 18350,87 515,09 14128209,00 457,07 79,531000,00 21158,85 690,13 15378209,00 497,51 86,57400,00 24528,43 932,19 16218209,00 524,68 91,29200,00 25651,63 1020,63 16338209,00 528,57 91,97100,00 26213,22 1066,32 16368209,00 529,54 92,140,00 26774,82 1112,97 16378209,00 529,86 92,20
Pwf Pwf" Qo Pr²-Pwf² QL Qo3615,00 3615,00 0,00 0,00 0,00 0,003000,00 2974,06 45,02 4068225,00 57,68 44,532500,00 2452,98 75,94 6818225,00 96,68 74,632000,00 1931,89 101,77 9068225,00 128,58 99,261500,00 1410,81 122,51 10818225,00 153,39 118,421000,00 889,72 138,17 12068225,00 171,11 132,10600,00 472,85 147,02 12708225,00 180,19 139,11200,00 55,98 152,62 13028225,00 184,73 142,61100,00 -48,24 153,51 13058225,00 185,15 142,940,00 -152,45 154,20 13068225,00 185,29 143,05
192
ANEXO 6
REPUESTOS UNIDADES DE BOMBEOMECÁNICO
193
REPUESTOS PARA UNIDADES DE BOMBEO MECÁNICODESCRIPCIÓN COSTO (USD)PLUG PIPE-SQ.HD 1''NPT 150# 3.45
GAUGE, OIL LEVEL 25.14
PIPE, OIL GAGE - 1''N.P.T.640D 19.9
CRANK PIN BEARING *1SE* 2163.22
PIN, CRANK - 1SC,DBL ROW BRG 860.87
NUT 3IN HEX C/PIN, W/FLANGE 87.14
BEARING SPHER RLR - 23222CJ - W33 175.15
SEAL OIL C.PIN/C. YOKE 11.11
SEAL OIL S/POST BRG. 11.77
BAR SAFETY -15.75/16''HORSEHD 91.69
SEAL, OIL C. YOKE/C.PIN 11.11
CABLE, BRAKE-PULL/PULL, 18'-0''LG 92.11
LINING BRAKE 30.23
RIVET 0.03
FLEX HOSE 21'' LG 4.82Fuente: LUFKIN INC.Realizado por: Orlando Campos, Cristian Panchi
194
ANEXO 7
FOTOS DE EQUIPOS DE BOMBEOMECÁNICO UTILIZADOS POR EP-PETROECUADOR
195
UNIDAD CONVENCIONAL LEGRAND C 456-256-120
UNIDAD CONVENCIONAL LEGRAND C 640-305-120
196
MOTOR ELÉCTRICO EMEEI 3024
MOTOR DE COMBUSTION INTERNA CATERPILLAR
197
CAJA DE ENGRANAJE DE UNIDAD CONVENCIONAL
SOPORTE DE LA BARRA PULIDA (CORBATÍN), BARRA PULIDA YPRENSA ESTOPA
198
CORBATÍN, BARRA PULIDA Y CABEZAL
CONTRAPESAS DEL BALANCÍN CONVENCIONAL
199
TORRE DEWORKOVER PETROTECH
200
ANCLA DE TUBERIA-TALLER PETROTECH
201
VARILLAS NORRIS 97 (3/4``), BOMBA DE SUBSUELO (RWHB)
202
VARILLAS NORRIS 97 (7/8``)
ACOPLE DE VARILLAS NORRIS 97
203
BAJANDO ANCLA (SEPARADOR) DE GAS
BAJANDO NIPLE DE ASENTAMIENTO