diseÑo de un hidrociclÓn de separaciÓn agua- …

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIA CARRERA DE INGENIERIA DE PETRÓLEOS

DISEÑO DE UN HIDROCICLÓN DE SEPARACIÓN AGUA-PETRÓLEO EN EL FONDO DE LOS POZOS. MEDIANTE

HIDROCICLONES PARA MINIMIZAR EL AGUA DE FORMACIÓN EN SUPERFICIE. EN EL CAMPO “VHR”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETROLEOS

ELABORADO POR: LUIS ALBERTO VELASCO ALARCON

DIRECTOR: ING. PATRICIO JARAMILLO

Quito. Febrero 2016

i

DECLARACIÓN

Yo LUIS ALBERTO VELASCO ALARCON. declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y. que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo. según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual. por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

_________________________ Luis Alberto Velasco Alarcón

C.I. 1718028713

ii

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “DISEÑO DE UN

HIDROCICLÓN DE SEPARACIÓN AGUA-PETRÓLEO EN EL FONDO DE

LOS POZOS. MEDIANTE HIDROCICLONES PARA MINIMIZAR EL AGUA

DE FORMACIÓN EN SUPERFICIE. EN EL CAMPO “VHR” ”. que para

aspirar al título de Ingeniero Petrolero fue desarrollado por Luis Alberto

Velasco Alarcón. bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de

Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el

reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

___________________ Ing. Patricio Jaramillo. Msc.

1701279315

DIRECTOR DEL TRABAJO

iii

DEDICATORIA

A mis padres por ser el pilar fundamental a lo largo de toda mi vida,

agradezco a mi hermano Gabriel Velasco el cual fue un pilar fundamental en

mi vida estudiantil y un ejemplo a seguir en la vida profesional ; a mi

hermano Leonardo Velasco que fue un apoyo incondicional en mi vida

estudiantil y a mi novia Aracelly Gallegos quien siempre estuvo a mi lado

apoyándome en mi carrera estudiantil y en mi vida pre profesional

Todo este trabajo ha sido posible gracias a ellos

Luis Velasco

iv

AGRADECIMIENTO

Agradezco primero a mis padres primero por darme la vida y siempre ser un

apoyo incondicional en mi vida. les agradezco la oportunidad que me dieron

para poder estudiar.

A mi hermano Gabriel Velasco que pese a la distancia siempre estuvo

pendiente de mis estudios y que jamás permitió que me rindiera en este

largo proceso para ser ingeniero

A mi hermano Leonardo Velasco que me apoyo en los momentos más duros

de la carrera y siempre puso parte de su tiempo en mi vida estudiantil

A mi novia Aracelly Gallegos quien me apoyo en mis buenos y malos

momentos a lo largo de mi vida estudiantil y por cada día presionarme para

poder culminar mi tesis

Al ingeniero Patricio Jaramillo por su paciencia y su dedicación a la

realización de mi tesis para poder culminar este trabajado de titulación

Luis Velasco

v

INDICE DE CONTENIDOS

DECLARACIÓN ............................................................................................... i

CERTIFICACIÓN ............................................................................................ ii

DEDICATORIA .............................................................................................. iii

AGRADECIMIENTO ...................................................................................... iv

RESUMEN .................................................................................................... xii

ABSTRACT .................................................................................................. xiii

CAPITULO I ................................................................................................... 1

1 INTRODUCCIÓN .................................................................................... 1

1.1 ANTECEDENTES ............................................................................. 1

1.2 JUSTIFICATIVO ................................................................................... 2

1.3 HIPOTESIS .......................................................................................... 2

1.4 DESCRIPCION DEL PROBLEMA ........................................................ 3

1.5 OBJETIVOS ......................................................................................... 3

1.5.1 OBJETIVO GENERAL .................................................................... 3

1.5.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS .......................................................... 3

CAPITULO 2 .................................................................................................. 4

2. MARCO TEORICO .................................................................................. 4

2.1 AGUA DE FORMACIÓN ....................................................................... 4

2.1.1 EFECTOS EN LA SALUD DE SUSTANCIAS QUÍMICAS DEL

AGUA DE FORMACIÓN. ........................................................................ 4

2.2 HIDROCICLON..................................................................................... 7

2.2.2. PRINCIPIOS DE OPERACIÓN. ................................................. 8

2.2.3 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL FUNCIONAMIENTO ............ 9

vi

2.3 COMPONENTES DE COMPLETACIÓN DEL HIDROCICLÓN

ILUSTRACIÓN ......................................................................................... 10

2.3.1 BOMBA DE RELEVO PARA LEVANTAR PETRÓLEO. ........... 10

2.3.2. MOTOR. ................................................................................... 11

2.3.3. BOMBA DE INYECCIÓN. ........................................................ 11

2.3.4. SEPARADOR HIDROCICLÓN ................................................. 11

2.4 OPERACIÓN MANTENIMIENTO ....................................................... 12

2.5 VIDA ÚTIL .......................................................................................... 12

2.6 FRECUENCIA DE USO ...................................................................... 13

2.7 VENTAJAS OPERATIVAS. AMBIENTALES Y RENTABILIDAD

ECONÓMICA AL USAR HIDROCICLONES ............................................ 13

2.7.1. VENTAJAS OPERATIVAS ....................................................... 13

2.7.2. VENTAJAS AMBIENTALES ..................................................... 14

2.7.3. RENTABILIDAD ECONÓMICA ................................................ 15

2.8 FACILIDADES DE SUPERFICIE DEL CAMPO VHR ......................... 16

2.8.1 PROCESO DE SEPARACIÓN Y DESHIDRATACIÓN ................. 17

CAPITULO III ............................................................................................... 27

3. METODOLOGIA .................................................................................... 27

3.1 CAMPO VICTOR HUGO RUALES .................................................... 27

3.1.1 UBICACIÓN GEOGRAFICA DEL CAMPO VHR .......................... 27

3.1.2 RESEÑA HISTORICA .................................................................. 28

3.1.3 GEOLOGIA Y GEOFISICA DEL CAMPO ..................................... 29

3.1.4 CARACTERÍSTICAS DE ARENAS PRODUCTORAS ................. 32

3.1.5 PRODUCCION DE PETROLEO DEL CAMPO VHR .................... 34

PROCEDIMIENTO ................................................................................... 38

3.2.1 CALCULO DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN .. 39

vii

3.2.2 PRESIONES Y CAUDALES DE INYECCION .............................. 40

3.2.3 EVALUACIÓN DE LAS ZONAS PRODUCTORAS DE LOS POZOS

SELECCIONADOS. .............................................................................. 43

CAPITULO IV ............................................................................................... 49

4. ANALISIS DE RESULTADOS ............................................................... 49

4.1 CALCULOS DE PRODUCCION DE AGUA DE FORMACION ........... 49

4.1.2 INGRESOS .................................................................................. 49

4.1.3 EGRESOS. ................................................................................... 53

4.1.4 VALOR ACTUAL NETO. TASA INTERNA DE RETORNO Y

TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN ............................. 62

CAPITULO V................................................................................................ 71

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................... 71

5.1 CONCLUSIONES ............................................................................... 71

5.2 RECOMENDACIONES ....................................................................... 73

REFERENCIA BIBLIOGRAFICA ................................................................. 74

GLOSARIO ............................................................................................... 77

ANEXOS ...................................................................................................... 80

viii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1 Químicos del agua de formación en el pozo ..................................... 6

Tabla 2. Producción del campo VHR ........................................................... 35

Tabla 3. Producción de agua de formación con el hidrociclón y sin el

hidrociclón .................................................................................................... 39

Tabla 4. Prueba de tasas múltiples de pozo VHR 4 .................................... 40

Tabla 5. Prueba de tasas múltiples de pozo VHR 06 .................................. 41




Tabla 9. Estado actual del pozo VHR 4 ....................................................... 43

Tabla 10. Estado actual del pozo VHR 6 ..................................................... 44

Tabla 11. Estado actual del pozo VHR 11 ................................................... 45



Tabla 14. Ingresos mensuales del pozo VHR 11 ......................................... 50

Tabla 15. Ingresos mensuales del pozo VHR 4........................................... 51

Tabla 16. Ingresos mensuales del pozo VHR 6........................................... 51



Tabla 19. Cálculo de la inversión total ......................................................... 55

Tabla 20. Egresos mensuales del pozo VHR 11 ......................................... 57

Tabla 21. Egresos mensuales del pozo VHR 4 ........................................... 58

Tabla 22. Egresos mensuales del pozo VHR 6 ........................................... 59



Tabla 25. Ahorros acumulados del pozo VHR 4 .......................................... 62

Tabla 26. Ahorros acumulados del pozo VHR 6 .......................................... 63

Tabla 27. Ahorros acumulados del pozo VHR 11 ........................................ 63


ix


Tabla 30. Resumen de cálculo de VAN y TIR de los pozos seleccionados . 70

Tabla 31. Programas de reacondicionamiento pozo VHR 04 ...................... 86

Tabla 32. Programas de reacondicionamiento pozo vhr 06 ........................ 88

Tabla 33. Programas de reacondicionamiento pozo vhr 11 ........................ 89



x

TABLA DE FIGURAS

PAGINA

Figura 1 Componentes de Completación del Hidrociclón ........................... 10

Figura 2 Facilidades de Superficie del Campo VHR ................................... 16

Figura 3 Manifolds ....................................................................................... 17

Figura 4 Separadores de Producción .......................................................... 18

Figura 5 Productor Bifásico ......................................................................... 19

Figura 6 Separador de prueba bifásico ....................................................... 20

Figura 7 Separador Trifásico ....................................................................... 21

Figura 8 Medidor Multifásico ....................................................................... 22

Figura 9 Separador Vertical ........................................................................ 23

Figura 10 Tanque de Lavado ...................................................................... 24

Figura 11 Unidades HPS ............................................................................ 25

Figura 12 Tanque de Agua ......................................................................... 26

Figura 13. Ubicación Geográfica del Campo VHR ...................................... 27

Figura 14. Campo VHR ............................................................................... 29

Figura 15. Arena U inferior .......................................................................... 30

Figura 16. Columna Estratigráfica del campo VHR ..................................... 31

Figura 17. Red De Ductos ........................................................................... 34

Figura 18. Grafica de la producción de petróleo y agua versus el tiempo de

producción del pozo VHR ............................................................................ 44


producción del pozo VHR 6 ........................................................................ 45

Figura 20. Grafica de producción de petróleo y agua versus el tiempo de

producción del pozo VHR 11 ...................................................................... 46





Figura 23. Diagrama de completación del campo VHR 4 ........................... 81

Figura 24 Diagrama de completación del campo VHR 6 ............................ 82

xi

Figura 25 Diagrama de completación del campo VHR 11 .......................... 83

Figura 26 Diagrama de completación del campo VHR 13 ......................... 84

Figura 27 Diagrama de completación del campo VHR 20 .......................... 85

xii

RESUMEN

Este trabajo se lo ha realizado con el objetivo de diseñar un hidrociclón de

separación agua petróleo en el fondo del pozo. Debido al aumento del agua

de formación en superficie en el campo VHR, se ha hecho inevitable hacer

un estudio técnico para controlar la producción del agua de formación en

superficie. Un recurso para solucionar este problema es por medio de la

tecnología del hidrociclón el cual puede reducir hasta un 70% de la

producción del agua de formación del pozo. En los últimos años se ha visto

un incremento notable en la producción de agua de formación en el campo

VHR a medida que seguimos produciendo petróleo crudo

Consecuentemente se ha hecho muy evidente la necesidad de nuevas

tecnologías o nuevos métodos que nos permitan reducir la producción de

agua de nuestro pozo y así incrementar la vida útil del campo. Este proyecto

tiene como finalidad que el campo VHR cumpla con los parámetros

establecidos para la aplicación de la tecnología y cumplir con el objetivo de

reducir notablemente el volumen de agua de formación en superficie

empleando el método de separación agua petróleo. Posteriormente se podrá

reinyectar el agua de formación receptora sobre o bajo la zona de

producción. Posibilitando minimizar de una manera eficaz el agua de

formación en superficie y a su vez tener un ahorro en la disposición del agua

de formación. en los costos manejo y operación. El agua de formación es

uno de los tres fluidos presentes en el reservorio. Se produce siempre en

conjunto con el petróleo y con el gas. En los pozos productores de petróleo

aproximadamente se producen tres barriles de agua por cada barril de

petróleo y existe la presencia de elementos tóxicos y nocivos para la salud

en el agua de formación que sale a la superficie

Actualmente el campo Víctor Hugo Rúales produce 7000 barriles diarios de

petróleo por día.

xiii

ABSTRACT

This work has been performed in order to design a system of oil water

separation downhole in the field. The increased formation water surface in

different oilfields VHR, it has become inevitable to perform a technical study

to control the production of formation water in the well. A resource to solve

this problem is through hydrocyclone technology which can reduce up to 70%

of production of formation water surface. In recent years there has been a

notable increase in the production of formation water in the VHR field as we

continue to produce our oil

Consequently it has become very clear that new technologies or new

methods that allow us to significantly reduce our well and thus increase the

life of the field is required. This project aims to find suitable fields that meet

the parameters established for the application of our technology. and meet

our goal of significantly reducing the volume of formation water in our method

using surface water separation oil can subsequently reinjection receiving

water above or below the production zone training. Enabling an effective way

to minimize the formation water surface and in turn have a savings water

disposal training in management and operation costs.

The formation water is one of the three fluids in the reservoir. This water is

always produced with oil and gas. In producing oil wells about three barrels

of water are produced for a barrel of oil and the presence of toxic and harmful

elements for health in the formation water that comes to the surface

In addition it is necessary to design a system of this type. because the

systems of formation water reinjection VHR field where the study wells

operating at the limit of their ability to reinjection. the Victor Hugo Ruales field

currently produces 7.000 barrels daily oil per day.

1

CAPITULO I

1 INTRODUCCIÓN

1.1 ANTECEDENTES

En los últimos años se ha observado que los comportamientos de los pozos

del Oriente Ecuatoriano producen volúmenes excesivos de agua de

formación de manera particular para el campo Víctor Hugo Rúales,

aproximadamente se producen tres barriles de agua para obtener un barril

de petróleo. Esto ha ocasionado la presencia de elementos tóxicos y nocivos

para la salud de los trabajadores; lo citado anteriormente evidencia la

necesidad de minimizar los volúmenes excesivos de agua de formación para

de esta manera minimizar la contaminación al ambiente.

Otras de las principales causas de contaminación al ambiente son los sobre

flujos en los tanques por presencia de volúmenes excesivos de agua de

formación; así como la demora en el transporte de crudo desde la estación

hasta los puntos de medición y control por tratamiento de esta agua en

superficie.

Para cumplir con el propósito de evitar problemas ambientales ocasionados

por volúmenes excesivos de agua de formación en superficie. se prevé el

diseño de un hidrociclón de separación agua-petróleo en el fondo de los

pozos, mediante hidrociclones en los pozos: VHR 04. VHR 06. VHR 11. VHR

13 y VHR 20 que producen con bombeo electrosumergibles del campo

VHR, ya que este parámetro es determinante para el funcionamiento del

hidrociclón a diseñarse.

2

1.2 JUSTIFICATIVO

Con el propósito de evitar problemas y riesgos ambientales ocasionados por

los volúmenes excesivos de agua de formación en superficie, así como por

su tendencia corrosiva en líneas de superficie como (tuberías. válvulas.

manifold. etc.). Se prevé el diseño del hidrociclón de separación agua-

petróleo para el fondo de los pozos, estos pozos serán detallados en el

desarrollo de la tesis debido a que dependen de las evaluaciones técnicas-

realizadas.

A la tecnología que opera actualmente se interconecta el diseño del

hidrociclón, para permitir separar el agua del petróleo en el fondo de los

pozos, de esta manera se reinyectará el agua de formación en la zona

receptora para que este envié el petróleo a superficie de forma simultánea,

reduciendo hasta en un 70% el volumen de agua de formación que

normalmente produce con un hidrociclón convencional de bombeo

electrosumergible.

Además. se hace necesario diseñar este hidrociclón debido a que se

produce 246 431.199 BPPD y 113 463.360 bapd, es decir se reinyecta

68 078.016 bapd que representa el 70% de la producción total de agua de

formación. (Gerencia de exploracion y Produccion EP PETROAMAZONAS,

2015)

1.3 HIPOTESIS

El diseño pretende reducir hasta 70% de los volúmenes de agua de

formación en el fondo de los pozos seleccionados del campo VHR., y así

minimizar los riesgos ambientales para el entorno y para la salud de los

trabajadores.

3

1.4 DESCRIPCION DEL PROBLEMA

El incremento del volumen de agua de formación en el campo VHR. Ha

ocasionado que se produzcan diariamente tres barriles de agua por un barril

de petróleo. Otra de las consecuencias por los volúmenes excesivos de

agua de formación en superficie ha sido el cerrar los pozos en aquellos que

el volumen de agua de formación superen el 70%, así como el cambio de

bombas electrosumergibles en reiteradas ocasiones, adicionalmente el agua

de formación ha incrementado la presencia de sales tóxicas y metales

pesados ocasionando el desgaste acelerado de los equipos de superficie.

1.5 OBJETIVOS

1.5.1 OBJETIVO GENERAL

Diseñar un hidrociclón para separar el agua de formación-petróleo en el

fondo de los pozos, mediante hidrociclones para minimizar el volumen de

agua de formación en superficie del campo VHR.

1.5.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS

Evaluar la producción de agua de formación en los pozos

seleccionados.

Evaluar los historiales de producciones. programas de

reacondicionamiento de los pozos seleccionados

Analizar las características petrofísicas de los pozos seleccionados.

Simular mediante el programa OFM (Oil Field Managment) la

producción de agua de formación en los pozos seleccionados

4

CAPITULO 2

2. MARCO TEORICO

2.1 AGUA DE FORMACIÓN

El agua de formación es uno de los tres fluidos presentes en el reservorio,

esta agua siempre es producida conjuntamente con el petróleo y con el gas.,

este fluido es muy tóxico debido a su alto contenido de sodio.

El agua de mar tiene una concentración de 35.000 ppm de sodio; sin

embargo, el agua producida de las arenas Ui tiene una concentración de

cloruro de sodio entre 2000 y 38 500 ppm. Us tiene una concentración de

cloruro de sodio entre 2000 y 25 000 ppm, para la arena T tiene una

concentración de cloruro de sodio entre 7000 y 8100 ppm. Además esta

agua de formación contiene metales pesados como: bario, mercurio,

arsénico, selenio, antimonio, cromo, cadmio, cobalto, plomo, magnesio,

vanadio, zinc, sales tóxicas y pequeñas gotas de hidrocarburos. La

producción de este fluido ha llegado a ser de preocupación para la industria

hidrocarburífera debido a que esta agua se tiene que tratar cuidadosamente

y el costo de este proceso es 3.21/bapd (tomado de OSS Services).

De acuerdo a las leyes ambientales de cada país esta agua puede ser

reinyectada al pozo productor de petróleo o descargada en el medio

ambiente siempre y cuando cumpla con las especificaciones y parámetros

químicos”. (De la Bastida, 2008)

2.1.1 EFECTOS EN LA SALUD DE SUSTANCIAS QUÍMICAS DEL AGUA

DE FORMACIÓN.

La siguiente tabla se muestra la sustancia y el efecto que puede causar en

animales y humanos si entra en contacto o es consumida.

5

Los hidrocarburos aromáticos por su alto riesgo de producir cáncer se

acepta sólo un nivel cero en el agua de consumo humano. Una presencia de

28 nanog/l equivale a un riesgo 1 caso de cáncer cada 100 000 personas.

Tanto el crudo como las grasas en el agua son tóxicas para los peces y dan

mal sabor. En Ecuador se permite un máximo de 0.3 nanog/l. Son muy

tóxicos, cancerígenos y productores de malformaciones congénitas. Son

disolventes de las grasas y por este efecto van a actuar sobre la piel

produciendo dermatitis. Por acción sobre el hidrociclón nervioso produce

excitación, depresión, dolores de cabeza y hormigueos en manos y pies.

Pero su efecto más importante es sobre la médula dando anemia, perdida

de defensas y pudiendo causar leucemia que produce la muerte en el 50%

de los casos con tratamiento.

6

Tabla 1 Químicos del agua de formación en el pozo

Sustancias Efectos en la salud

Sales: calcio, cianuro, magnesio y

manganeso.

Dolores de cabeza. problemas de olfato

y gusto, convulsiones, irritación de la

piel, ojos y respiración.

Sales de sodio, cloruro y azufre: se

eliminan en muy altas concentraciones

(seis veces más saladas que el agua de

mar).

No se apta para el consumo humano ni

animal y es letal para las plantas. El

azufre da mal olor y sabor al gua.

Gases: monóxido de carbono (CO).

dióxido de carbono (CO2). ácido

sulfhídrico (SH2).

Disminuye la sobrevivencia de peces en

el agua y aumentará la desnutrición.

Metales pesados: bario, mercurio.

arsénico, selenio, antimonio, cromo,

cadmio, cobalto, plomo, magnesio,

vanadio y zinc.

Toxico para los humanos. se acumula

en peces y moluscos que al consumirlos

se acumulan en las personas

produciendo intoxicación crónica.

Elementos radioactivos: estroncio 90,

radio 226.

Se acumula en los peces y moluscos.

Hidrocarburos aromáticos: benceno.

xileno y tolueno.

Son tóxicos. cancerígenos y productores

de malformaciones.

Hidrocarburos policiclicos, antraceo.

pireno. fenantreno. benzopirenos...(por

su alto riesgo de producir cáncer se

acepta solo un nivel cero en el agua).

Irritantes en la piel (produce

enrojecimiento y lesiones).

Cáncer de piel. de testículos y de

pulmones.

Fuente. (Maldonado, 2014)

7

2.2 HIDROCICLON

2.2.1 DESCRIPCIÓN

Un hidrociclón es una de las más importantes herramientas en la industria

petrolera la cual separa fluidos de manera constante ya sea: sólido – sólido.

líquido – líquido y/o gas – líquido.

Un hidrociclón es un dispositivo de separación continua de fluidos que utiliza

la energía de la presión del fluido para crear movimiento rotacional, opera a

bajas presiones, el fluido es dirigido tangencialmente dentro del dispositivo.

el mismo que provoca el giro.

El movimiento de rotación genera fuerzas centrifugas que inducen a sólidos

y líquidos a separarse. Las fuerzas centrifugas generadas en un Hidrociclón

varían de acuerdo a su longitud. y puede alcanzar un máximo de 2000

gravedades.

Normalmente un hidrociclón está dividido en dos partes:

• La sección cilíndrica

• Sección cónica

El extremo de la sección cilíndrica (tapa) es cerrada con una placa a través

de la cual pasa directamente un fluido vertical montado axialmente. La

alimentación se produce a través de una abertura circular conectada

tangencialmente a la parte superior de la sección cilíndrica. La sección

cónica. que se encuentra unida a la cilíndrica. está abierta en su base y

permite al flujo de las partículas más pesadas. (Villacres, 2007)

Los hidrociclones son conocidos por su capacidad de separar partículas

desde 0.004 mm hasta 0.6mm. Las condiciones de diseño y operación son

drásticamente diferentes dependiendo del tipo de aplicación. (Villacres,

2007)

8

Debido a las altas fuerzas centrifugas en el interior del hidrociclón. una

orientación vertical u horizontal de la instalación no tiene efecto en el

desempeño de la separación de partículas.

2.2.2. PRINCIPIOS DE OPERACIÓN.

La separación sólido-líquido o más específicamente la separación de arena

de formación, es alcanzada mediante la generación de fuerzas centrífugas

mucho mayores a aquellas disponibles en equipos de separación basados

en la gravedad. Un vórtice de alta velocidad con un corazón de flujo en

reversa es montado desde el acceso. a través de una entrada especialmente

diseñada dentro de una cámara de entrada y sección de reducción.

Su operación empieza alimentando el barro a baja presión a través de la

entrada tangencial. El movimiento de giro producido por la alimentación

tangencial causa movimiento relativo de las partículas suspendidas en el

fluido. y por tanto. la separación de las partículas de acuerdo a su tamaño y

gravedad específica. El movimiento de giro genera un vórtice en el

hidrociclón. con una zona de baja presión a lo largo del eje vertical. donde el

fluido tiene un acceso a la atmósfera en la parte superior y la base. El

asentamiento más rápido y pesado de partículas se mueve hacia la pared

del hidrociclón y fluye hacia abajo; mientras el asentamiento más ligero y

lento de partículas alrededor de la zona de baja presión se mueve a lo largo

del eje y hacia arriba. El resultado es un proceso típico con un tiempo de

retención de 2 a 3 segundos. que brinda un simple. pero efectivo separador

sin partes móviles. (Villacres, 2007)

Regulando la aceleración del torbellino y variando la geometría y toberas del

hidrociclón puede ajustarse el tamaño de separación entre 10 500 micras.

9

2.2.3 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL FUNCIONAMIENTO

La separación de sólidos dentro de un desarenador es predecible. El grado

de separación puede ser calculado muy acertadamente si se conocen los

parámetros necesarios. Los más importantes pueden ser enumerados:

Caudal y caída de presión válidos

Densidad y viscosidad del líquido

Densidad. tamaño y forma de las partículas

Concentración de sólidos

La separación dentro de un desarenador está definida por una colección

empírica de relaciones que trabaja en combinación para predecir las fuerzas

de corte generadas durante el proceso. Es necesario aplicar varios factores

de corrección a estas relaciones. los mismos que se refieren a las siguientes

variables geométricas (Carrillo & Yunda, 2008)

Longitud del cilindro

Ángulo del cono

Diámetro y longitud de vórtice apropiados

Tamaño y forma de la abertura de alimentación

Tamaño del vértice

Estas relaciones y los varios factores operacionales de corrección indican

que:

Un diámetro más pequeño del desarenador es más eficiente.

Un desarenador más largo es más eficiente.

Una menor apertura de alimentación y un vórtice reducido. incrementan la

eficiencia de un desarenador. mientras el tamaño de la abertura inferior de la

sección cónica tiene un efecto insignificante en su funcionamiento.

10

2.3 COMPONENTES DE COMPLETACIÓN DEL HIDROCICLÓN

ILUSTRACIÓN

Figura 1 Componentes de Completación del Hidrociclón

Fuente: Stefan T. Orezulik (2010)

2.3.1 BOMBA DE RELEVO PARA LEVANTAR PETRÓLEO.

Esta se utiliza cuando la bomba de inyección no tiene la suficiente energía

tanto para reinyectar el fluido separado, como para levantar el petróleo hasta

la superficie, va instalada en la parte superior del motor.

11

2.3.2. MOTOR.

El motor está diseñado para que trabaje con corriente alterna trifásica a

frecuencia de 60 y 50 Hz. la cual induce el campo magnético para que se

genere el movimiento al estator y generar trabajo para el eje del motor. la

selección se la realiza en función de la potencia. por etapas que se obtienen

de las curvas de eficiencia de las bombas.

2.3.3. BOMBA DE INYECCIÓN.

Esta bomba suministra la presión necesaria para que los fluidos ingresen

hacia el hidrociclón y salgan con la suficiente presión para la reinyección y

para la producción.

2.3.4. SEPARADOR HIDROCICLÓN

Es el elemento principal de esta tecnología permite separar el agua del

petróleo, situado en la parte final de la completación del fondo, donde el

agua separada sale por la abertura inferior del hidrociclón con la presión de

descarga necesaria para ser reinyectada hacia la zona de depósito y por la

parte superior sale el petróleo, separado con pequeñas cantidades de agua

hacia la superficie.

Dependiendo del número de hidrociclones que se utilicen se los configuran

en serie o en paralelo. La configuración en serie presenta mejores resultados

para disminuir la concentración de sólidos presentes en el agua separada

que es reinyectada. en cambio la configuración en paralelo se utiliza para

manejar grandes volúmenes de fluido pero se tiene el problema con el agua

separada ya que lleva altas concentraciones de sólidos hacia la zona de

depósito. (Trawinsky., 2010)

12

2.4 OPERACIÓN MANTENIMIENTO

El hidrociclón por sus características técnicas. no requiere de procedimientos

muy tecnificados para la realización del mantenimiento. Incluso procesos de

corrosión quedan descartados, puesto que el material del que estará

compuesto tiene una alta estabilidad química. Pero es necesario realizar

lavados con agua limpia cada 100 horas de operación para asegurar que no

se acumulen depósitos de arena y otros precipitados que puedan variar

progresivamente la geometría de la superficie interior del mismo. (Villacres,

2007)

En los hidrociclones. se gasta primero la parte inferior del cono. en el último

tercio, donde la concentración de sólidos y la velocidad de los mismos son

muy altas.

2.5 VIDA ÚTIL

Depende de muchos factores:

1. Malla de la zaranda de pozo; cuanta más gruesa sea la misma. más

sobrecargados estarán los hidrociclones gruesos.

2. Cantidad de conos; si se pretende circular el caudal de proceso, por

menor cantidad de conos que los necesarios, forzosamente éstos van a

recibir una mayor concentración de sólidos, con la consiguiente pérdida de

rendimiento.

3. Presión de alimentación; a mayor presión de alimentación, mayor es la

velocidad de entrada y mayor es también la acción abrasiva que tendrá el

lodo. Las experiencias han demostrado, que esto no es tan importante como

la concentración de sólidos.

Dependiendo de esto, la vida útil. de un hidrociclón, puede variar desde

varios días, hasta meses de trabajo ininterrumpido.

13

2.6 FRECUENCIA DE USO

Los hidrociclones deben trabajar desde el inicio de la perforación, aún desde

la perforación de los pozos en servicio.

Recuerde que los sólidos son un contaminante del lodo que:

1. Reducen la penetración.

2. Hacen un revoque poroso y aumentan el filtrado.

3. Desgastan todos los elementos metálicos que están en contacto con ellos;

bombas empaquetaduras, cabezas de inyección. etc. y hasta el trépano

sufre el efecto de la erosión.

4. Aumentan el peso específico, favoreciendo las pérdidas de circulación.

5. Aumentan los valores reológicos del lodo, haciendo más caro el

tratamiento. Por todo ello y en resguardo de este proceso. es importante

seleccionar la malla adecuada para la zaranda de pozo, tratando de elegir la

más fina que los detritos del terreno permitan, para no sobrecargar los

equipos de tratamiento con demasiados sólidos.

2.7 VENTAJAS OPERATIVAS. AMBIENTALES Y

RENTABILIDAD ECONÓMICA AL USAR HIDROCICLONES

2.7.1. VENTAJAS OPERATIVAS

Separar el crudo del agua de formación en el fondo del utilizando

hidrociclones con costos bajos respecto a tecnologías similares.

La energía utilizada para los hidrociclones de levantamiento artificial de

producción del petróleo se reduce mensualmente de 1500 KW a 500 KW. es

decir un ahorro de energía de 1000 KW aplicando el hidrociclón de

14

separación agua-petróleo en el fondo del pozo, resultando un ahorro de USD

144 000 mensuales.

2.7.2. VENTAJAS AMBIENTALES

La contaminación al ambiente producto de la rotura de la tubería de

conducción de agua de formación y de sobre flujos de agua en

tanques de almacenamiento que ocasiona derrames de agua. serán

reducidos por menor volumen de agua en superficie a tratar.

Minimiza el impacto ambiental al reducir el volumen de agua de

formación en el fondo del pozo.

Reduce el consumo de diésel en los generadores con la utilización del

hidrociclón de separación en el fondo del pozo en cuanto el consumo

de energía a utilizarse es tres veces menor.

La cantidad de barriles mensuales promedios de agua de formación

que no se producen en el campo Libertador. producto de la aplicación

del hidrociclón de separación agua- petróleo en el fondo de los pozos

es de 50 407 bapd. que representa USD 161 806.47.

Los 1500 KWh/mes representan 18000 KWh/año. de esta manera de

conformidad con la guía práctica para el cálculo de emisiones de

gases establecido por la comisión interdepartamental del cambio

climático. el factor de emisión de CO2 atribuirle al suministro eléctrico

es de 267 g de CO2/KWh que resulta 4 806 000g de CO2/año que

representa un ahorro de 4.86 toneladas de CO2/año.

15

2.7.3. RENTABILIDAD ECONÓMICA

Disminución de los costos de inversión en equipos de superficie de

separación, equipos de tratamiento y equipos de filtración.

Produce petróleo con bajo porcentaje de agua, lo que permite incrementar el

caudal de producción, extendiendo la vida económica del pozo.

Recuperación de pozos cerrados por alta producción de volúmenes de agua

de formación.

16

2.8 FACILIDADES DE SUPERFICIE DEL CAMPO VHR

Figura 2 Facilidades de Superficie del Campo VHR

Fuente (Petroamazonas, 2015)

17

2.8.1 PROCESO DE SEPARACIÓN Y DESHIDRATACIÓN

Manifold está compuesto por 5 secciones cada una con 5

entradas para 5 líneas de flujo. Cada entrada cuenta con 4 líneas

para distribuir los fluidos dos a los separadores de producción. una

a los separadores de prueba bifásico y trifásico y una al medidor

Multifásico.

1 Línea de 10 pulgadas para direccionar los fluidos al

separador vertical atmosférico (Bota de gas).

1 Línea de 8 pulgadas para direccionar los fluidos al separador

de producción FREEWATER de 20 000 bfpd.

1 Línea de 8 pulgadas para direccionar los fluidos al separador

de producción de 10 000 bfpd.

1 Líneas de 4 pulgadas: Para direccionar los fluidos al

separador de prueba de 5 000 bfpd Bifásico

Existen 5 entradas libres para 5 pozos.

Figura 3 Manifolds

Fuente. (Petroamazonas, 2015)

18

Separadores: FWKN Cap.: 15000 btpd Largo: 41 pies- 6

pulgadas. Diámetro: 10 pies- 4pulgadas. Construido: Año / 2002

Estado: Bueno

Fuente. EP Petroamazonas


Figura 4 Separadores de Producción

19

Producción Bifásico Cap.: 10 000 btpd Largo: 20 pies- 8

pulgadas, Diámetro: 6 pies – 2 pulgadas. Construido: Año/1990

Estado: Regular



Figura 5 Productor Bifásico

20

Prueba: Bifásico Cap.: 5 000 btpd Largo: 19 pies -7 pulgadas

Diámetro: 5 pies – 2 pulgadas Reparación: Febr. 2010. Estado:

Regular

Figura 6 Separador de prueba bifásico


21

Prueba: Trifásico Cap.: 5 000 btpd Largo: 16 pies -5 pulgadas

Diámetro: 4 pies – 6 pulgadas Fabricado: Año: 2010. Estado:

Bueno


Figura 7 Separador Trifásico

22

Medidor: Multifásico Cap.: 5 000 bmpd Garganta de 29mm.

Energía: Radioactiva Fabricado: año: 2010 Estado: Bueno


Figura 8 Medidor Multifásico

23

Separador vertical atmosférico: Altura: 55 pies 4 pulgadas

Diámetro: 6 pies – 0 pulgadas reparada: año / 2000. Capacidad:

30 000 btpd Bueno

Figura 9 Separador Vertical


24

Tanque de Lavado: Capacidad Nominal: 24 800 bls. Capacidad

Operativa: 22 756 bls. Estado: bueno

Figura 10 Tanque de Lavado


25

Hidrociclón de Transferencia: Unidades HPS

Capacidad: 15 360 bpd 45Hz / 440 psi 640 bph


Figura 11 Unidades HPS

26

Tanque de Agua del Hidrociclón Contra Incendios: Capacidad:

435 m³ 2736.15 bls. Altura: 24 pies-3 pulgadas = 7.39 m..

Diámetro: 21 pies -6 pulgadas = 6.55m. Perímetro: 67 pies –

8 pulgadas = 20.62m.

Figura 12 Tanque de Agua


27

CAPITULO III

3. METODOLOGIA

3.1 CAMPO VICTOR HUGO RUALES

3.1.1 UBICACIÓN GEOGRAFICA DEL CAMPO VHR

Se localiza cerca de la frontera con Colombia a 16 Km al norte del campo

Sansahuari entre los ríos San Miguel y Putumayo en la Provincia de

Sucumbíos al norte de la población de Tarapoa entre las coordenadas 00º

15` y 00º 24` de latitud norte y entre los 76º 17` y 76º 19`de longitud Oeste.

Figura 13. Ubicación Geográfica del Campo VHR


28

3.1.2 RESEÑA HISTORICA

El campo se llamó inicialmente Cantagallo. Fue descubierto por

PETROPRODUCCIÓN (ex CEPE) luego de reinterpretar la sísmica del área;

y se perforó el primer pozo Cantagallo-1 a 2.8 km al norte del pozo Lilian-1

entre el 17 de junio el 18 de julio de 1988. Alcanzo una profundidad de 8330

pies y dio una producción de 10617 BPD de los reservorios “T” (1008 bpd.

33.0º API). “U” (8617 bpd. 32.0º API). “M2” (442 bppd. 32.0º API) y “TENA

BASAL” (550 bpd. 20.0º API). En 1991. a raíz del fallecimiento del Ing. Víctor

Hugo Rúales (ejecutivo de CEPE. uno de los artífices del arranque de

producción de los primeros campos de la empresa). se le rebautizó con su

nombre (Carrillo & Yunda, 2008)

El campo Víctor Hugo Rúales inicia su producción en 1991, con 2 850 bppd

proveniente de tres pozos (VHR-01. 02. 03). Posteriormente se incorporaron

seis pozos adicionales (VHR-04. 06. 07. 08. 09. 14). permitiendo alcanzar

una producción diaria de 4 350 bppd.

En mayo de 2 002, alcanza su máximo histórico de producción de alrededor

de 7 400 bppd, iniciándose luego una declinación que a inicios de 2003 llego

a 5 600 bpd.

Actualmente. se encuentran perforados 16 pozos incluidos el Sansahuari

12D de los cuales 14 se encuentran en producción a octubre de 2007 y un

pozo es reinyector de agua de formación. el VHR-10. Los mecanismos de

producción de los yacimientos determinados en base del historial y pruebas

de restauración de presión son la expansión de roca y fluidos con un empuje

hidráulico lateral y/o de fondo. por el cual se ha permitido un mantenimiento

de la presión por efecto del acuífero. Para este campo el mejor yacimiento

desarrollado con espesor neto corresponde a la arena Ui, luego le siguen las

arenas Us. M2. Um, Ts, Ti y Tena Basal que tiene crudo pesado. (Carrillo &

Yunda, 2008)

29



3.1.3 GEOLOGIA Y GEOFISICA DEL CAMPO

La estructura VHR es un anticlinal asimétrico con un fuerte buzamiento de su

flanco oriental cortado por una falla de rumbo .transpesional desde el

Eoceno Superior. esto se evidencia por deformación sintectónica de los

sedimentos de la formación Tiyuyacu Inferior; este campo produce de los

reservorios arenosos T. U. M2 y Basal Tena con crudos entre 29 a 20° API.

en la actualidad se reporta una producción de 5.350 bppd.

Figura 14. Campo VHR

30

Figura 15. Arena U inferior


31

Figura 16. Columna Estratigráfica del campo VHR


32

3.1.4 CARACTERÍSTICAS DE ARENAS PRODUCTORAS

3.1.4.1 Formación Tena

Con un espesor de aproximadamente 352 pies, se caracteriza por la

presencia de arcillolitas y limolitas color rojo ladrillo, café chocolate, café

rojizo, café claro, en parte gris verdosa, firme a moderadamente dura en

parte suave de origen continental.

Hacia la base presenta una zona de arenisca cuarzosa denominada Basal

Tena de color crema a café clara, transparente translúcida grano fino a muy

fino, sub– redondeado a sub–angular, suelta en parte moderadamente

consolidada, regular selección. en parte matriz arcillosa, cemento

ligeramente calcáreo. Con presencia de hidrocarburo. (Carrillo & Yunda,

2008)

3.1.4.2 Formación Napo (Albiano Inferior-Campaniano Medio).

Se compone principalmente de lutita gris oscura a negra con intercalaciones

de calizas de color crema a blanco crema y areniscas de grano fino a medio.

Esta formación tiene un espesor de 751 pies y se encuentra en contacto con

Formación Hollín y discordante con la Formación Tena. (Torres & Ushiña,

2011)

3.1.4.3 Zona Arenisca "U".

El ciclo arenoso "U" presenta un espesor de 129 pies y presenta tres niveles

arenosos fluvio – estuarinos denominados "U" Inferior. "U" Media y "U"

Superior.

33

3.1.4.3.1 La Arenisca "U" Superior (Us).

Presenta un espesor de 43 pies y está constituida por una arenisca cuarzosa

crema a blanca crema, transparente translúcida de grano fino a medio.

subredondeada a subangular friable, moderadamente consolidada, matriz

arcillosa, cemento ligeramente calcáreo. con inclusiones de glauconita,con

presencia de hidrocarburo. (Torres & Ushiña, 2011)

3.1.4.3.2 La arenisca “U” Media (Um)

Se caracteriza por presentar estratos de calizas. lutitas y Arenisca cuarzosa.

blanca a café clara. subtransparente. sub – translúcida, grano fino a muy

fino, menor grano medio. sub – redondeado a sub – angular, desmenuzable

a moderadamente consolidada, regular selección, matriz arcillosa, cemento

ligeramente calcáreo. Con presencia de Hidrocarburo. (Torres & Ushiña, 2011)

3.1.4.3.3 La arenisca “U” Inferior (Ui)

Principal reservorio del campo, presenta un espesor de 75 pies y está

constituida por una arenisca cuarzosa crema a café clara, subtransparente.

subtranslúcida grano fino a medio, subredondeada a subangular .friable a

moderadamente consolidada, moderada a regular selección matriz no

visible, cemento silíceo con presencia de hidrocarburos.

34

3.1.5 PRODUCCION DE PETROLEO DEL CAMPO VHR

Figura 17. Red De Ductos


35

Tabla 2. Producción del campo VHR

Date COMPLETION_NAME PRODUCCIÓN

MENSUAL

PETRÓLEO

bbl

PRODUCCIÓN

MENSUAL

AGUA bbl/d

ACUMULADO

PETROLEO

bbl

31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES -01 M1 15 577.90 6 370.24 732.780






31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES 002 US 8 021.16 58 891.20 999.619

28/02/2015 VICTOR HUGO RUALES 002 US 6 140.47 54 244.75 1 005.759





31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES 003 M2 3 553.18 1 524.60 7.570






31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES -04 UM 11 081.74 68 153.79 4 599.854






31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES 005B T 2 252.24 10 163.27 12.445

28/02/2015 VICTOR HUGO RUALES 005B T 5 489.11 969.30 17.934





31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES 006B T 10 992.12 14 006.46 3 082.344






36


MENSUAL

PETRÓLEO

bbl

PRODUCCIÓN

MENSUAL

AGUA bbl/d

ACUMULADO

PETROLEO

bbl

31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES 007 UM 7 839.52 23 546.30 3 124.708






31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES -08 M2 2 211.83 624.58 34.304






31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES -11 M2 11 915.93 24 221.46 2 297.225


















31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES 015 UI 7 399.52 66 674.02 475.350







37


MENSUAL

PETRÓLEO

bbl

PRODUCCIÓN

MENSUAL

AGUA bbl/d

ACUMULADO

PETROLEO

bbl






31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES A012 UM 8 287.99 256.63 210.476






31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES A018B T 11 070.15 2 770.80 397.000






30/06/2015 VICTOR HUGO RUALES B019 M2 1 483.36 21 239.78 11.556

31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES B020 US 3 052.97 13 924.32 514.300






31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES B021 UM 4 926.17 49.82 501.307






31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES C022 US 11 410.40 67 104.80 976.990



30/04/2015 VICTOR HUGO RUALES C022 US 10 539.26 64 598.65 1 008.449




38


MENSUAL

PETRÓLEO

bbl

PRODUCCIÓN

MENSUAL

AGUA bbl/d

ACUMULADO

PETROLEO

bbl












31/01/2015 VICTOR HUGO RUALES E030B T 10 233.89 5 649.94 191.062













PROCEDIMIENTO

Para el diseño de un hidrociclón de separación agua de formación – petróleo

con hidrociclones en el subsuelo del campo de VHR. se ha hecho un análisis

de los siguientes parámetros como: recopilación de historiales de

reacondicionamiento de los pozos que produzcan más de 100 barriles

diarios de agua de formación. la diferente producción de petróleo que

sobrepase los 140 barriles diarios. diagramas de completación y conocer

39

que pozos utilizan para su producción bombeo electrosumergible. Una vez

analizado los parámetros antes mencionados seleccionamos los pozos más

óptimos: VHR 04. VHR 06. VHR 11. VHR 13. VHR 20

3.2.1 CALCULO DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN

En la siguiente tabla se indica los diferentes caudales de agua que se

producirán en superficie después de diseñar el hidrociclón, además de

especificar las diferentes zonas productoras y receptora del agua de

formación y el caudal de inyección con la cual se depositara el agua

producida.

Tabla 3. Producción de agua de formación con el hidrociclón y sin el

hidrociclón

Pozo Sin el

hidrociclón

Con el

hidrociclón

Zona

Productora

Zona Inyección

bppd

bapd

bppd

bapd

arena

arena

presión

de

inyección

(PSI)

caudal de

reinyección

(bapd)

VHR- 4 300 694 300 498.8 Um Hollín *3 240 195.2

VHR- 6 301 451 301 135.3

BT Hollín *3 179

315.7

VHR-

11

322 788 322 141.84 M9 Hollín *3 417 646.16

VHR-

13

199 275 199 60.5 M2 Hollín *3 366 214.5

VHR-

20

103 467 103 107.4 Us Hollín *3 322

359.6


40

Las Presiones de yacimiento fueron añadidas 150 psi con el fin de superar la

presión del reservorio. para que el agua que se va a reinyectar ingrese a la

formación receptora del agua de formación.

3.2.2 PRESIONES Y CAUDALES DE INYECCION

El estimativo de los caudales y presiones de reinyección que admite la

formación Hollín en el campo VHR. se tomaron las pruebas de ratas

múltiples realizadas a los pozos VHR 04. VHR 06. VHR 11. VHR 13 y VHR

20.

En la tablas 3. 4. 5. 6.7. Se muestra las pruebas de ratas múltiples

realizadas a los pozos. VHR 04. VHR 06. VHR 11. VHR 13 y VHR 20

Tabla 4. Prueba de tasas múltiples de pozo VHR 4

FORMACION HOLLIN

PRESION DE

INYECCION

(PSI)

Barriles de agua

inyectado por

mes BIPM

Barriles de agua

inyectado por día

BIPD

1 000 2.9 4 616

1 500 4.2 6 488

1 500 4.2 6 488

1 550 6.5 9 800

1 550 6.5 9 800

1 550 6.3 9 512


41


FORMACION HOLLIN

PRESION DE

INYECCION

(PSI)

Barriles de agua

inyectado por

mes BIPM

Barriles de agua

inyectado por día

BIPD

2 000 10 14 480

2 500 8.9 13 256

1 000 7.7 11 528

1 500 6.4 9 656

1 000 5.0 7 640

1 500 3.4 5 336



FORMACION HOLLIN

PRESION DE

INYECCION

(PSI)

Barriles de agua

inyectado por

mes BIPM

Barriles de agua

inyectado por día

BIPD

1 000 1.9 3 616

1 500 3.2 5 488

1 500 3.2 5 488

1 550 5.5 8 800

1 550 5.5 8 800

1 550 5.3 8 512


42


FORMACION HOLLIN

PRESION DE

INYECCION

(PSI)

Barriles de agua

inyectado por

mes BIPM

Barriles de agua

inyectado por día

BIPD

400 3 30

8 000 3 20

1 200 6.6 10

1 000 5.5 20

1 100 3 140

1 000 4 60



FORMACION HOLLIN

PRESION DE

INYECCION

(PSI)

Barriles de agua

inyectado por

mes BIPM

Barriles de agua

inyectado por día

BIPD

400 3 30

8 000 3 20

1 200 6.6 10

1 000 5.5 20

1 100 3 130

1 000 4 60


43

3.2.3 EVALUACIÓN DE LAS ZONAS PRODUCTORAS DE LOS POZOS

SELECCIONADOS.

En las tablas 9, 10, 11, 12, 13 y 14 indican las condiciones de pozos

seleccionados en las cuales se va a diseñar el hidrociclón. se muestran las

cantidades de petróleo, porcentajes de BSW y métodos por el que se

produce o que se produjo en las arenas. Los gráficos 14, 15, 16, 17, 18 y 19

indican la cantidad de agua que se produce respecto a la cantidad de

petróleo en el tiempo de producción del pozo. Ilustrando la situación real de

la excesiva producción de agua respecto a la de petróleo en los pozos

seleccionados.

Tabla 9. Estado actual del pozo VHR 4

ARENA bppd bfpd BSW

(%) °API MÉTODO

TIPO DE

BOMBA

“Um” 630 2 736 91 28.1 Producción por bombeo

electrosumergible SN-2600


En Um existe una salinidad de 6 000 ppmCl-. De acuerdo al W.O-06 el pozo

presenta problemas en la bomba electrosumergible.

44


producción del pozo VHR



ARENA bppd bfpd BSW

(%) °API MÉTODO

TIPO DE

BOMBA

“BT” 301 752 60 19.5 Producción por bombeo

electrosumergible D-1150N


La salinidad para Basal Tena ¨BT¨ tiene una salinidad de 38 000 ppmCl-, de

acuerdo a los W.0-07 la bomba y separador de gas presenta corrosión en el

housing

369,6 354,02 345,03 325,96 323,64 320,16 317,26

750,4787,98 767,97 798,04 792,36 783,84 776,74

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

28-Feb-15 31-Mar-15 30-Apr-15 31-May-15 30-Jun-15 31-Jul-15 31-Aug-15

bls

Meses

Tiempo vs Producción

BPPD BAPD

45


producción del pozo VHR 6



ARENA bppd bfpd BSW

(%) °API MÉTODO

TIPO DE

BOMBA

“BT” 332 1098 71 29.1 producción por bombeo

electrosumergible 2DN-1150


La salinidad para Basal Tena está en 60 000 ppmCl-. de acuerdo a los WO-

10 se repara la bomba electrosumergible

369,6 354,02 345,03 325,96 323,64 320,16 317,26

750,4 787,98 767,97 798,04 792,36 783,84 776,74

0

200

400

600

800

1000


bls

meses


BPPD BAPD

46





ARENA bppd bfpd BSW

(%) °API MÉTODO

TIPO DE

BOMBA

“M2” 199 474 58 30.1 producción por bombeo

electrosumergible DN-1150


La salinidad para “M2” está en el rango de 54 800 ppmCl-. de acuerdo al

W0-04 presenta problemas en comunicación tubing-casing por lo que se

procede a cambiar completación de fondo

370 354 345 326 324 320 317

750 788 768 798 792 784 777

0

200

400

600

800

1000


bls

meses


BPPD BAPD

47





ARENA bppd bfpd BSW

(%) °API MÉTODO

TIPO DE

BOMBA

“US” 103 570 82 29.3 producción por bombeo

electrosumergible 2DN-1800


La salinidad para “U Superior” es de 8 900 ppmCl-; en el W0-07 se evalúa las

dos arenas por separada y se rediseña el equipo BES.

369,6 354,02 345,03 325,96 323,64 320,16 317,26

750,4787,98 767,97

798,04 792,36 783,84 776,74

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900


bls

meses


48




369,6 354,02 345,03 325,96 323,64 320,16 317,26

750,4787,98 767,97

798,04 792,36 783,84 776,74

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900


bls

meses


49

CAPITULO IV

4. ANALISIS DE RESULTADOS

4.1 CALCULOS DE PRODUCCION DE AGUA DE FORMACION

4.1.2 INGRESOS

El valor del ingreso se obtuvo de multiplicar 40.80 dólares del barril de

petróleo a mediados del mes de agosto del 2015 (www.bce.fin.ec.), por el

número de barriles que produce el pozo en cada mes. Además de multiplicar

3.21 dólares (OSS Services) que es el costo estimado de reinyección de

agua. por la compañía, cuando el agua sale a superficie. por los barriles de

agua que se quedan en subsuelo, porque esto representa un ahorro para la

compañía al no tener que reinyectar el agua que normalmente salía a

superficie.

Se considera que el primer mes en el que se interviene el pozo no producirá.

los resultados de la implementación empezará a principios del segundo mes.

Para los barriles que se van a producir por mes se estima una declinación de

la producción del 7.6% anual equivalente a 0.633% mensual. En tanto que

para obtener los caudales se realizó en función de la ecuación para la

declinación exponencial.

𝑞1 ∗ 𝑒−𝐷∗𝑡 (Villacres, 2007) [Ec 1]

Dónde:

q=caudal esperado a cierto periodo de tiempo

q1=caudal inicial

D=porcentaje de declinación del campo anual

http://www.bce.fin.ec/

50

T=tiempo al que se desea calcular el nuevo caudal

También se estima el tiempo de vida útil de las bombas que intervienen en el

hidrociclón de 8 meses, teniendo que cambiar el hidrociclón en el mes 9

durante el tiempo de evaluación económica.

A continuación se muestra los cálculos de los ingresos obtenidos en los

pozos seleccionados:

Tabla 14. Ingresos mensuales del pozo VHR 11

Mes

Numero de pozos

produciendo por mes

Barriles de agua

reinyectados

Barriles de agua de

formación no

producidos por mes (BAPM)

Producción diaria

Producción mensual

Ahorro

(BAPD) (BPPD) (BPPM) por mes

(USD)M*3.21

1 1 0 0 0 0 0

2 1 646.16 19 384 322 9 660 456 350.64

3 1 534.40 16 032.00 266.31 7989.30 377 426.16

4 1 414.86 12 445.80 206.74 6 202.20 293 000.77

5 1 302.30 9 069.00 150.65 4 519.50 213 507.09

6 1 220.28 6 608.40 103.04 3 091.32 147 338.82

7 1 97.61 2 928.30 100.00 3 000.00 131 799.84

8 1 58.83 1 764.90 102.00 3 060.00 130 513.32


Se ha comenzado los cálculos con el pozo VHR 11, porque presentan un

margen de ingresos altos pero se va a tener en lo posterior márgenes altos

de recuperación de capital y lograr reducir una gran cantidad de agua de

formación

51


Mes

Numero de pozos

produciendo por mes

Barriles de agua

reinyectados

Barriles de agua de

formación no


Producción diaria

Producción mensual

Ahorro


(USD)M*3.21

1 1 0 0 0 0 0

2 1 195.2 5 856 630 18 900 789 917.76

3 1 161.44 4 843.16 521.04 15 631.09 653 295.03

4 1 125.33 3 759.80 404.49 12 134.61 507 161.17

5 1 91.33 2 739.75 294.75 8 842.43 369 565.81

6 1 62.47 1 873.98 201.61 6 048.21 252 782.35

7 1 40.11 1 203.18 129.44 3 883.21 162 297.14

8 1 24.17 725.11 78.01 2 340.26 97 810.20


En el caso de VHR 4, tenemos una reinyección de agua y petróleo baja por

lo cual no va a representar la inversión en este pozo para el diseño del

hidrociclón.


Mes

Numero de pozos

produciendo por mes

Barriles de agua

reinyectados

Barriles de agua de

formación no


Producción diaria

Producción mensual

Ahorro


(USD)M*3.21

1 1 0 0 0 0 0

2 1 315.7 9 471 301 9 030 398 825.91

3 1 261.10 7 832.91 248.94 7 468.19 329 845.712

4 1 202.69 6 080.79 193.25 5 797.65 256 063.384

5 1 147.70 4 431.04 140.82 4 224.72 186 592.11

6 1 101.03 3 030.82 96.32 2 889.70 127 628.667

7 1 64.86 1 945.92 92.00 2 760.00 118 854.401

8 1 39.09 1 172.73 91.00 2 730.00 115 148.464


52

En el caso del pozo VHR 6, encontramos que aun diseñado el hidrociclón del

hidrociclón nuestra que la reinyección de agua va a ser superior a nuestra

producción de petróleo


Mes

Numero de pozos

produciendo por mes

Barriles de agua

reinyectados

Barriles de agua de

formación no

producidos por mes (bapm)

Producción diaria

Producción mensual

Ahorro


(USD)M*3.21

1 1 0 0 0 0 0

2 1 214.5 6 435 199 5 970 281 711.7

3 1 177.40 5322.01 164.58 4 937.44 232 987.36

4 1 137.72 4 131.55 127.77 3 833.00 180 871.02

5 1 100.35 3 010.64 93.10 2 793.09 131 799.81

6 1 68.64 2 059.27 96.00 2 880.00 93 263.04

7 1 66.00 1 980.00 120.00 3 600.00 92 340.00

8 1 65.00 1 950.00 90.00 2 700.00 88 227.00


En el pozo VHR 13, encontramos que los primeros meses vamos a contar

con buenos ingresos y una baja leve de producción diaria y de reinyección

de agua

53


Mes

Numero de pozos

produciendo por mes

Barriles de agua

reinyectados

Barriles de agua de

formación no


Producción diaria

Producción mensual

Ahorro


(USD)M*3.21

1 1 0 0 0 0 0

2 1 359.6 10 788 103 3 090 450 069.3

3 1 297.404 8 922.127 85.185 2 555.559 372 226.139

4 1 230.879 6 926.360 66.130 1 983.913 288 963.843

5 1 168.240 5047.204 48.189 1 445.667 210 566.511

6 1 115.076 3 452.278 32.961 988.834 144 027.114

7 1 73.884 2 216.511 21.162 634.874 92 471.600

8 1 70.000 2 100.000 12.754 382.614 86 908.191


En el campo de VHR 20, encontramos que la producción de petróleo desde

un inicio es muy baja pero cabe mencionar que la reinyección de agua es

tres veces superior a la producción de petróleo

4.1.3 EGRESOS.

Los egresos se calculan en relación a las siguientes consideraciones:

Costo de implementación del hidrociclón tres veces al valor de

un hidrociclón convencional de bombeo electrosumergible.

Costo operativo para el tiempo de vida del proyecto es de

10. 032 𝑈𝑆𝐷

𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙. Valor estimado por la compañía Petroamazonas

EP 2014

54

Costo de 3.21 dólares por barril de agua que exceden la

cantidad de petróleo que se produce.

Costo de alquiler de generadores de 500 KW /74 000USD.

valor emitido por la compañía

Costo de cambio del equipo a instalar en el décimo primer mes

del periodo de evaluación económica.

El precio de crudo puede subir o bajar. dependiendo de las

condiciones de oferta y demanda del mercado internacional.

El precio del barril de petróleo se estableció en 40.80

USD/Barril (Dato tomado de vwww.bce.fin.ec).

Se estiman contingencias ±25%

Se detalla a continuación los costos de cada uno de los servicios que se

necesita para el diseño del hidrociclón en cada uno de los pozos

seleccionados para este estudio, además se muestran los costos estimados

e individuales de cada actividad y el costo total de diseñar el hidrociclón de

separación agua petróleo en el fondo de pozo.

55

Tabla 19. Cálculo de la inversión total para la implentacion de un Hidrociclón

COSTOS CEMENTACION FORZADA

Compañía Servicio Gasto

Xx Squeeze 172420.1 USD

COSTOS DE REGISTRO DE DISPARO

Xx Cañones 41 476.9 USD

COSTOS DE PRUEBAS DE CAUDALES MÚLTIPLES

Xx Pruebas de Admisión 38 634 USD

COSTOS DE EVALUACIONES AL POZO

Xx Build Up 25 000 USD

COSTOS DE MOLER CIBP

Xx Taladro de

reacondicionamiento.

19 134 USD

EVALUACIONES AL

POZO

COSTOS DE INSTALACIÓN DEL HIDROCICLÓN

Xx Movimiento de la Torre 7 000 USD

Xx Trabajo de la torre(30

días)

64 823 USD

Xx Supervisión y Transporte 23 422 USD

Xx Químicos 25 336 USD

Xx Equipo de Subsuelo y

Superficie

50 000 USD

Xx Supervisión e Instalación 2 630 USD

Xx Unidad de Bombeo 17 340 USD

56

COSTOS DE INSTALACIÓN DEL HIDROCICLÓN

Xx Unidad de Bombeo +

cemento

38 456 USD

Xx Unidad de Cable eléctrico 33 453 USD

Xx Unidad de Wireline 6 346 USD

Xx Contingencias 54 753.9 USD

Xx Movimiento de la Torre 7 000 USD

Xx Trabajo de la torre(30

días)

116 528 USD

INVERSIÓN TOTAL 743 752.9 USD

Nota. (Xx por cuestiones de costos y competitividad de servicios petroleros

se reserva el derecho del nombre.)

El costo del diseño del equipo de subsuelo y superficie, la realización de

cementaciones forzadas en las zonas receptoras del agua de formación,

punzonamiento de las zonas receptoras de agua evaluación de la zona de

reinyección las cuales estiman pruebas de ratas múltiples, pruebas BUP.

perforación de CIBP o de collar flotador. Se estima que este costo es de dos

a tres veces el costo de diseñar un hidrociclón convencional de bombeo

electrosumergible.

57

Tabla 20. Egresos mensuales del pozo VHR 11

Mes Inversión Inicial (USD)

Barriles de agua

excedente (BAPM)

Producción mensual (BPPM)

Costos operativos

10.032$/bbl (operativo)+ 3.21 $/bbl

(excedente) (USD)

Costo por Alquiler de

energía eléctrica (USD)

Egresos por mes (USD)

1 743 752.9 0 0 0 0 743 752.9

2 0 0 9 660 96 909.12 74 000 170 909.1

3 0 0 7 989.3 80 148.66 74 000 154 148.6

4 0 0 6 202.2 62 220.47 74 000 136 220.4

5 0 0 4 519.5 45 339.62 74 000 119 339.6

6 0 0 3 091.32 31 012.12 74 000 10 5012.1

7 0 0 1 984.68 19 910.31 74 000 93 910.31

8 0 0 1 196.1 11 999.28 74 000 85 999.28


Se procedió a realizar los egresos correspondientes para cada pozo con una

inversión inicial de USD 743 752.9 con la cual representaría nuestro primer

mes para en los posteriores meses continuar con los cálculos, tomamos en

cuenta las producciones de los ocho primeros meses del presente año

adicionalmente necesitamos multiplicar nuestra producción por el costo del

barril de petróleo y por el costo del excedente. Finalmente el resultado

obtenido multiplicamos por nuestro costo de alquiler de energía eléctrica

para obtener nuestro egreso total de nuestro pozo

58


Mes Inversión

Inicial (USD)

Barriles de agua

excedente (BAPM)


Costos operativos 10.032$/bbl (operativo)+ 3.21 $/bbl

(excedente) (USD)

Costo por

Alquiler de


Egresos por mes

(USD)

1 743 752.9 0 0 0 0 743 752.9

2 0 0 7 410 74 337.12 74 000 148 337.12

3 0 0 6 128.38 61 479.91 74 000 135 479.91

4 0 0 4 757.54 47 727.64 74 000 121 727.64

5 0 0 3 466.79 34 778.84 74 000 108 778.84

6 0 0 2 371.28 23 788.68 74 000 97 788.68

7 0 0 1 522.46 15 273.32 74 000 89 273.32

8 0 0 917.53 9 204.66 74 000 83 204.66










59


Mes Inversión

Inicial (USD)

Barriles de agua

excedente (BAPM)


Costos operativos 10.032$/bbl (operativo)+ 3.21 $/bbl

(excedente) (USD)

Costo por

Alquiler de



1 743 752.9 0 0 0 0 743752.9

2 0 0 9 030 90 588.96 74 000 164 588.96

3 0 0 7 468.19 74 920.88 74 000 148 920.88

4 0 0 5 797.65 58 162.02 74 000 132 162.02

5 0 0 4 224.72 42 382.39 74 000 116 382.39

6 0 0 2 889.7 28 989.47 74 000 102 989.47

7 0 0 1 855.31 18 612.47 74 000 92 612.47

8 0 0 1 118.12 11 216.98 74 000 85 216.98










60


Mes Inversión

Inicial (USD)

Barriles de agua

excedente (BAPM)

Producci-ón

mensual (BPPM)

Costos operativos 10.032$/bbl(operativo)+ 3.21 $/bbl(excedente)

(USD)

Costo por

Alquiler de



1 743 752.9 0 0 0 0 743 752.9

2 0 0 5 970.00 59 891.04 74 000 133 891.04

3 0 0 4 937.44 49 532.40 74 000 123 532.40

4 0 0 3 833.00 38 452.66 74 000 112 452.66

5 0 0 2 793.09 28 020.28 74 000 102 020.28

6 0 0 1 910.47 19 165.84 74 000 93 165.84

7 0 0 1 226.60 12 305.25 74 000 86 305.25

8 0 0 739.22 7 415.86 74 000 81 415.86










61


Mes Inversión

Inicial (USD)

Barriles de agua

excedente (BAPM)


Costos operativos 10.032$/bbl(operativo)+3.21 $/bbl(excedente)

(USD)

Costo por

Alquiler de



1 743 752.9 0 0 0 0 743 752.9

2 0 0 3 090.00 30 998.88 74 000 104 998.88

3 0 0 2 555.56 25 637.37 74 000 99 637.37

4 0 0 1 983.91 19 902.62 74 000 93 902.62

5 0 0 1 445.67 14 502.93 74 000 88 502.93

6 0 0 988.83 9 919.98 74 000 83 919.98

7 0 0 634.87 6 369.06 74 000 80 369.06

8 0 0 382.61 3 838.38 74 000 77 838.38









para obtener nuestro egreso total de nuestro pozo.

62

4.1.4 VALOR ACTUAL NETO. TASA INTERNA DE RETORNO Y TIEMPO

DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN.

Tabla 25. Ahorros acumulados del pozo VHR 4

M

e

s

Ingresos

(USD)

Egresos

(USD)

Flujo de

Caja

Ingresos

actualiza

-dos

(USD)

Egresos

actualiza-

dos

(USD)

Flujo de

caja

actualiza-

dos

(USD)

Ingresos

Acumula-

dos

(USD) (USD)

1 0 743 752.9 - 743 752.9 0.00 743 752.9 - 743 752.9 0.00

2 789 917.76 148 337.1 641 580.64 7 899.18 1 483.37 6 415.81 797 816.94

3 653 295.03 135 479.9 517 815.12 6 532.95 1 354.80 5 178.15 659 827.98

4 507 161.17 121 727.6 385 433.53 5 071.61 1 217.28 3 854.34 512 232.78

5 369 565.81 108 778.8 260 786.98 3 695.66 1 087.79 2 607.87 373 261.47

6 252 782.35 97 788.68 154 993.67 2 527.82 977.89 1549.94 255 310.17

7 162 297.14 89 273.31 73 023.82 1 622.97 892.73 730.24 163 920.11

8 97 810.20 83 204.66 14 605.54 978.10 832.05 146.06 98 788.30


63


Me s

Ingresos (USD)

Egresos (USD)

Flujo de Caja

Ingresos actualiza

-dos ( USD)

Egresos actualiza-

dos (USD)

Flujo de caja

actualizados

(USD)

Ingresos Acumula-

dos (USD)

(USD)

1 0.00 743 752.9 -743 752.9 0.00 743 752.9 743 752.9 0.00

2 398 825.91 164 588.96 234 236.9 3 988.26 1 645.89 2 342.37 402 814.17

3 329 845.71 148 920.88 180 924.8 3 298.46 1 489.21 1 809.25 333 144.17

4 256 063.38 132 162.02 123 901.3 2 560.63 1 321.62 1 239.01 258 624.02

5 186 592.11 116 382.39 70 209.72 1 865.92 1 163.82 702.10 188 458.03

6 127 628.66 102 989.47 24 639.20 1 276.29 1 029.89 246.39 128 904.95

7 118 854.40 92 612.47 26 241.93 1 188.54 926.12 262.42 120 042.94

8 115 148.46 85 216.98 29 931.48 1 151.48 852.17 299.31 116 299.95



Mes

Ingresos (USD)

Egresos (USD)

Flujo de Caja

Ingresos actualiza

dos (USD)

Egresos actualizados (USD)

Flujo de caja

actualizados (USD)

Ingresos Acumulado

s (USD)

(USD)

1 0.00 743 752.9 -743 752.9 0.00 743 752.9 743 752.9 0.00

2 456 350.64 170 909.12 285 441.5 45 63.51 1 709.09 2 854.42 460 914.15

3 377 426.16 154 148.66 223 277.5 3 774.26 1 541.49 2 232.78 381 200.42

4 293 000.78 136 220.47 156 780.3 2 930.01 1 362.20 1 567.80 295 930.79

5 213 507.09 119 339.62 94 167.47 2 135.07 1 193.40 941.67 215 642.16

6 147 338.82 105 012.12 42 326.70 1 473.39 1 050.12 423.27 148 812.21

7 131 799.84 93 910.31 37 889.53 1 318.00 939.10 378.90 133 117.84

8 130 513.33 85 999.28 44 514.05 1 305.13 859.99 445.14 131 818.46


64


Me s

Ingresos (USD)

Egresos (USD)

Flujo de Caja

Ingresos actualiza

dos (USD)

Egresos actualiza-dos (USD)

Flujo de caja

actualiza-dos (USD)

Ingresos Acumula-

dos (USD)

(USD)

1 0.00 743 752.9 -743 752.9 0.00 743 752.9 -743 752.9 0.00

2 281 711.7 133 891.04 147 820.6 2 817.12 1 338.91 1 478.21 284 528.82

3 232 987.36 123 532.4 109 454.9 2 329.87 1 235.32 1 094.55 235 317.23

4 180 871.02 112 452.66 68 418.36 1 808.71 1 124.53 684.18 182 679.73

5 131 799.81 102 020.28 29 779.53 1 318.00 1 020.20 297.80 133 117.81

6 93 263.04 93 165.84 97.20 932.63 931.66 0.97 94 195.67

7 92 340 86 305.25 6 034.75 923.40 863.05 60.35 93 263.40

8 88 227 81 415.86 6 811.14 882.27 814.16 68.11 89 109.27



Me s

Ingresos (USD)

Egresos (USD)

Flujo de Caja

Ingresos

actualizados

( USD)

Egresos actualizad

os ( USD)

Flujo de caja

actualizados

(USD)

Ingresos Acumulado

s (USD) (USD)

1 0.00 743 752.9 - 743 752.9 0.00 743 752.9 -743 752.9 0.00

2 450 069.3 104 998.8 345 070.42 4 500.6 1 049.99 3 450.70 454 569.99

3 372 226.139 99 637.37 272 588.77 3 722.2 996.37 2 725.89 375 948.40

4 288 963.843 93 902.62 195 061.22 2 889.6 939.03 1 950.61 291 853.48

5 210 566.511 88 502.93 122 063.58 2 105.6 885.03 1 220.64 212 672.18

6 144 027.114 83 919.98 60 107.13 1 440.2 839.20 601.07 1454 67.39

7 92 471.6 80 369.06 12 102.54 924.72 803.69 121.03 93 396.32

8 86 908.1906 77 838.38 9 069.81 869.08 778.38 90.70 87 777.27


65

Se estima que un proyecto es económicamente rentable cuando:

El valor actual neto (V.A.N) es mayor que cero

La tasa interna de retorno (TIR) es mayor que la tasa de actualización

El valor actual neto es igual a la suma de los flujos de caja

actualizados de cada mes. mientras que la tasa interna de retorno es

la tasa de rendimiento por periodo con la cual la totalidad de los

beneficios actualizados son exactamente iguales a los desembolsos

expresados en moneda actual.

La tasa de actualización mensual es el 1% (Valor sugerido por la

Coordinación de Ingeniería de Petróleos. Gerencia de Exploración y

Producción. Víctor Hugo Rúales.)

No interviene los impuestos fiscales por lo que no se considera la

depreciación contable de los equipos.

Pozos seleccionados en el campo Víctor Hugo Rúales: VHR 04. VHR

06. VHR 11. VHR 13 y VHR 20 La inversión del proyecto es de USD

743 752.9 y una tasa de descuento (TD) de 10%:

4.1.4.1 Calculo del VAN

Pozo VHR 04

𝑉𝐴𝑁 = ∑𝐹𝑛

(1+𝑖)

𝑛𝑇=0 [Ec 2]

66

VAN = 0 / (1 + 0.1)1 + 797816.94 / (1 + 0.1)2 + 659827.98 / (1 + 0.1)3 +

512232.78 / (1 + 0.1)4 + 373261.47 / (1 + 0.1)5 +255310.17 / (1 + 0.1)6

+163920.11/ (1 + 0.1)7 +98788.30 / (1 + 0.1)8 – 743752.9

VAN = 1267284.69

Pozo VHR 06


(1 + 𝑖)

𝑛

𝑇=0

VAN = 321 728.09

Pozo VHR 11


(1 + 𝑖)

𝑛

𝑇=0

VAN = 473 396.32

Pozo VHR 13


(1 + 𝑖)

𝑛

𝑇=0

VAN = 18 220.6

67

Pozo VHR 20


(1 + 𝑖)

𝑛

𝑇=0

VAN = 416 761.29

4.1.4.2 Tasa interna de retorno (TIR)

La TIR es la tasa de descuento (TD) de un proyecto de inversión que permite

que el Beneficio Neto Actualizado (BNA) sea igual a la inversión (VAN igual

a 0). La Tasa Interna de Retorno (TIR) es la máxima tasa de descuento (TD)

que puede tener un proyecto para que sea rentable. pues una mayor tasa

ocasionaría que el BNA sea menor que la inversión (VAN menor que 0).

Entonces para hallar la Tasa Interna de Retorno (TIR) se necesitan:

tamaño de inversión.

flujo de caja neto proyectado.

Para hallar la TIR hacemos uso de la fórmula del VAN. sólo que en vez de

hallar el VAN (el cual reemplazamos por 0), estaríamos hallando la tasa de

descuento:

VAN = BNA – Inversión

Pozo VHR 04

𝑇𝐼𝑅 = ∑𝐹𝑛

(1+𝑖)𝑛= 0𝑛

𝑇=0 [Ec 3]

68

0 = 0 / (1 +i)1 + 797816.94 / (1 + i)2 + 659827.98 / (1 + i)3 + 512232.78 / (1 +

i)4 + 373261.47 / (1 + i)5 +255310.17 / (1 + i)6 +163920.11/ (1 +i)7 +98788.30

/ (1 + i)8 – 743752.9

i = 49%

TIR = 49%

Pozo VHR 06

𝑇𝐼𝑅 =∑𝐹𝑛

(1 + 𝑖)𝑛= 0

𝑛

𝑇=0

TIR = 21%

Pozo VHR 11


(1 + 𝑖)𝑛= 0

𝑛

𝑇=0

TIR = 26%

69

Pozo VHR 13


(1 + 𝑖)𝑛= 0

𝑛

𝑇=0

TIR = 11%

Pozo VHR 20


(1 + 𝑖)𝑛= 0

𝑛

𝑇=0

TIR = 25%

70

Tabla 30. Resumen de cálculo de VAN y TIR de los pozos seleccionados

INVERSION

TOTAL

(USD)

NOMBRE DEL

POZO

VALOR ACTUAL NETO

(USD)

TASA INTERNA

RETORNO

(%)

743 752.9

VHR 04

1 267 284.69

49

VHR 06

321 728.09 21

VHR 11

473 396.32

26

VHR 13 18 220.6

11

VHR 20 416 761.29 25


71

CAPITULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

La condición más crítica para el diseño de separación agua-petróleo

en el fondo de los pozos mediante hidrociclones, se relacionan

directamente con sus requerimientos operacionales (caudal. presión.

tamaño de las partículas en suspensión. calidad del agua a la salida

del proceso de filtrado.

En el agua de formación existe la presencia de sólidos disueltos, los

cuales en ciertos casos se precipita y forman incrustaciones que

afectan a la geometría de las superficies internas de las tuberías y

demás elementos de los hidrociclones de tratamiento.

Luego de realizar el análisis económico a los pozos seleccionados. se

determinó que el pozo VHR 04 presenta valores del

VAN=1 267 284.69 usd TIR= 49% con un tiempo de recuperación de

la inversión de 2 meses. resultando la mejor opción con respecto a los

demás pozos seleccionados.

Los resultados obtenidos de VAN y TIR de los pozos seleccionados

presentan una rentabilidad económica moderada para los pozos de

baja producción de petróleo. no así en los pozos de alta producción

de petróleo. en los que esta rentabilidad es más favorable. comparada

con la rentabilidad de un hidrociclón de bombeo electrosumergible.

De la evaluación a los pozos seleccionados: VHR 04, VHR 06,

VHR 11, VHR 13 y VHR 20 indican que las condiciones como: altas

72

producciones de fluido. altos cortes de agua y una zona receptora de

agua de formación son adecuadas para instalar el hidrociclón.

El tiempo de recuperar la inversión aplicando el método de separación

mediante hidrociclón para los cinco pozos seleccionados no supera

los 5 años, por lo que el proyecto a ejecutarse es a corto plazo

totalmente acorde a las necesidades de la Industria hidrocarburífera.

Con el diseño del hidrociclon de separación agua- petróleo en el

fondo de los pozos, reduce las áreas destinadas a la construcción de

plantas de tratamiento de reinyección de agua de formación, tanques

de almacenamiento, líneas de flujo, pozos de reinyección, trabajos de

reacondicionamiento y demás actividades secundarias que alteran a

la fauna y flora .

Maximizar las oportunidades de desarrollar el campo por el ahorro de

costo efectivo que represente implementar tecnologías innovadoras y

por transferir prácticas adecuadas de producción.

La implementación de estas tecnologías en los pozos minimizará las

facilidades de superficie y tomará el agua producida en una cómoda

contribución al desarrollo sustentable de los campos petroleros.

73

5.2 RECOMENDACIONES

Implementar el diseño con el hidrociclón para la separación agua-

petróleo en el pozo VHR 04 en calidad de pozo piloto. porque es el

pozo que cumple con las condiciones requeridas de implementación.

con volumen de agua de formación de 70%. condiciones mecánicas y

de reservorio satisfactorias y alta producción de fluido de 994 BFPD

de los cuales el 70% son barriles de agua y el 30% son barriles de

petróleo.

Simular en el Oil Field Managment (OFM) los pozos que fueron

cerrados por alto contenido de agua de formación, con la finalidad de

implementar el diseño de separación en el fondo del pozo mediante

hidrociclón.

Verificar que la presión con la que se va a reinyectar el agua de

formación, no exceda la presión de la formación receptora del agua

para evitar fracturas innecesarias.

Diseñar un hidrociclon de separación agua petróleo en el fondo de los

pozos, para que trabaje en conjunto con las bombas

electrosumergibles, donde los pozos tengan un volumen de agua de

formación que sobrepase el 70% y la producción mínima de petróleo

sea de 103 bppd.

Realizar estudio técnico-económico para la aplicación del diseño del

hidrociclón de separación agua petróleo en el fondo de los pozos en

todos los campos del Distrito amazónico que son operados por la

Gerencia de Exploración y Producción EP-Petroamazonas.

74

REFERENCIA BIBLIOGRAFICA

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facilidades de produccion del campo VHR. Quito.

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75

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Quito.

Gerencia de Exploración y Producción EP-Petroamazonas (2015).

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Producción Quito.

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reacondicionamiento de pozos. Tesis. Universidad Central del

Ecuador. Quito.

Willhite. P. (1986). Waterflooding. SPE Textbook. Series. volumen 3.

Texas.

77

GLOSARIO

Agua de formación= Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo y

el gas. en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes

concentraciones de sales minerales

0API= Instituto Americano de Petróleo

bapd= barriles de agua por día

bapm= barriles de agua por mes

bfpd= barriles de fluido por día

bipd= barriles de agua inyectados por día

bipm= barriles de agua inyectados por mes

Bls= barriles

Bbl/d= barriles por día

BOP: Válvula especializada. grande. usada para sellar. controlar y

monitorear los pozos de gas y petróleo.

bppd=barriles de petróleo por día

bppm= barriles de petróleo por mes

BSW= base sedimentos contenidos en el agua

78

CASING: Es una tubería de revestimiento de acero que se introduce en el

hoyo y luego se cementa. colocando cemento en el espacio anular entre el

hoyo y la tubería.

D=porcentaje de declinación del campo anual

EWO=esperando Workover

q=caudal esperado a cierto periodo de tiempo

q1=caudal inicial

Sec= secoya

Ata= atacapi

Shu= Shuara

“T”= arena T

“Ti”=arena T inferior

“Ts”=arena T superior

“Ti”= arena T inferior

“U”= arena U

“Ui”= arena U inferior

“Um”= arena U media

79

“Us”=arena U superior

T=tiempo al que se desea calcular el nuevo caudal

TIR= tasa interna de retorno

VAN= valor actual neto

USD= dólares

WO= workover

80

ANEXOS

81

Anexo 1

Figura 23. Diagrama de completación del campo VHR 4


RTE = 885' COMPLETACION INICIAL: 19-Abril-90

GLE = 864' WO # 01: 07-Mar-1993

Altura de la Mesa = 21' WO # 02: 11-Nov-2001

WO # 03: 25-Mar-2012

10 3/4" CASING SUPERFICIAL

CABLE No. 4 J-55, 40.5 LBS/FT, 77 TUBOS

CAPILAR 3/8"

PROTECTORES CANNON = 226

MID JOINT = 232

BANDAS = 60

.. 2512' 10 3/4" ZAPATA GUIA SUPERFICIAL

7" CASING PRODUCCION

C-95, 26 LBS/FT; 272 TUBOS

3 1/2" EUE, N-80, 231 TUBOS CLASE "B"

3 1/2" EUE, CAMISA (ID=2,81")

3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO

3 1/2" EUE, NO-GO (ID=2,75") con std. Valve

3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO

3 1/2" EUE, DESCARGA

DESCARGA PHOENIX, SERIE 540

BOMBA GN-2100 (72 ETAPAS), SERIE 540

SEPARADOR DE GAS, SERIE 540

PROTECTOR (LSBPB), SERIE 540

PROTECTOR (BPBSL), SERIE 540

SENSOR PHOENIX TIPO 1, SERIE 450

7249' 7" CENTRALIZADOR

7298' 2 7/8" EUE ON-OFF CONECTOR Mod. L-10

2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO CORTO

7316' 7" x 2 7/8" HYDROW PAKER ( Weatherford)

Arena "BT" @ 4 dpp 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

7390' - 7404' (14') 2 7/8" EUE, CAMISA (ID=2,31") cerrada

2 7/8" EUE, N-80, 15 TUBOS

Arena "U" sup. @ 5 dpp 7829' 7" x 2 7/8" WH-6 PKER (Weatherford)

7905' - 7920' (15´) 2 7/8" EUE, N-80; (1) TUBO

7920' - 7922 (2') SQZ 2 7/8" EUE, CAMISA (ID=2,31") cerrada

2 7/8" EUE, N-80, 2 TUBOS

7931' 7" x 2 7/8" WH-6 PKER (Weatherford)

Arena "U" m @ 5 dpp 2 7/8" EUE N-80, 1 TUBO

7940' -7954' (14') 2 7/8" EUE, CAMISA (ID=2,31") abierta

7958' - 7968' (10´) 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

Arena "U" inf. @ 2 dpp 8001' 2 7/8" EUE,TAPON CIEGO.

7980' - 7984' (4') SQZ

8239' COLLAR FLOTADOR

8270' 7" ZAPATO GUIA

Realizado por: Franklin Mena / 92390

WO # 03

MOTOR MAXIMUS (188 HP / 2424 V / 47,4 A), SERIE 562

7134'

7169'

VHR-04

7201'

7967'

7864'

7352'

7232'

7214'

7202'

7246'

Cc V

Cc V

Cc V

82

Figura 24 Diagrama de completación del campo VHR 6


PIES

PIES

PIES

E.M.R. = 21,0

R.T.E. = 882,6

G.L.E. = 861,6

DIAGRAMA DE COMPLETACION

VHR-06

WO#06

Cable eléctrico plano # 4 AWG, con capilar 3/8"( 130 protectores Cannon)

10 3/4" CSG SUPERFICIAL3 TUBOS, J-55, 40.5 #/P.

32 TUBOS, H-40, 32,75 #/P.28 TUBOS, J-55, 40.5 #/P

ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 720 SXS DE CEMENTO TIPO "A"

7" CASING PRODUCTOR

3-1/2" EUE, N-80, 9,3 #/P, 223 TUBOS CLASE "B".

3 1/2" EUE, CAMISA DE CIRCULACION (ID = 2,81")

3 1/2" EUE, N-80, 9.3 #/P, 1 TUBO

3 1/2" EUE, NOGO (ID = 2.75)

3 1/2" EUE, N-80, 9.3 #/P, 1 TUBO

BOMBAS DN-1100 (126 ETAPAS), SERIE 400

3 1/2" EUE DESCARGA, SERIE 400


PROTECTOR (LSBPB), SERIE 540

MOTOR 150 HP/ 64,5 A/ 1404 V, SERIE 562

7" CENTRALIZADOR

SENSOR PHOENIX TIPO 0

2008'

7092'

7141'

7153'

7163'

7166'

7203'

Arena "Us" ( 4 DPP )

7937'-7950' (13 )7950'-7954' ( 4' ) SQZ (WO-2)

8115'

8263'

8295'

7" COLLAR FLOTADOR

7" ZAPATO GUIA DE FONDOCEMENTADO CON 800 SXS TIPO "A" + 500 SXS TIPO G

PT (D) 8307'

PT (L) 8298'

COMPLETACION ORIGINAL: 14-JUN-1990W.O. # 02 : 13-ENE-2002W.O. # 03 : 11-FEB-2002W.O. # 04 : 29-SEP-2003W.O. # 05 : 17-OCT-2003W.O. # 06 : 17-DIC-2008

7" CIBP ( COMP Y P. INICIALES )

Arena "BT", (5DPP)

7422' - 7432' ( 10' )

Arena "Ui" ( 5 DPP )

7980' - 8000' (20') SQZ (WO-2)

Arena "Ti" ( 4 DPP )

8146' - 8178' ( 32') SQZ (P.INICIAL)

7500'

7124'

7058'Cc V



PROTECTOR (BPBSL), SERIE 540

7200'

7184'

7" CIBP ( WO#04 )

83



B-RD, K.55, 40.5 LBS/PIE, 52 JUNTAS

2190' 10 3/4" ZAPATO GUIA SUPERFICIAL

800 SXS : TIPO "A" 13,5LPG

200 SXS : TIPO "A" 15,6 LPG

7" CASING DE PRODUCCION

C-95, 26 LBS/PIE, 225 JUNTAS

3-1/2" CAMISA DESLIZABLE (ID=2.81")

3 1/2" EUE ( 1 ) TUBO CLASE "B"

3 1/2 EUE NO-GO CON STD VALVE (ID=2.75")

3 1/2" EUE ( 1 ) TUBO CLASE "B"

3 1/2" EUE DESCARGA

HIDROCICLON


PROTECTOR SERIE 540

PROTECTOR SERIE 540

MOTOR 188 HP/ 2424 VOLTS / 47.4 AMP, SERIE 540

SENSOR PHOENIX XT150 TIPO 1, SERIE 450

7" CENTRALIZADOR

ARENA "M2"

7830' - 7838' (8') @ 5 DPP

7875' 7" CIBP

ARENA "Us" 7880' 7" CIBP

7984' - 7992' (8') @ 5 DPP

7992' - 7996' (4') SQZ (WO# 2)

ARENA "Ui" 7" CIBP

8018' - 8023' (5') @ 5 DPP

8029' - 8042' (13') SQZ (WO- 02)

8080' 7" CIBP

8272' COTD

8290' 7" COLLAR FLOTADOR

8331' 7" ZAPATO GUIA DE FONDO

CEMENTADO 500 SXS TIPO "G" 15,6 LPG

PT(L)= 8350'

PT(D)= 10340'

8010'

7648'

7652'

7625'

7636'

7614'

7617'

7590' BOMBA D1150N (97 ETAPAS), SERIE 400

7599' BOMBA D1150N (164 ETAPAS), SERIE 400

7589'

7556'

7523'

3 1/2" TBG EUE, N-80, 243 TUBOS CLASE "B"

WO # 10: 25-ago-14

10 3/4" CASING SUPERFICIAL

WO # 09: 31-oct-13

05-ago-13

DIF: 22' PIES

GLE: 906' PIES WO # 08:

WO # 07: 09-dic-12

WO # 06: 21-dic-11

RTE: 928' PIES

WO # 10 COMPLETACION ORIGINAL: 02-nov-96

PESO DE SARTA SUBIENDO: 102000

LBS. PESO DE SARTA BAJANDO:

98000 LBS. SE INSTALAN 290

PROTECTORES CANNON Y 290 BANDAS

EN TUBERIA

DESCARGA PHOENIX , SERIE 400

VHR 11

84


DIAGRAMA DE COMPLETACION

VHR-13

W.O. N°7

M.R. = 30'

E.S. = 961'E.M.R. = 991'

8009'

3 1/2" EUE, N-80, 9,3 #/P, 1 TUBO

3 1/2" EUE, N-80, 9,3 #/P, 1 TUBO

3 1/2" EUE,CAMISA (ID =2,81") SSG 0057

MOTOR 150 HP/ 2300 V/ 30.5 A SERIE 562

SENSOR XT150 SERIE 450

PROTECTOR SUPERIOR BPBSL SERIE 450

Cc V

7633'

BOMBA DN1150 (128 ETAPAS) SERIE 400

3 1/2" EUE, N-80, 9.3 #/P, 238 TUBOS ''CLASE B''

ZAPATO GUIA SUPERFICIALCEMENTADO CON 950 SXS CEMENTO TIPO ''A''

10 3/4" CASING SUPERFICIALJ-55, 40.5 #/P, 56 TUBOS

COMPLETACION ORIGINAL: 23-SEP-90W.O. # 04 : 01-JUN-2008W.O. # 05 : 10-FEB-2009W.O. # 06 : 10-OCT-2009W.O. # 07: 13-FEB-2014

DPP5Arena "Us"@

7987' - 7999' ( 12')

3 1/2" EUE, NO-GO (ID =2,75'' )

3 1/2" EUE DESCARGA

SEPARADOR DE GAS SERIE 513

7" CENTRALIZADOR

7576

COLLAR FLOTADOR

ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 600 Sxs, TIPO "G"

PT (D) 8361'

7629'

7595'

7616'

DV-TOOL CEMENTADO CON 750 SXS TIPO ''G''

c

DPP5 Arena "Ui"@

8018' - 8026' ( 8')

DPP5Arena "Ts"@

7510'

7" CIBP ( W.O # 06 )

7588'

PT (L) 8312'

8140' - 8152' ( 12')

8032' - 8037' ( 5')

COTD W.O. # 06

7'' CIBP W.O. # 01

7544'

8280'

8330'

8080'

8073'

7013'

8037' - 8042' ( 5') SQZ WO # 05

7'' CASING DE PRODUCCION C-95, 26 #/P, 178 TUBOS

2551'

MANEJADOR DE GAS SERIE 400

DPP5"@ 2Arena "M

7830' - 7840' ( 10')

7513'

7545'

7575'

7598'

PROTECTOR S/450PROTECTOR INFERIOR BPBSL SERIE 450

QUEDAN EN EL POZO:236 Protectores cannon32 SBandas ene l equipo BEs11 Bandas en el BHA de produccion248 Bandas en la tuberia

7890' 7" CIBP


85



7741´

E.M.R. =

778,5G.L.E. =

W. O. N° 03

VHR-20

815,0

M.R. = 36,5

7772'

7848'

8262'7" COLLAR FLOTADOR

7" ZAPATO GUIA DE FONDO

CEMENTADO CON 420 SXS TIPO "G"

PT (L) 8218'

COMPLETACION ORIGINAL: 10-MARZO-2010 W.O. No. 01 22-JUL-2011W.O. No. 02 31-ENE-2012W.O. No. 03 12-FEB-2013

PT(D) = 8624'PT(L) = 8270'

3 1/2" EUE, CAMISA DESLIZABLE, "ID=2.81"

3 1/2" NO-GO, ID=2.75" CON STD. VALVE

3 1/2" EUE DESCARGA

BOMBA D725N (124 ETAPAS), SERIE 400

PROTECTOR LOWER, SERIE 540

MOTOR 150HP / 2300VOLT / 39.5AMP, SERIE 562

MULTISENSOR ,TIPO, SERIE 450

8181'

COTD

3 1/2" EUE, (1) TUBO


3 1/2" EUE, (1) TUBO

7850'

7859'

3043'

10-3/4" CASING SUPERFICIAL

K-55, 40.5 LB/PIE, 8 RD, 66 TUBOS

10-3/4" ZAPATO GUÍA SUPERFICIAL

CEMENTADO CON 1145 SXS TIPO "A"

7" CASING DE PRODUCCIÓN

C-95, 26 LB/PIE, BTC, 217 TUBOS

7884'

7888'

8025'

27'

ARENA "Us", (5DPP)

7950' - 7960' (10')

7960' - 7964' (4') SQZ (WO 3)

ARENA "Ui", (10DPP)

8003' - 8011' (8') SQZ (WO 3

ARENA "Ti", (5DPP)

8144' - 8150' (6')

8170'

20" CASING CONDUCTOR

J-55, 106 LB/PIE, BTC, 1 TUBO PILOTEADO

34'

3-1/2" EUE N-80, 234 TUBOS CLASE "B"

TAPON 7" CIBP

7805'

7806'

7" CENTRALIZADOR

CABLE PLANO # 4 CON CAPILAR 3/8"

PROTECTORES CANNON 233MID JOINT 235BANDAS 45

PROTECTOR UPPER, SERIE 540

7738

ARENA "BT", (5DPP)

7469' - 7477' (8') SQZ (WO 3)

7480' - 7485' (5') SQZ (WO 3)

7773'

7888'

BOMBA DN1800 (116 ETAPAS), SERIE 400

86

Anexo 2 PROGRAMAS DE REACONDICIONAMIENTO

POZO VHR 04

(W.O. # 06) (12-12-14): CAMBIO DE COMPLETACION POR

COMUNICACIÓN TUBING - CASING

Inician operaciones el 12 diciembre del 2014

Sacan completación sobre equipo BES encuentran sobre y bajo el St.

valve gran cantidad de arena

Sacan BES DN-1100: Giro suave de todo el conjunto. limpio externa e

internamente todos los componentes. sin arrastre de housing. todo el

equipo OK.; Protector: primera cámara con agua. segunda cámara con

aceite trabajado. tercera cámara con aceite limpio; Motor mecánica y

eléctricamente OK; Sensor OK.. recuperan todos los guardacables

Bajan BES REDA – SLB SN-2600

Finalizan operaciones el 01 de enero del 2014

Tabla 31. Programas de reacondicionamiento pozo VHR 04

ARENA BPPD

BFPD

BSW

(%) °API MÉTODO

TIPO DE

BOMBA

“Um” 630

2 736

91 28.1 Producción por Bombeo

Electrosumergible SN-2600


87

POZO VHR 06

(W.O. N° 07) (20–Octubre- 2014): REPUNZONAR “T”. EVALUAR “Ui” y

“T” POR SEPARADO. REDISEÑAR BES

PARA LA MEJOR ZONA

Intentan recuperar BES sin éxito

Bajan BHA de pesca. enganchan pescado sin éxito. sacan. Bajan

tubería punta libre. Suspenden operaciones el 19 de mayo del 2013

Reinician operaciones el 01 de junio del 2014

Bajan BHA de pesca e intentan enganchar pescado por varias

ocasiones sin éxito. Suspenden operaciones el 29 de julio del 2014.

Bajan tubería punta libre

Reinician operaciones el 12 de agosto del 2014

Bajan BHA de pesca en varias ocasiones y recuperan pescado 100%.

(equipo BES)

Muelen CIBP a 9 090 pulgadas. bajan rotando hasta 9 220 pies.

Circulan. Sacan. Bajan BHA de limpieza hasta 9 220 pies.

Con cable eléctrico repunzonan los siguientes intervalos de arena “T”:

9 166 pies – 9 184 pies ( 18 pies ) a 5 DPP y 9 206 pies – 9211 pies (

5 pies ) a 5 disparos por pie (DPP)

Bajan BHA de evaluación y evalúan con elementos la arena “ T “:

TR=3828. bfpd=816. BSW=18%. bppd=669. HE=184. Salinidad=10000

ppm Cl-=Pws=3549. Pws=1336

Bajan completación de fondo y equipo BES 3 P8XH6

Finalizan operaciones el 20 de octubre del 2014

88

Tabla 32. Programas de reacondicionamiento pozo vhr 06

ARENA bppd bfpd BSW

(%) °API MÉTODO

TIPO DE

BOMBA

“BT” 301 752 60 19.5 Producción por Bombeo

Electrosumergible D-1150N


POZO VHR 11

(W.O. Nº 10) (29 - OCTUBRE - 2014) Controlar la producción de agua

de formación. Evaluar “Ui”.

Completar de acuerdo a

resultados. Diseñar BES

Sacan equipo BES en tubería de 3 1/ pulgadas. Equipo Presenta: Bomba

y separador de gas con corrosión en housing. ejes con giro normal. No

existe problema de escala o corrosión. Protector presenta aceite

trabajado.

Bajan BHA de pesca con over shot x 2 ocasiones y luego de varios

intentos enganchan on-off a 9 152 pies. Desasientan packers a 9 186

pies. 9 350 pies y 9 483 pies con 120 000 lbs. Sacan BHA de fondo sale

100%.

Evalúan arena "Ui" con camión bomba al tanque bota: TR=3 049.

bfpd=696. bppd=689. BSW=1%. API=27.4°. THE=110.

Evalúan arena "Ui" con elementos de presión y unidad de bombeo al

tanque bota en locación: TR=492. bfpd=696. bppd=692. BSW=0.5 %.

API=27.4°. THE=127. THE (Con Elementos) =17 hrs. Reversan Jet.

Recuperan elementos de presión a 9134 pies(Cartas. ok: Pwf=1 252 psi).

Cía Schlumberger baja CIBP de 7" con cable eléctrico y asientan a

9 460 pies.

89

Bajan completación de fondo con 2 packers FH en tubería de

3 ½ pulgadas.

Bajan equipo BES : (2) Bombas FC-650 (184+184 etapas); Separador de

gas Serie 513 +manegador de gas (20 etapas); 1 Protector Serie 513;

Motor: 152 HP. 2 325 Volt. 40 Amp; Sensor Centinel; Centralizador.

Realizan empates a 4 335 pies y 7 913 pies.

Realizan prueba de producción de la arena "Ui" a la estación: TR=186.

bfpd=744. bppd=615. BSW=88%. Sal=2 000. THE=6. PC=45.

Amp=31. Volt=2 332. Hz=55. Pwf=2 788.

Finalizan operaciones el 29 de Octubre del 2014 a las 17h00

Tabla 33. Programas de reacondicionamiento pozo vhr 11

ARENA bppd bfpd BSW

(%) °API MÉTODO

TIPO DE

BOMBA

“BT” 332 1098 71 29.1

PRODUCCIÓN POR

BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE

2DN-

1150


POZO VHR 13

( W.O. No. 04 ) (12-Jul-2014): REPUNZONAR ARENAS "Us"

(8 970 pies-8 980pies) (10pies) y "Ui"

(9 057pies-9 067pies)(10pies). ASENTAR

CIBP A 9 071pies. EVALUAR ARENAS

POR SEPARADO. DISEÑAR BES PARA

LA MEJOR ZONA.

Sacan equipo BES REDA. sale una parte del equipo. queda pescado el

separador de gas serie 400. 2 sellos serie 540. motor serie 540. sensor

90

Phoenix. centralizador. Desarman equipo recuperado: bombas con giro

normal y limpias.

Bajan BHA moledor con zapata y wash pipe en tubería de 3 ½ pulgadas

hasta 8 029 pies bombean colchón de ácido (12 bls de HCl al 15%)

muelen y acondicionan cabeza de pescado desde 8 029 pies a 8 031.5

pies. sacan BHA moledor. se recupera separador de gas + adapter .

zapata sale desgastada 40%.

Bajan BHA de pesca hasta 8 035 pies. Trabajan sobre pescado por

varias ocasiones sacan BHA de pesca. no se recupera pescado.

Bajan por dos ocasiones BHA moledor con zapata y wash pipe hasta

8 044 pies muelen parte externa del pescado hasta 8 049 pies.

Bajan BHA de pesca con overshot hasta 8 044pies. Trabajan sobre

cabeza de pescado. sacan BHA de pesca. se recuperan 2 pies del eje del

protector y 1 pie de capilar.

Bajan BHA moledor con zapata y wash pipe hasta 8 046 pies. muelen

parte externa del pescado hasta 8 053 pies. sacan BHA moledor. zapata

sale desgastada 60%

Bajan por tres ocasiones BHA de pesca con die collar hasta 8 046 pies.

maniobran sobre pescado. sacan BHA de pesca. se recuperan 6pies del

protector y 4 pies del tubo capilar.

Bajan BHA moledor con zapata y wash pipe hasta 8 052 pies. muelen

hasta 8 053 pies. sacan BHA moledor.

Bajan BHA de pesca con magneto hasta 8 053 pies. maniobran sobre

pescado. sacan BHA de pesca. solo se recuperan limallas y suciedad.

Bajan bloque impresor hasta 8 053 pies asientan con 4 000 lbs. sacan

bloque impresor. Sale marca bien definida del eje del sello. Bajan BHA de

pesca con die collar hasta 8 053 pies. intentan enganchar pescado. sin

éxito. sacan.

Bajan BHA moledor con zapata y extensión hasta 8 050 pies. circulan en

directa. trabajan con zapata desde 8 053 pies hasta 8 059 pies (6 pies).

baja libre hasta 8 138 pies (pescado cae al fondo). aplican 30 000 lbs de

peso sobre pescado sacan BHA moledor.

91

Cia Petrotech baja por dos ocasiones overshot de 2 ¼ pulgadas en línea

3/16 pulgadas e intenta pescar eje del separador a 8 138 pies. sin éxito.

Herramienta sale golpeada. posible eje arrimado a casing

Bajan BHA de pesca con overshot (una vez) y die collar (una vez) hasta

8 133 pies. maniobran para enganchar pescado a 8 133 pies. sacan BHA

de pesca. no se recupera pescado.

Bajan bloque impresor hasta 8 133 pies asientan con 4 000 lbs. sacan

bloque impresor. Sale marca del eje de 1 3/16 pulgadas a un costado (eje

apoyado al casing). Bajan BHA de pesca con die collar en tubería de

3 ½ pulgadas hasta 8 133 pies. maniobran para enganchar pescado.

sacan BHA de pesca. se recuperan 2 pulgadas de coraza del protector.

Bajan BHA de pesca con tubo de fricción (dos veces) y die collar (una

vez) hasta 8 133 pies. maniobran para enganchar pescado. sacan BHA

de pesca. no se recupera pescado.

Bajan BHA moledor con zapata hasta 8138pies muelen costado del

pescado hasta 8 144 pies. circulan. sacan. Se recupera eje del protector

de 8.8 pies + 1 pies del housing del protector + 2 cojinetes.

Bajan BHA de pesca con die collar hasta 8 145 pies. maniobran para

enganchar pescado. sacan BHA de pesca. recuperan 100% de pescado

( 2 protectores serie 540. motor 150 hp. sensor phoenix y centralizador).

Bajan BHA de pesca con overshot hasta 8 168 pies. intentan enganchar

BHA de fondo sin éxito.

Bajan BHA moledor con junk mill hasta 8 168 pies. muelen hasta

8171pies .Circulan. sacan.

Bajan BHA de pesca con overshot hasta 8 171 pies. intentan enganchar

pescado sin éxito. sacan.

Bajan BHA moledor con zapata y economill hasta 8 171 pies. Cambian de

fluido por gel. muelen cabeza de pescado desde 8 171 pies hasta

8 174 pies y con zapata limpian desde 8 171 pies hasta 8 203 pies.

Circulan. sacan

Bajan BHA de pesca con overshot hasta 8 174 pies intentan enganchar

pescado sin éxito. sacan. Se recuperan pedazos de metal mezclados con

92

escala. Bajan bloque impresor en tubería de 3 ½ pulgadas hasta

8 174 pies. asientan con 3 000 lbs de peso. sacan bloque impresor. sale

marca de cabeza de pescado un poco ovalado a un costado. de

2 5/8 pulgadas de diámetro.

Bajan BHA moledor con zapata. wash pipe y economill hasta 8 174 pies

acondicionan cabeza de pescado por fuera y muelen por dentro de

8 174 pies a 8 178 pies. Circulan. sacan. Economill sale con marca de

tubo de 2 7/8 pulgadas

Bajan BHA de pesca con overshot hasta 8 178 pies. Trabajan para

enganchar pescado. sacan BHA de pesca. recuperan 100 % de la

Completación de fondo

Cia Baker Atlas. baja CIBP y asienta a 9 071 pies y repunzona los

siguientes intervalos:

Arena "Ui": 9 057 pies – 9 067 pies pies (10 pies ) a 5 disparos por pie

(DPP)

Arena "Us": 8 970 pies – 8 980 pies (10 pies) a 5 disparos por pie (DPP)

Evalúan arena "Ui" :

TR= 1 090 bls. bfpd= 600. bppd=246. BSW=59%.TE=40 h.

SAL. =24 750 ppmCl-

Reversan bomba jet. bajan elementos de presión. desplazan jet 10-J.

continúan evaluando arena "Ui": TR= 2207 bls. BFPD= 624. BPPD=406. BSW=35%.TE=84 HRS (44 hrs con elementos) SAL.=24750 ppmCl-

Cierran pozo para Búp por 16 horas.

Reversan bomba jet. recuperan elementos de presión a 8 277 pies

Pwf=1026 psi. Pws= 1 857 psi. desplazan bomba jet 10-J. continúan

evaluando arena "Ui":

TR= 3 011 bls. bfpd= 600. bppd=372. BSW=38%.TE=116 h.

SAL. =24 750 ppmCl-

Reversan bomba jet. controlan pozo. desasientan empacaduras.

sacan BHA de evaluación

93

Bajan BHA de fondo y Bajan equipo BES REDA 3 bombas D475N.

Realizan prueba de rotación de la BES. ok. Realizan prueba de

producción de arena "Ui" con BES D475N a la estación:

bfpd = 768. BSW = 100%. Pc = 60 psi. FREC = 60 Hz.

VOLT F-F = 2543. VOLT F-T = 1 502. AMP = 29. P.INT=1 397. TE =6 h


ARENA bppd bfpd BSW

(%) °API MÉTODO

TIPO DE

BOMBA

“M2” 199 474 58 30.1 Produccion por Bombeo

Electrosumergible DN-1150


POZO VHR 20

(W.O. # 7) (07-ABRIL-2014): REPARAR BOMBA ELECTRICA

SUMERGIBLE

Rig CPEB - 650 inicia operaciones el 28 de febrero del 2014 a las

14h00.

Intentan levantar sarta de 3-1/2 pulgadas sin éxito se tensiona hasta

168 000 lbs. W/L de Cia Dygoil recupera std. Valve de NO-GO de

3-1/2 pulgadas a 8 733 pies. Bajan calibrador de 2.34 pulgadas OD

hasta 8 766 pies. ok (tope de la descarga del equipo BES).

Cia Schlumberger realiza corte químico a 8 750 pies. ok.

Sacan tubería de 3-1/2 pulgadas con cable plano No. 2 y capilar de

3/8 pulgadas (sin equipo BES). Se recupera 278 tubos de

3-1/2 pulgadas + 1 tubo corto de 3-1/2 pulgadas+ 1 tubo cortado de

3-1/2 pulgadas de 15.70 pies' + NO-GO de 3-1/2 pulgadas + Camisa

de 3-1/2 pulgadas.

Bajan BHA de pesca con overshot de 5-3/4 pulgadas en drill pipe de

3-1/2 pulgadas hasta 8 753 pies (tope de pescado). Enganchan

94

pescado. tensionan hasta 180 000 lbs. Sacan. Se recupera tubo de 3-

1/2 pulgadas de 15pies+ descarga de 2-3/8 pulgadas.

Bajan BHA de pesca con overshot de 5-3/4" en drill pipe de 3-1/2"

hasta 8 768pies. Enganchan y tensionan hasta 170 000 lbs. Sacan.

Se recupera la bomba superior DN-1100. con parte superior e inferior

dañadas. Grampa rota por atrapamiento con flat cable.

Bajan BHA de pesca con arpon de 2-7/8pulgadas y tubo corto de

3-1/2 pulgadas (con hueco) en drill pipe de 3-1/2pulgadas hasta 8782

pies (tope de pescado) Sacan. Se recupera un pedazo de flat cable

con protector de +/- 1pie.

Bajan bloque impresor de 6 pulgadas en drill pipe de 3-1/2pulgada

hasta 8 782 pies. Toman impresión con 6 000 lbs. Sacan. Sale con

marca de punta de 1 pulgada (posible guardacable) y leve marca

circular de 4 pulgadas (bomba DN-1100).

Bajan BHA de pesca con overshot de 5-3/4pulgada en drill pipe de

3-1/2 pulgadas hasta 8 782 pies. Enganchan . tensionan hasta

150 000 lbs sin éxito. Sacan. Bajan nuevo BHA de pesca. Enganchan

y tensionan hasta 170 000 lbs. Se recupera bomba inferior. con la

parte superior molida a un costado (cabeza-pescado esta inclinada) y

la inferior sin pernos. Grampa sale rota en 3 partes y el mill control

torcido. Recuperan +/- 1 pie de guardacable.

Bajan BHA de pesca con Die Collar de 6pulgada en drill pipe de

3-1/2 pulgadas hasta 8 821pies. Circulan. Intentan enganchar

pescado sin éxito. Sacan. Bajan bloque impresor de 6 pulgadas drill

pipe de 3-1/2 pulgadas hasta 8 820pies. Toman marca sobre el

pescado con 15 000 lbs. Sacan. No sale ninguna marca (posible

material depositado sobre la cabeza del pescado).

Bajan BHA de pesca con 2 pulgadas a 3 pulgadas Taper tape en drill

pipe de 3-1/2 pulgadas hasta 9 148pies. Intentan enganchar por

varias ocasiones sin éxito. Sacan. Pescado queda en el fondo.

Bajan BHA de evaluación con Ret. Matic de 7 pulgadas de Cia

Petrotech hasta 8 901pies.

95

Desplazan bomba jet 10J de Cia Sertecpet. Inician evaluación de

arenas ¨Usup+inf¨ con unidad MTU de Cia Sertecpet a la estación:

TBR = 973. bfpd = 840. BSW = 78%. bppd = 185. THE = 27.

SALINIDAD = 32 800 ppmcl-

Reversan bomba jet. Cia Dygoil W/L recupera std. Valve desde

8862pies. Ok. Bajan elementos de presión acoplados a std. Valve

TBR = 1 473. bfpd = 480. BSW = 69%. bppd = 149. THE = 44. THE CON

ELEMENTOS = 17. SALINIDAD = 32 800 ppmcl-

Reversan bomba jet. Cia Dygoil W/L recupera elementos de preison.

(Memorias no registran ninguna información) csg-tbg para limpieza

de pozo. Bajan nuevos elementos de presión. Evaluan.

TBR = 1 855. bfpd = 600. BSW = 69%. bppd = 186. THE = 59. HE CON

ELEMENTOS = (17 + 15). SAL. = 32 800 ppmcl-

Cia Dygoil W/L recupera elementos de presión a 8862pies. Carta

buena (Pwf =1 607 psi).

Desplazan bomba jet 10J de Cia Sertecpet. Inician evaluación de

arenas "Usup+inf" con unidad MTU

TBR = 3 087. bfpd = 504. BSW = 49%. bppd = 257. THE = 114.

SALINIDAD = 32 800 ppmcl-

Bajan Equipo BES DN-1100 en tubería de 3-1/2 pulgadas Clase "B".

midiendo. calibrando y probando con 3 000 PSI cada 20 paradas

hasta 8 843 pies.

Realizan prueba de producción de las arenas "Uinf + Usup" a la

estación Shuara.

bfpd = 1 272. BSW = 100%. THE = 6. PC=140 Psi. Pint=1 246 psi. HZ=56.

Amp=30-29-29. Tmot=294 °F

Finalizan operaciones el 07 de abril del 2014 a las 06h00.

96


ARENA bppd bfpd BSW

(%) °API MÉTODO

TIPO DE

BOMBA

“US” 103 570 82 29.3 Producción por Bombeo

Electrosumergible 2DN-1800


97

ANEXO 3 CALCULOS DEL VALOR ACTUAL NETO (VAN)

Pozo VHR 04


(1 + 𝑖)

𝑛

𝑇=0

VAN = 0 / (1 + 0.1)1 + 797816.94 / (1 + 0.1)2 + 659827.98 / (1 + 0.1)3 +

512232.78 / (1 + 0.1)4 + 373261.47 / (1 + 0.1)5 +255310.17 / (1 + 0.1)6

+163920.11/ (1 + 0.1)7 +98788.30 / (1 + 0.1)8 – 743752.9

VAN = 1267284.69

Pozo VHR 06


(1 + 𝑖)

𝑛

𝑇=0

VAN = 0 / (1 + 0.1)1 + 402814.17 / (1 + 0.1)2 + 333144.17 / (1 + 0.1)3 +

258624.02 / (1 + 0.1)4 + 188458.03 / (1 + 0.1)5 +128904.95 / (1 + 0.1)6

+120042.94/ (1 + 0.1)7 +116299.95 / (1 + 0.1)8 – 743752.9

VAN = 321728.09

Pozo VHR 11


(1 + 𝑖)

𝑛

𝑇=0

98

VAN = 0 / (1 + 0.1)1 + 460914.15 / (1 + 0.1)2 + 381200.42 / (1 + 0.1)3 +

295930.79 / (1 + 0.1)4 + 215642.16 / (1 + 0.1)5 +148812.21 / (1 + 0.1)6

+133117.84/ (1 + 0.1)7 +131818.46 / (1 + 0.1)8 – 743752.9

VAN = 473396.32

Pozo VHR 13


(1 + 𝑖)

𝑛

𝑇=0

VAN = 0 / (1 + 0.1)1 + 284528.82 / (1 + 0.1)2 + 235317.23 / (1 + 0.1)3 +

182679.73 / (1 + 0.1)4 + 133117.81 / (1 + 0.1)5 +94195.67 / (1 + 0.1)6

+93263.40/ (1 + 0.1)7 + 89109.27 / (1 + 0.1)8 – 743752.9

VAN = 18220.6

Pozo VHR 20


(1 + 𝑖)

𝑛

𝑇=0

VAN = 0 / (1 + 0.1)1 + 454569.99 / (1 + 0.1)2 + 375948.40 / (1 + 0.1)3 +

291853.48 / (1 + 0.1)4 +212672.18 / (1 + 0.1)5 +145467.39 / (1 + 0.1)6

+93396.32/ (1 + 0.1)7 + 87777.27 / (1 + 0.1)8 – 743752.9

VAN = 416761.29

99

ANEXO 4 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)

Pozo VHR 04


(1 + 𝑖)𝑛= 0

𝑛

𝑇=0

0 = 0 / (1 +i)1 + 797816.94 / (1 + i)2 + 659827.98 / (1 + i)3 + 512232.78 / (1 +

i)4 + 373261.47 / (1 + i)5 +255310.17 / (1 + i)6 +163920.11/ (1 +i)7 +98788.30

/ (1 + i)8 – 743752.9

i = 49%

TIR = 49%

Pozo VHR 06


(1 + 𝑖)𝑛= 0

𝑛

𝑇=0

0 = 0 / (1 + i)1 + 402814.17 / (1 +i)2 + 333144.17 / (1 +i)3 + 258624.02 / (1 +

i)4 + 188458.03 / (1 + i)5 +128904.95 / (1 + i)6 +120042.94/ (1 + i)7

+116299.95 / (1 + i)8 – 743752.9

i = 21%

TIR = 21%

Pozo VHR 11


(1 + 𝑖)𝑛= 0

𝑛

𝑇=0

100

0 = 0 / (1 + i)1 + 460914.15 / (1 + i)2 + 381200.42 / (1 + i)3 + 295930.79 / (1 +

i)4 + 215642.16 / (1 + i)5 +148812.21 / (1 + i)6 +133117.84/ (1 + i)7

+131818.46 / (1 + i)8 – 743752.9

i = 26%

TIR = 26%

Pozo VHR 13


(1 + 𝑖)𝑛= 0

𝑛

𝑇=0

0 = 0 / (1 + i)1 + 284528.82 / (1 + i)2 + 235317.23 / (1 + i)3 + 182679.73 / (1 +

i)4 + 133117.81 / (1 + i)5 +94195.67 / (1 + i)6 +93263.40/ (1 +i)7 + 89109.27 /

(1 + i)8 – 743752.9

i = 11%

TIR = 11%

Pozo VHR 20


(1 + 𝑖)𝑛= 0

𝑛

𝑇=0

0 = 0 / (1 + i)1 + 454569.99 / (1 + i)2 + 375948.40 / (1 +i)3 + 291853.48 / (1 +

i)4 +212672.18 / (1 +i)5 +145467.39 / (1 +i)6 +93396.32/ (1 + i)7 + 87777.27 /

(1 + i)8 – 743752.9

101

i = 25%

TIR = 25%

diseÑo de un hidrociclÓn de separaciÓn agua- …

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