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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y
PETRÓLEOS
FACTIBILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA
DESGASIFICACIÓN DE ANULARES EN POZOS
PRODUCTORES DE PETRÓLEO DEL CAMPO AUCA.
TRABAJO DE TITULACIÓN PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL
TÍTULO DE INGENIERA EN PETRÓLEOS.
OPCIÓN: ESTUDIO DE CASO
VALERIA BELÉN ARMIJOS MEDINA
DIRECTOR: MSc. JAIME GONZÁLEZ MAYA
Quito, Julio 2018
II
DECLARACIÓN
Yo, Valeria Belén Armijos Medina, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido presentado para ningún grado o
calificación profesional alguna; y, que he consultado todas las referencias
bibliográficas incluidas en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual,
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, su reglamento y normativa
institucional vigente.
Valeria Belén Armijos Medina
III
CERTIFICACIÓN
Yo, Jaime González Maya, certifico que el presente trabajo de titulación fue
desarrollado por Valeria Belén Armijos Medina bajo mi supervisión.
MSc. Jaime González Maya
DIRECTOR DEL TRABAJO
IV
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios, por sus infinitas bendiciones día a día, por guiar siempre mis
pasos para lograr cada meta propuesta, especialmente en la culminación de
esta etapa que considero es una de las más importantes.
A mi familia, en especial a mi madre Liz, mi hermano Sebas y mi tía Cheli, por
enseñarme que la vida no es nada fácil y que los sueños, para volverse
realidad, requieren de mucho esfuerzo y dedicación; por apoyarme
constantemente y no dejarme sola ni un sólo día desde que decidí salir de mi
casa, abandonar mi ciudad y cumplir mi sueño.
A Jordy, gracias por no soltarme la mano, por ser mi soporte en mis últimos
años de estudio, brindarme paz y felicidad, y, especialmente, por enseñarme a
luchar por lo que vale la pena tener, muchísimas gracias.
Agradezco a mi director de tesis, Msc. Jaime González, por la asistencia y
colaboración en el desarrollo de este proyecto, a los ingenieros Carlos Reyes,
Byron Fun Sang y todo el equipo de ingeniería Shaya, gracias por compartir
sus conocimientos técnicos, experiencias y consejos de vida que sin duda
alguna los llevaré siempre presente a lo largo de mi vida profesional.
A la Escuela Politécnica Nacional, sobre todo a los docentes de la Carrera de
Ingeniería en Petróleos, que día a día se esfuerzan por contribuir en la
formación de profesionales en excelencia.
A todos mis compañeros y amigos que me acompañaron en este ciclo, sólo por
nombrar algunos: Malú, Karla, Melissa, Ronny, Cristian, Mayra, Gabriel,
Alfonsina, Angy; gracias a todos por haber formado parte de este logro, por
haber hecho de la universidad una etapa de vida muy grata.
Valeria Armijos Medina
V
DEDICATORIA
Dedico este trabajo de titulación principalmente a Dios, por llenarme de
bendiciones para poder culminar con éxito esta etapa de vida.
A mis padres, en especial a mi Liz, porque más que madre, supo ser siempre
mi mejor amiga, mi confidente. Éste también es tu logro, es el reflejo de todo tu
sacrificio, cariño y amor a tu hija.
A mi hermano Sebastian, espero ser un ejemplo de constancia y esfuerzo y
poder verte así mismo triunfar en un futuro.
Valeria Armijos Medina
VI
RESUMEN
Durante la vida productiva de un pozo petrolero, se presentan problemas
debido a diferentes factores que afectan directamente el sistema de bombeo de
fondo, y con ello la producción. Uno de esos factores es la presencia de gas libre
en la sección anular de los pozos. En el presente estudio se realizó el análisis
técnico-económico de factibilidad para la instalación de sistemas unificados de
desgasificación de anulares en los pozos de las plataformas Auca-89 y Chonta
Sur-01, para lo cual se tomó información recopilada a través del sistema de
monitoreo remoto “Zedi” y de las actividades de operación diarias durante un
año.
Cinco pozos fueron seleccionados para este estudio de caso. Los datos
de entrada en el análisis técnico fueron las pruebas de producción en las fechas
donde se evidenció presencia de gas en la sección anular a través del monitoreo.
Para la evaluación económica, se analizaron los indicadores financieros (VAN,
TIR, B/C, PRI), considerando las inversiones realizadas para las instalaciones
de las facilidades y los flujos de caja por mantenimiento, operación y producción.
Como resultado se pudo cuantificar las pérdidas de producción que
ocasiona la presurización del anular en los pozos de estudio y a su vez, pudo
determinarse que el sistema de desgasificación es una solución para recuperar
cerca del total de las pérdidas originadas, siendo su inversión una alternativa
viable para la optimización de producción de petróleo en el campo Auca.
Concluyendo que, para los casos de estudio analizados, la inversión en sistemas
de desgasificación es factible técnica y económicamente.
Palabras clave: factibilidad, desgasificación de anulares, producción, gas libre,
sección anular, monitoreo remoto, análisis técnico-económico, sistema de
desgasificación.
VII
PRESENTACIÓN
Dentro de las operaciones de producción mediante bombeo electro-sumergible,
es común manejar cierta cantidad de gas libre hacia la sección anular de los
pozos, más aún cuando la presión de fondo fluyente (Pwf) está cercana a la
presión de burbujeo (Pb). Sin embargo, la acumulación de este gas puede
generar problemas dentro del funcionamiento normal de la bomba debido a la
variación de los parámetros de operación, como un falso incremento del nivel
dinámico por carga hidrostática. Una de las soluciones planteadas es la
instalación de un sistema unificado de desgasificación de anulares.
Para ello, en el primer capítulo se plantea el problema a resolver y la solución
propuesta en las operaciones de campo, los objetivos, alcance y justificación del
estudio, con la finalidad de introducir al lector a cerca de las circunstancias, los
escenarios y la importancia de abordar el siguiente estudio.
El segundo capítulo aborda por una parte las generalidades del campo Auca:
breve reseña histórica, ubicación, columna estratigráfica, características
litológicas de los reservorios y principales características del crudo; se describen
también las propiedades de los fluidos, el análisis del reservorio mediante el
índice de productividad, el gradiente de presión, así como el bombeo electro-
sumergible, problemas asociados, y los diferentes equipos de fondo y superficie
que componen este sistema.
En el tercer capítulo se detalla la metodología utilizada para la recolección de
información, selección de pozos válidos para el análisis, identificación del
problema mediante el monitoreo remoto y la sistemática a seguir para la
cuantificación de las pérdidas y recuperación de la producción.
El cuarto capítulo involucra los resultados obtenidos a través del análisis técnico
y económico, considerando el historial de producción de los pozos, la recurrencia
de eventos de gasificación y la inversión inicial realizada para la instalación de
estas facilidades.
Por último, en el quinto capítulo se presentan las conclusiones y
recomendaciones obtenidas del estudio realizado.
VIII
CONTENIDO
DECLARACIÓN ................................................................................................. II
CERTIFICACIÓN .............................................................................................. III
AGRADECIMIENTOS ....................................................................................... IV
DEDICATORIA .................................................................................................. V
RESUMEN ........................................................................................................ VI
PRESENTACIÓN ............................................................................................. VII
ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................... XI
ÍNDICE DE FIGURAS ...................................................................................... XII
SIMBOLOGÍA ................................................................................................. XIII
GLOSARIO ..................................................................................................... XV
CAPÍTULO I ....................................................................................................... 1
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................... 1
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema ............................................. 1
1.2. Alcance ..................................................................................................... 3
1.3. Objetivos .................................................................................................. 3
1.3.1. Objetivo General ................................................................................ 3
1.3.2. Objetivos Específicos ......................................................................... 3
1.4. Justificación .............................................................................................. 4
CAPÍTULO II ...................................................................................................... 6
MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 6
2.1. Descripción del Campo Auca ................................................................... 6
2.1.1. Breve Reseña Histórica ..................................................................... 6
2.1.2. Ubicación del Campo ......................................................................... 6
2.1.3. Geología del Campo .......................................................................... 7
2.1.3.1. Columna Estratigráfica ................................................................ 7
2.1.3.2. Características Litológicas de los Reservorios ............................ 8
2.1.3.3. Características del Crudo .......................................................... 10
2.2. Propiedades Físicas de los Fluidos ........................................................ 11
2.2.1. Relación Gas Petróleo ..................................................................... 11
2.2.2. Presión de Burbuja .......................................................................... 12
2.3. Análisis del Reservorio ........................................................................... 12
2.3.1. Índice de Productividad .................................................................... 12
2.4. Gradiente de Presión .............................................................................. 13
IX
2.4.1. Nivel de Fluido ................................................................................. 14
2.4.2. Nivel Estático de Fluido.................................................................... 14
2.4.3. Nivel Dinámico de Fluido ................................................................. 14
2.5. Bombeo Electro-Sumergible ................................................................... 14
2.5.1. Descripción ...................................................................................... 14
2.5.2. Historia de los Sistemas BES .......................................................... 16
2.5.3. Anatomía de un Sistema BES .......................................................... 17
2.5.3.1. Componentes de Superficie ...................................................... 17
2.5.3.2. Componentes de Fondo ............................................................ 19
2.5.4. Problemas en un Sistema BES ........................................................ 22
2.5.5. Solución a Problemas de Instalaciones BES ................................... 23
CAPÍTULO III ................................................................................................... 26
METODOLOGÍA .............................................................................................. 26
3.1. Metodología Cualitativa y Cuantitativa ................................................... 26
3.1.1. Modelado del Proceso ..................................................................... 27
3.2. Recolección de Información ................................................................... 29
3.2.1. Bitácora de Operaciones.................................................................. 29
3.2.2. Plataforma Zedi ................................................................................ 29
3.2.3. Registro de Pruebas de Producción ................................................ 30
3.2.4. Registros de Bacheo ........................................................................ 30
3.2.5. Diagramas Mecánicos de Pozos ...................................................... 31
3.3. Selección de Pozos Válidos Para el Análisis .......................................... 31
3.3.1. Consideraciones .............................................................................. 31
3.3.2. Plataforma Auca - 89 ....................................................................... 32
3.3.3. Plataforma Chonta Sur - 01 ............................................................. 34
3.4. Identificación del Problema .................................................................... 36
3.4.1. Parámetros Operativos Monitoreados Remotamente ...................... 36
3.4.1.1. Presión de Intake (PIP) ............................................................. 37
3.4.1.2. Amperaje ................................................................................... 37
3.4.1.3. Presión de Descarga ................................................................. 37
3.4.1.4. Temperatura del Motor .............................................................. 38
3.4.1.5. Temperatura de Intake .............................................................. 38
3.4.1.6. Frecuencia ................................................................................. 38
3.4.1.7. Vibraciones ................................................................................ 39
3.4.2. Ejemplo de Detección de Presencia de Gas en Anular ................... 39
X
3.5. Pérdidas de Producción y Viabilidad de Desgasificación de Anulares ... 41
CAPÍTULO IV ................................................................................................... 44
ANÁLISIS DE RESULTADOS ......................................................................... 44
4.1. Análisis Técnico ...................................................................................... 44
4.1.1. Plataforma Auca – 89 ...................................................................... 44
4.1.1.1. Historial de Producción.............................................................. 44
4.1.1.2. Sistema de Desgasificación ...................................................... 45
4.1.1.3. Factibilidad de la Desgasificación de Anulares ......................... 46
4.1.1.4. Discusión ................................................................................... 48
4.1.2. Plataforma Chonta Sur – 01 ............................................................. 48
4.1.2.1. Historial de Producción.............................................................. 48
4.1.2.2. Factibilidad de la Desgasificación de Anulares ......................... 52
4.1.2.3. Discusión ................................................................................... 56
4.2. Análisis Económico ................................................................................ 57
4.2.1. Indicadores Financieros ................................................................... 57
4.2.1.1. Valor Actual Neto (VAN) ............................................................ 57
4.2.1.2. Tasa Interna de Retorno (TIR) .................................................. 58
4.2.1.3. Relación Beneficio Costo (B/C) ................................................. 59
4.2.1.4. Período de Recuperación de la Inversión (PRI) ........................ 59
4.2.2. Resultados del Análisis Económico ................................................. 60
4.2.2.1. Plataforma Auca – 89 ................................................................ 60
4.2.2.2. Plataforma Chonta Sur – 01 ...................................................... 62
CAPÍTULO V .................................................................................................... 64
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................... 64
5.1. Conclusiones .......................................................................................... 64
5.2. Recomendaciones .................................................................................. 65
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................ 67
ANEXOS .......................................................................................................... 69
ANEXO A.- Identificación de Presencia de Gas en Sección Anular Mediante
Plataforma Zedi ............................................................................................. 70
ANEXO B.- Diagramas Mecánicos de Pozos de Estudio .............................. 86
ANEXO C.- P&ID Sistema de Desgasificación Plataforma Auca-89 ............. 92
ANEXO D.- Análisis Económico Detallado .................................................... 94
XI
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2. 1. Características del Crudo ....................................................................... 10
Tabla 2. 2. Escala de Valores del Índice de Productividad .................................. 13
Tabla 3. 1. Pozos PAD Auca-89 ............................................................................... 32
Tabla 3. 2. Pozos PAD Chonta Sur-01 .................................................................... 35
Tabla 4. 1. Pruebas de Producción Pozo ACAJ-090 ............................................. 44
Tabla 4. 2. Datos Pozo ACAJ-090 ............................................................................ 45
Tabla 4. 3. Pruebas de Producción Pozo CHSA-002S1 ....................................... 49
Tabla 4. 4. Datos Pozo CHSA-002S1 ...................................................................... 49
Tabla 4. 5. Pruebas de Producción Pozo CHSA-004 ............................................ 50
Tabla 4. 6. Datos Pozo CHSA-004 ........................................................................... 50
Tabla 4. 7. Pruebas de Producción Pozo CHSA-005 ............................................ 50
Tabla 4. 8. Datos Pozo CHSA-005 ........................................................................... 51
Tabla 4. 9. Pruebas de Producción Pozo CHSA-006 ............................................ 51
Tabla 4. 10. Datos Pozo CHSA-006 ......................................................................... 51
Tabla 4. 11. Datos Evaluación Económica PAD Auca-89 .................................... 61
Tabla 4. 12. Resultados Indicadores Financieros PAD Auca-89......................... 61
Tabla 4. 13. Datos Evaluación Económica PAD Chonta Sur-01 ......................... 62
Tabla 4. 14. Resultados Indicadores Financieros PAD Chonta Sur-01 ............. 63
XII
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2. 1. Bloque 61 en mapa catastral petrolero ................................................ 6
Figura 2. 2. Campos Petroleros del Activo Auca ..................................................... 7
Figura 2. 3. Columna Estratigráfica ........................................................................... 8
Figura 2. 4. Relación de solubilidad vs. Presión .................................................... 11
Figura 2. 5. Sistema de Bombeo Electro-Sumergible ........................................... 16
Figura 2. 6. Carta Amperimétrica con Bloqueo de Gas ........................................ 24
Figura 3. 1. Modelado del Proceso .................................................................. 28
Figura 3. 2. Sistemas de Levantamiento Artificial PAD Auca-89 ..................... 33
Figura 3. 3. Pozos Activos PAD Auca-89 ........................................................ 33
Figura 3. 4. Pozos Válidos para Análisis PAD Auca-89 ................................... 34
Figura 3. 5. Sistemas de Levantamiento Artificial PAD Chonta Sur-01 ........... 35
Figura 3. 6. Pozos Válidos para Análisis PAD Chonta Sur-01 ......................... 36
Figura 3. 7. Frecuencia de Onda ..................................................................... 39
Figura 3. 8. Variación de Parámetros en Presencia de Gas en Anular ........... 40
Figura 3. 9. Curvas de Parámetros Operativos en Presencia de Gas en Anular
......................................................................................................................... 40
Figura 4. 1. Diagrama Ejemplo Sistema de Desgasificación ........................... 45
Figura 4. 2. Número de Eventos de Gasificación Pozo ACAJ-090 .................. 46
Figura 4. 3. Pérdidas de Producción PAD Auca-89 ......................................... 47
Figura 4. 4. Recuperación de Producción PAD Auca-89 ................................. 47
Figura 4. 5. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-002S1 ............. 52
Figura 4. 6. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-004 ................. 53
Figura 4. 7. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-005 ................. 53
Figura 4. 8. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-006 ................. 54
Figura 4. 9. Análisis Arenas Productoras PAD Chonta Sur-01 ........................ 54
Figura 4. 10. GOR / Eventos de Gasificación PAD Chonta Sur-01 ................. 55
Figura 4. 11. Pérdidas de Producción PAD Chonta Sur-01 ............................. 55
Figura 4. 12. Recuperación de Producción PAD Chonta Sur-01 ..................... 56
Figura 4. 13. Período de Recuperación de la Inversión PAD Auca-89 ............ 62
Figura 4. 14. Período de Recuperación de la Inversión PAD Auca-89 ............ 63
XIII
SIMBOLOGÍA
SÍMBOLO SIGNIFICADO
Amp Amperaje
B/C Relación Beneficio Costo
BAPD Barriles de agua por día
BBL Barriles
BFPD Barriles de fluido por día
BN Barriles normales
BPPD Barriles de petróleo por día
Db Profundidad de la bomba
Dp Profundidad media de los perforados
FNC Flujo Neto de Caja
Fr Frecuencia
gs Aceleración
Hz Hertzios
Io Inversión inicial
J Índice de productividad
MSCF Miles de pies cúbicos estándar
Pb Presión de burbuja
PCN Pies cúbicos normales
Pd Presión de descarga
PIP Presión de intake
Pr Presión de reservorio
PRI Período de Recuperación de la Inversión
Pwf Presión de fondo fluyente
Q Caudal de petróleo
q Caudal de petróleo
r Tasa de actualización mensual
rpm Revoluciones por Minuto
re Tasa de período equivalente
Rs Relación de solubilidad del gas
Rsb
Relación de solubilidad del gas al punto de
burbuja
XIV
T Temperatura
TIR Tasa Interna de Retorno
Tm Temperatura del motor
USD Dólares
VAN Valor actual neto
ϒg Gravedad del gas
ϒm Gravedad específica de la mezcla
XV
GLOSARIO
American Petroleum Institute (°API): Es una medida de la gravedad específica
del crudo que, a comparación con el agua a iguales temperaturas, precisa cuán
liviano o pesado es el petróleo.
Basic Sediment and Water (BSW): Corresponde a la cantidad de agua libre (no
disuelta) y sedimentos (arena, limo) que contiene el crudo.
Bloqueo por Gas: Existe interferencia de gas cuando hay presencia de gas libre
en el impulsor de la primera etapa restringiendo la eficiencia volumétrica de la
bomba. Se tiene bloqueo por gas (gas locked) cuando el impulsor se llena
completamente de gas, lo que provoca que la bomba deje de generar altura.
Pounds-Force Per Square Inch (PSI): Unidad de presión perteneciente al
sistema anglosajón de unidades.
Reacondicionamiento de Pozos: Proceso mediante el cual se restituye o se
crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento
con la finalidad de facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo, o viceversa.
Relación Gas Petróleo (GOR): Es la relación del gas producido con respecto al
petróleo producido.
Sección Anular del Pozo: Espacio existente entre la tubería de revestimiento
(casing) y la tubería de producción (tubing), donde puede fluir el fluido.
Sistema de Bombeo Electro-Sumergible (BES): Método de levantamiento
artificial considerado uno de lo más efectivos y económicos para levantar
volúmenes considerables de crudos livianos y medianos desde grandes
profundidades; sin embargo, requiere mayor supervisión, análisis y control, a fin
de garantizar un adecuado comportamiento del sistema.
Venteo de Gas: Conocido como quema de gas residual, se realizan
ocasionalmente como medida de liberación de presión cuando hay demasiado
gas en las tuberías. Produce grandes llamas y ruido extremadamente fuerte, lo
que la califica como una operación peligrosa, malgastadora y contaminante.
1
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema
Los equipos de bombeo electro-sumergible son diseñados de acuerdo a una
determinada tasa de líquido y a un nivel dinámico de líquido correspondiente.
Para su correcto funcionamiento, a su vez, se requiere una adecuada
sumergencia de la bomba por debajo de este nivel dinámico. Sin embargo, la
existencia de gas libre presente en las condiciones de succión afecta el
funcionamiento de la bomba electro-sumergible de varias maneras e incluso
puede evitar totalmente la producción de líquido. (Takacs, 2009)
En los pozos caracterizados por relaciones gas-petróleo relativamente altas y
bajas presiones de fondo de pozo, los fluidos producidos pueden contener
algunas cantidades de gas libre si la presión de burbujeo se encuentra por
encima de la presión de fondo fluyente. Las bombas electro-sumergibles son
propensas a problemas operacionales, incluido el fenómeno de cavitación u
obturación por gas en los ambientes de gas libre de gran volumen, lo que acorta
su vida útil. (Von Flatern, Bombas eléctricas sumergibles, 2015)
La cavitación, definida como el proceso de formación de una fase gaseosa en
líquido cuando se reduce la presión a una temperatura constante, no ocurrirá si
la bomba está diseñada adecuadamente y opera con suficiente presión de
entrada. Sin embargo, de darse el caso, puede dar origen al desgaste de los
componentes de la bomba, afectando significativamente su rendimiento,
capacidad y eficiencia. (Saavedra, 2013)
Por otro lado, cuando existe una cantidad excesiva de gas libre en el fluido
bombeado a la entrada de la bomba, puede presentarse bloqueo por gas debido
a la presencia de gas libre en la bomba electro-sumergible. Para corregir este
problema es necesario descender la bomba en el pozo, o a su vez, extender el
tiempo de inactividad y que la bomba opere por ciclos. En un pozo que tenga
una cantidad excesiva de gas libre, es recomendable mantener una cierta
2
presión de succión para controlar la cantidad que ingresa a la bomba y evitar el
bloqueo por gas; así como también, considerar una unidad con un tamaño más
apropiado. (Espinoza, Garcés, Panta, & Malavé, 2013)
Partiendo del principio operativo de las bombas centrífugas, que cuando el gas
libre ingresa a la succión de la bomba éste deteriora su rendimiento, el equipo
de bombeo electro-sumergible cuenta con un separador de gas que funciona
según el principio de separación gravitacional al forzar el flujo de fluido a cambiar
de dirección y permitir que el gas libre escape al anular del pozo. A medida que
el gas es dirigido hacia el anular, éste se va presurizando, y debido a que no
existen las facilidades para poder transportarlo a superficie, se requiere un
tratamiento especial por parte de los operadores en campo, como programas de
venteo y quema rutinarios. (Takacs, 2009)
Para ello, es importante el continuo monitoreo y evaluación de los parámetros
operativos de la bomba electro-sumergible que permitirá identificar
explícitamente los incrementos de su presión de entrada PIP, lo que indica la
presurización del anular del pozo, haciendo que el gas entre a la bomba, y
provocando así, la interferencia de gas y posterior daño de esta. (Madrid, 2012)
Sin dejar a un lado la integridad del yacimiento, en reservorios subsaturados y
para crudos medianos-pesados, durante todas las etapas de producción, las
continuas variaciones de presión y temperatura que conlleva la presurización de
la sección anular del pozo pueden generar la precipitación de asfaltenos en la
cara de la formación, condición indeseable y altamente costosa. A medida que
se va explotando el reservorio y la presión de fondo va disminuyendo, la
floculación de asfaltenos va incrementando, sin embargo, para mantener la
integridad de la formación, existen métodos de limpieza, como los tratamientos
por bacheo, donde se inyectan solventes, aditivos y químicos comerciales que
previenen la depositación de estos compuestos. (Fuerte, González, Escobar, &
Arango, 2011)
Con la finalidad de evitar problemas posteriores asociados a la presencia de gas
en la sección anular de pozos productores de petróleo del campo Auca, se
realizó la instalación de sistemas unificados de desgasificación de anulares en
las plataformas Auca-89 y Chonta Sur-01 durante los años 2016 y 2017,
3
conformados por un colector donde se interconectan las líneas de gas de todos
los pozos, donde posteriormente el gas es quemado en el mechero.
Estas facilidades no disponen de instrumentación asociada para monitoreo y
control del proceso. Y a su vez, aún no se ha corroborado su beneficio
considerando los parámetros de producción. Es por esto, que existe la necesidad
de evaluar técnica y económicamente las instalaciones realizadas para
desgasificar la sección anular de los pozos, con el fin de cuantificar los resultados
y el impacto generado en la producción; y de ser el caso, generar una
metodología adecuada que pueda ser aplicada en pozos con similares
características.
1.2. Alcance
El presente estudio se limita al uso de la información ya registrada por sensores
del equipo electro-sumergible, de parámetros operativos de la bomba, que
permiten evaluar el problema mencionado. Para este análisis, de una muestra
de veinticinco pozos productores de petróleo, se evaluará los que debido a
problemas por presencia de gas en el anular previamente, fueron seleccionados
para realizar la instalación de un sistema de desgasificación en sus plataformas.
No es parte del alcance el dimensionamiento de la bomba electro-sumergible ni
el diseño de las facilidades en superficie.
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo General
Analizar la factibilidad técnica y económica de la instalación de un sistema de
desgasificación de anulares en pozos productores de petróleo del campo Auca.
1.3.2. Objetivos Específicos
Generar una base de datos de los pozos productores de petróleo del campo
Auca, clasificados según su arena productora, PAD y fecha en la cual se
identificaron los problemas de bloqueo por gas.
4
Identificar las variaciones recurrentes presentadas en los parámetros del equipo
de bombeo electro-sumergible.
Definir las consecuencias de la presurización que genera el gas en el anular.
Evaluar técnicamente los resultados en producción del sistema de
desgasificación de anulares en dieciséis pozos productores de petróleo del
campo Auca.
Realizar una evaluación económica del sistema de desgasificación instalado.
Generar un procedimiento para poder extrapolar la estrategia utilizada en pozos
que lo requieran.
1.4. Justificación
El presente trabajo de titulación pretende utilizar una metodología analítica al
estudiar técnica y económicamente datos reales de pozos seleccionados del
campo Auca, los cuales presentaron bloqueo de gas previo a la instalación del
sistema de desgasificación.
El análisis técnico de los parámetros operativos registrados por el sensor de
fondo del equipo electro-sumergible mediante la plataforma Zedi, permitirá
identificar el problema presente. A su vez, la documentación de actualización
diaria de actividades en campo permitirá diferenciar el problema principal de
otras actividades con similar consecuencia en los parámetros operativos de la
bomba, ahorrando tiempo y recursos.
Mediante una metodología cuantitativa, se realizará una evaluación estadística
de los datos registrados antes y después de la instalación del sistema de
desgasificación, lo que permitirá identificar los posibles problemas o soluciones
en la producción de los pozos. Posteriormente, el análisis económico
comparativo, una vez instalado el sistema de desgasificación, verificará su
desempeño y determinará si fue o no beneficioso confirmando su viabilidad, con
la finalidad de identificar otros pozos con similar problema que puedan ser
candidatos para realizar la adecuación, tomando así acciones preventivas.
5
El presente estudio generará un valioso aporte al área de optimización de la
producción y desarrollo del campo Auca, mediante la evaluación técnica y
económica de los pozos seleccionados, ya que se verificará el beneficio de la
instalación de un sistema de desgasificación en PAD’s donde sus pozos
presenten problemas por presencia de gas en la sección anular.
Así, se buscará tanto evitar pérdidas de producción, como prolongar la vida útil
del equipo de bombeo electro-sumergible, minimizando costos asociados a
trabajos de reacondicionamiento futuros.
De esta manera se garantizará la solución de los problemas por bloqueo de gas
en el campo Auca, en donde se podría asegurar una larga vida útil del equipo
electro-sumergible y una producción estable.
6
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Descripción del Campo Auca
2.1.1. Breve Reseña Histórica
El campo petrolero estatal Auca fue descubierto por la compañía Texaco-Gulf a
partir de la perforación del pozo Auca 1, iniciado el 16 de marzo de 1970 y
completado el 30 de marzo del mismo año. Con 10578 pies de profundidad, el
pozo Auca 1 tuvo una producción de 3072 BPPD de las arenas “Hollín” y “T”, de
31° y 27° API, respectivamente.
La producción inicial del campo en abril de 1975 fue de 6752 BPD. Éste mantuvo
un incremento de producción hasta alcanzar un promedio de 24367 BPD en julio
de 1994, mientras que en los primeros meses del año 2003 produjo alrededor de
16500 BPD. (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004)
2.1.2. Ubicación del Campo
El activo Auca, también denominado Bloque 61, se encuentra ubicado en la
cuenca oriente a 260 kilómetros al este de la ciudad de Quito, en la Parroquia de
Dayuma, Provincia de Orellana, Ecuador. Ver Figura 2.1.
Figura 2. 1. Bloque 61 en mapa catastral petrolero
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Secretaría de Hidrocarburos Ecuador, 2018
7
Aunque se lo conoce como campo Auca, el área petrolera está compuesta por
17 campos que en el 2011 fueron agrupados en el Bloque 61 y pasó a formar
parte de Petroamazonas. Entre estos se encuentran Anaconda, Armadillo, Auca
Central, Boa, Chonta Este, entre otros. Ver Figura 2.2.
Figura 2. 2. Campos Petroleros del Activo Auca
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
2.1.3. Geología del Campo
2.1.3.1. Columna Estratigráfica
La Cuenca Oriente ecuatoriana forma parte de la gran Cuenca Amazónica, y
representa un extraordinario sistema natural desde lo más profundo de su
subsuelo. Como se observa en la Figura 2.3, la columna litoestratigráfica resume
la estratigrafía y los eventos geodinámicos más importantes que se registraron
en el desarrollo de la Cuenca Oriente y sus sistemas petrolíferos. (Baby,
Rivadeneira, & Barragán, 2004)
2%
25%
23%9%
0%3%
12%
6%
1% 6%
1%7% 5%
ANACONDA A CENTRAL AUCA SUR AUCA SUR 1 BOA
CHONTA ESTE CONONACO CULEBRA PITALALA CHONTA SUR/RUMIYACU
ANURA YUCA YULEBRA
8
Figura 2. 3. Columna Estratigráfica
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
2.1.3.2. Características Litológicas de los Reservorios
Los principales reservorios productivos del Campo Auca presentan las
características dadas a continuación:
9
Hollín Inferior
Arenisca masiva de cuarzo de color blanco que presenta granulometría gruesa-
media.
Posee un espesor neto promedio de 26 pies y permeabilidad promedia de 551
mD.
Hollín Superior
Arenisca cuarzosa de grano fino con presencia de material carbonáceo y
contenido alto-medio de glauconita.
Posee una porosidad promedio de 14% con un espesor neto promedio de 17
pies. Su permeabilidad promedio varía entre 150 a 200 mD aproximadamente.
Arenisca “T”
Arenisca cuarzosa de grano fino que posee esporádicas capas de arcilla. En
algunas muestras los poros se encuentran rellenos de illita y caolinita.
Posee una porosidad promedio del 12% y se divide en Arenisca “T Inferior” y
Arenisca “T Superior”, donde ésta última es una arenisca cuarzosa-glauconítica
de grano fino con partes donde presenta fuerte bioturbación.
Las permeabilidades promedio varían de 10 a 450 mD en la Arenisca “T Inferior”
y de 5 a 100 mD en la Arenisca “T Superior”. Así mismo, presentan espesores
netos de 45 y 5 pies respectivamente.
Arenisca “U”
Arenisca limpia masiva de cuarzo que reposa en discordancia sobre las Lutitas
U. Se divide en Arenisca “U Inferior” y Arenisca “U Superior”.
La Arenisca “U Inferior” es una arenisca limpia masiva de cuarzo, de grano fino-
medio, que se encuentra distribuida en estratos delgados. Presenta porosidad
promedio entre 15 y 20% y permeabilidades que varían de 50 a 1500 mD.
10
La Arenisca “U Superior” es una arenisca glauconítica masiva de cuarzo, de
grano fino y con importante bioturbación, se encuentra distribuida en capas
delgadas. Presenta porosidad promedio entre 10 y 18% y permeabilidades que
varían de 30 a 850 mD.
Arenisca Basal Tena
Arenisca de cuarzo redondeada, de grano medio-grueso. Su base se define por
el tope del último banco de areniscas masivas de la arenisca “T”.
Posee una permeabilidad promedio entre 2 a 200 mD y una porosidad promedio
del 19%.
2.1.3.3. Características del Crudo
De acuerdo con la arena productora, el crudo del campo Auca, Bloque 61,
presenta la calidad del crudo en grados API y contenido de azufre indicados a
continuación en la Tabla 2.1.
Tabla 2. 1. Características del Crudo
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
RESERVORIO
Hollín Inferior 27-30
Hollín Superior 27-32
Arenisca "T" 24-29
Arenisca "U" 24-29
Basal Tena 20-22
Pesado < 20 API < 0.50
Mediano 20 - 30 API 0.5 - 1.0
Liviano > 30 API 1.0 - 2.0
> 2.0
1.87
1.07
CALIDAD DEL CRUDO CONTENIDO DE AZUFRE
CALIDAD DEL CRUDO
°API
CONTENIDO DE AZUFRE
(% EN PESO)
1.13
1.13
1.28
11
2.2. Propiedades Físicas de los Fluidos
2.2.1. Relación Gas Petróleo
La solubilidad del gas es definida como la cantidad de gas disuelto que se
encuentra en solución en petróleo crudo, a cualquier condición de presión y
temperatura del reservorio, cuando ambos volúmenes se miden en superficie.
Esta relación depende fundamentalmente del tipo de fluido en el reservorio y del
método de laboratorio para su obtención y medición. Se expresa de la siguiente
forma:
𝑅𝑠 =𝑉𝑜𝑙. 𝑑𝑒 𝐺𝑎𝑠 𝐷𝑖𝑠𝑢𝑒𝑙𝑡𝑜 𝑇𝑟, 𝑃𝑟
𝑉𝑜𝑙. 𝑑𝑒 𝑃𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜; [
𝑃𝐶𝑁
𝐵𝑁]
Para un mismo gas y petróleo dados a una temperatura constante, la cantidad
de gas en solución aumentará proporcionalmente con la presión; así mismo, a
una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuirá a medida que
aumenta la temperatura. (Rivero, 2007)
La Figura 2.4 muestra el comportamiento de una muestra dada a la temperatura
del reservorio.
Figura 2. 4. Relación de solubilidad vs. Presión
Fuente: Rivero, 2007
12
Si se analiza el comportamiento gráfico, se puede concluir que la cantidad de
gas en solución aumenta a medida que aumenta la presión de saturación, hasta
incorporarse completamente a la fase líquida.
Por sobre la presión de saturación, la cantidad de gas en solución se mantendrá
constante. La cantidad de gas existente en el petróleo será siempre la misma a
menos que se inyecte gas.
2.2.2. Presión de Burbuja
Se define como la mayor presión a la cual se libera la primera burbuja de gas del
petróleo. Puede medirse experimentalmente mediante una prueba de expansión
a composición constante.
Dada la ausencia de mediciones experimentales de la presión de burbuja, es
necesario realizar una estimación de ésta a partir de la medición de algunos
parámetros. (Rivero, 2007)
Las correlaciones propuestas para la determinación de la presión de burbuja se
basan esencialmente en la solubilidad del gas, la gravedad del petróleo y la
temperatura. Se tiene:
𝑃𝑏 = 𝑓(𝑅𝑠, ϒ𝑔, °𝐴𝑃𝐼, 𝑇)
2.3. Análisis del Reservorio
2.3.1. Índice de Productividad
El índice de productividad J se define como la medida del potencial del pozo o
su capacidad de producir, y es una propiedad comúnmente medida en los pozos
petroleros. Por definición se tiene:
𝐽 =𝑞
(𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓) (2.1)
Donde:
13
J: Índice de Productividad. [BFPD / psi]
q: Tasa de Producción. [BFPD]
Pr: Presión de Reservorio. [psi]
Pwf: Presión de Fondo Fluyente en el Pozo. [psi]
La presión de fondo estática Pe de un pozo es medida después de un período
de tiempo suficientemente largo en el que el pozo se encuentre cerrado y se
pueda obtener un equilibrio en la presión del yacimiento. Luego de que por un
tiempo determinado el pozo haya producido a una rata estabilizada, se mide la
presión de fondo fluyente Pwf. La rata de flujo es determinada en los tanques de
almacenamiento o a través de mediciones de los separadores o, a su vez, con
medidores de desplazamiento positivo.
En algunos casos, el índice de productividad permanece constante para una
amplia variación de la rata de flujo, por lo que es directamente proporcional a la
presión de fondo diferencial. (Craft & Hawkins, 1968)
En la Tabla 2.2 se puede observar las diferentes escalas de acuerdo a los valores
del índice de productividad.
Tabla 2. 2. Escala de Valores del Índice de Productividad
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
2.4. Gradiente de Presión
Se conoce como gradiente de presión al cambio de presión como una función de
la distancia. Éste puede referirse a tres situaciones: al cambio de presión del
fluido del pozo con respecto a la profundidad, que puede medirse con registros
de producción y permite determinar la densidad del fluido del pozo; al cambio de
ESCALA ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD
Baja Productividad J ≤ 0.5
Productividad Media 0.5 < J < 1.0
Alta Productividad 1.0 < J < 2.0
Excelente Productividad J ≥ 2.0
14
presión de poro con la distancia desde el pozo, calculado a partir de resultados
de análisis de pruebas de pozo; y finalmente, al cambio de presión de poro con
la profundidad, medido mediante pruebas de formación. (Schlumberger Oilfield
Glossary, 2018)
2.4.1. Nivel de Fluido
Distancia o profundidad respecto a superficie, que, en condiciones estáticas,
alcanzará el fluido en un pozo que requiere alguna forma de levantamiento
artificial debido a su incapacidad de producir de forma natural. (Schlumberger
Oilfield Glossary, 2018)
2.4.2. Nivel Estático de Fluido
Se define como el nivel al cual se eleva el fluido en un pozo cuando éste se
encuentra cerrado. La carga hidrostática del fluido será igual a la presión de
fondo del pozo. (Schlumberger Oilfield Glossary, 2018)
2.4.3. Nivel Dinámico de Fluido
También denominado como nivel de fluido de bombeo, se define como el nivel
al cual el nivel de fluido estático desciende en la tubería de producción (tubing)
o en la de revestimiento (casing), cuando el pozo se encuentra en condiciones
de producción. (Schlumberger Oilfield Glossary, 2018)
2.5. Bombeo Electro-Sumergible
2.5.1. Descripción
Alrededor del 90% de los pozos productores de petróleo demandan un sistema
de levantamiento artificial para incrementar la producción cuando el yacimiento
carece de energía suficiente para permitir el flujo de fluidos de forma natural. Uno
15
de los métodos más flexibles y adaptables es el sistema de levantamiento
artificial mediante bombeo electro-sumergible.
El Bombeo Electro-Sumergible es considerado uno de los sistemas de
levantamiento artificial más efectivo y económico para levantar volúmenes
considerables de hidrocarburo desde grandes profundidades.
Comúnmente se aplica en yacimientos con alto corte de agua y baja relación de
solubilidad de gas, incluso se puede aplicar también para crudos altamente
viscosos, pozos gasíferos, pozos con altas temperaturas y de diámetro reducido,
y en pozos con fluidos abrasivos. (Von Flatern, Artificial Lift, 2015)
Dependiendo de las condiciones de cada pozo, el sistema electro-sumergible
posee una amplia gama de variadores y unidades de salida de potencia que
permiten la elevación o disminución de volúmenes producidos.
El motor electro-sumergible ubicado en el fondo, que impulsa la bomba, es
conectado a controles en superficie mediante cables reforzados, sujetos al
exterior de la tubería de producción, que permiten la transmisión de la energía
eléctrica necesaria, así como el manejo de las operaciones del sistema. Ver
Figura 2.5.
Las bombas electro-sumergibles están compuestas por múltiples etapas
centrífugas montadas en serie dentro del motor eléctrico sumergible,
determinadas por características operativas del pozo y su completación. Cada
una de estas etapas posee un impulsor rotativo y difusores estacionarios con la
finalidad de minimizar el daño por corrosión o abrasión. A medida que el fluido
entra en el sistema, específicamente a la primera etapa de la bomba, éste pasa
a través de un impulsor y mediante energía cinética se centrifuga hacia afuera
radialmente. La bomba centrífuga es operada por un motor de inducción que
alcanza velocidades operativas de más de 5000 rpm utilizando un variador de
frecuencia.
Una vez que el fluido sale del impulsor, es forzado a realizar un giro brusco para
ingresar en el difusor, por lo que se va difundiendo mientras pasa por esta
sección; haciendo que la energía cinética antes adquirida se convierta en
presión. Esta presión se eleva constantemente permitiendo que el fluido ingrese
16
a una nueva etapa y se repita el proceso hasta alcanzar la energía necesaria
para llegar a superficie.
El rango de operación de las bombas electro-sumergibles varía entre 100 y
30000 BPD, superando así el rendimiento de otros sistemas de levantamiento
artificial con bomba, como los de bombeo mecánico e hidráulico. (Von Flatern,
Bombas eléctricas sumergibles, 2015)
Figura 2. 5. Sistema de Bombeo Electro-Sumergible
Fuente: Von Flatern, 2015
2.5.2. Historia de los Sistemas BES
La historia de los sistemas de levantamiento artificial está marcada por la
innovación, la continua evolución de herramientas y drásticos rediseños. Es así
17
como en el año 1911, Armais Arutunoff, un ingeniero ruso, a sus cortos 18 años
de edad inventó el primer motor eléctrico que operaba en agua; y a través de
una barrena y una bomba centrífuga instaladas en el motor, inventó la que hoy
conocemos como bomba electro-sumergible. Tiempo después, Arutunoff inmigró
a Estados Unidos de América, lugar donde fundó la Dínamo Eléctrica Rusa de
Arutunoff, futura REDA. (Von Flatern, Bombas eléctricas sumergibles, 2015)
Al transcurso del tiempo se van realizando mejoras en los sistemas de
levantamiento artificial y, particularmente, en las bombas electro-sumergibles,
por lo que, en la actualidad, operan en campos marítimos y terrestres en todo el
mundo con nuevos y mejorados resultados de desempeño y manufactura.
2.5.3. Anatomía de un Sistema BES
Los componentes de un sistema de bombeo electro-sumergible son clasificados
en dos grupos, componentes de fondo y componentes de superficie.
2.5.3.1. Componentes de Superficie
Permiten el manejo de las operaciones del sistema mediante la transmisión de
la energía eléctrica necesaria al motor. Entre estos constan principalmente:
banco de transformadores eléctricos, tablero de control, variador de frecuencia,
caja de venteo y cabezal del pozo; los cuales se describen a continuación.
Banco de Transformadores Eléctricos (SDT)
El equipo de bombeo electro-sumergible opera con voltajes que varían entre 250
y 4000 voltios, por lo que la transformación del voltaje de distribución en la
entrada de los variadores es requerida para un buen desempeño del equipo.
Los transformadores son dispositivos electromagnéticos transmisores de
potencia eléctrica en la modalidad de corriente alterna y son seleccionados
dependiendo del rango de voltaje. Pueden ser monofásicos, bifásicos o
trifásicos. Éstos últimos están llenos de aceite auto-refrigerable, que funciona
como aislante y permite enfriar el transformador. A su vez, son poco comunes,
18
ya que contienen un número considerable de derivaciones en el transformador
secundario. (Escalante, 2015)
Tablero de Control
El tablero de control constituye el comando de instalación del sistema electro-
sumergible. Como función principal tiene la de monitorear y proteger las
operaciones del pozo de problemas que puedan presentarse tanto en fondo
como en superficie, tales como sobrecorriente del motor, desbalanceo de
corriente o excesivo número de arranques del equipo. (Escalante, 2015)
Variador de Frecuencia
Es un controlador del motor que permite que el sistema de bombeo electro-
sumergible trabaje en un amplio rango de frecuencia. Permite generar el cambio
de frecuencia de entrada de 60 Hz a una entre 30 y 90 Hz, lo que produce
cambios en la altura dinámica de fluido y en el caudal sin modificar el equipo de
fondo, todo esto dependiendo de lo que se requiera. La flexibilidad en el bombeo
fue el primordial propósito para la implementación de los variadores de
frecuencia; sin embargo, el arranque suave del equipo, la velocidad controlada
automáticamente, la extensión de su vida útil, entre otros, se han vuelto también
muchos de sus beneficios que permiten una mejora considerable de la eficiencia
total del sistema. (Escalante, 2015)
Caja de Venteo
Llamada caja de conexiones es instalada entre el cabezal del pozo y el tablero
de control previniendo que el gas, que puede viajar a lo largo del cable
superficial, alcance la instalación eléctrica en el tablero y genere problemas. Sus
funciones principales consisten en proporcionar un punto de conexión entre el
cable proveniente del controlador con el del pozo, facilitar un desfogue para el
gas desde el fondo del pozo a través del cable de potencia, y, finalmente, proveer
puntos de prueba accesibles para el control y protección de los equipos de fondo.
19
Cabezal del Pozo
Como parte de las instalaciones de sistemas de bombeo electro-sumergible, los
cabezales de pozo juegan un papel muy importante al mantener control de la
sección anular y soportar el peso del equipo de subsuelo, incluyendo el cable de
potencia, las herramientas de fondo, la tubería de producción, los accesorios,
entre otros.
A su vez, proporcionan un sello fuerte no solo alrededor de la tubería de
producción, sino también alrededor del cable de potencia.
2.5.3.2. Componentes de Fondo
El equipo de fondo se acopla directamente a la tubería de producción. Entre
estos constan: el centralizador, el sensor de fondo, el motor, los protectores, el
separador de gas, el intake, la bomba electro-sumergible y el cable de potencia;
los cuales son descritos a continuación.
Centralizador
El centralizador es comúnmente usado para centrar tanto el motor como la
bomba en pozos ligeramente desviados; a su vez, evita el desgaste del cable por
roces con la tubería de revestimiento o casing.
Esta es una herramienta opcional, donde su uso depende principalmente de la
desviación del pozo, con la finalidad de evitar una excesiva separación respecto
a las paredes del pozo. (Schlumberger Oilfield Glossary, 2018)
Sensor de Fondo
Los sensores de fondo del pozo son dispositivos electrónicos o mecánicos de
aproximadamente 1.5 metros de longitud. Internamente posee un anillo sensor
de presión y se conecta al motor de fondo mediante un cable de alimentación y
otro de señal.
Esta herramienta es capaz de medir diferentes propiedades en el fondo del pozo,
tales como altas presiones, tasa de flujo de fluidos, vibraciones, temperatura,
20
composición, régimen de flujo de fluidos y retención de líquido. Envía las señales
a superficie mediante el cable de potencia del equipo de bombeo electro-
sumergible. (Schlumberger Oilfield Glossary, 2018)
Motor
El motor eléctrico de inducción, también considerado como transformador
giratorio ya que induce corrientes y voltajes en el rotor, es un dispositivo que
transforma la energía eléctrica en mecánica. Los motores utilizados para la
operación de bombas electro-sumergibles son bipolar trifásicos, tipo jaula de
ardilla. Internamente usa aceite mineral refinado con alta rigidez dieléctrica.
Sus rangos de voltaje varían entre 230 y 400 voltios, y su amperaje entre 22 y
19 Amperios, y su potencia es proporcional a su largo y diámetro. Sus
componentes internos están diseñados para resistir temperaturas de hasta 260
°C. Las piezas que componen al motor de inducción son las siguientes:
• Rotor: Engloba el grupo de partes giratorias.
• Estator: Engloba el grupo de partes inmóviles.
Protectores
Los protectores se encuentran ubicados entre la parte superior del motor y la
parte inferior de la bomba, con el objetivo de proteger al motor. Entre sus
funciones se encuentran:
• Permitir la conexión del eje del motor al eje de la bomba.
• Igualar las presiones del pozo y del fluido dieléctrico del motor, evitando así
que los fluidos del pozo puedan infiltrarse en las uniones selladas del motor.
• Compensar la contracción o la expansión del motor debido a efectos de
incremento de temperatura o enfriamiento.
• Salvaguardar al motor de la contaminación por entrada de fluidos del pozo,
lo que puede provocar fallas tempranas del equipo.
• Absorber la carga axial descendente de la bomba, impidiendo que se reflejen
en el motor.
21
Intake
El Intake o sección de admisión de fluidos no es más que la entrada del fluido
que posee la bomba, una sección ranurada convencional que opera como filtro
a un separador de gas.
Separador de Gas
La bomba centrífuga, siendo un dispositivo dinámico, imparte altas velocidades
de rotación al fluido entrante, sin embargo, la cantidad de energía cinética
transmitida al fluido depende principalmente de su densidad. Al ser más denso
que el gas, el líquido recibe una gran cantidad de energía cinética que provoca
el aumento de presión. Por otro lado, el gas sometido a la misma velocidad
rotatoria no puede tener el mismo aumento de presión. Esa es la razón primordial
por el que el fluido ingresado en las bombas centrífugas debe ser libre de gas
para garantizar un funcionamiento confiable y eficiente. (Takacs, 2009)
La existencia de gas libre afecta directamente las operaciones de la bomba
electro-sumergible en diferentes formas. La cavitación puede darse a
velocidades de flujo mayores que causan daños mecánicos en las etapas de la
bomba. Así también, en casos con tasas de producción de gas extremadamente
altas, puede ocurrir bloqueo de gas cuando la bomba, al encontrarse llena de
gas, no realiza ninguna acción de bombeo.
El separador de gas trabaja con el mismo principio operacional de las bombas
centrífugas, donde, si gas libre ingresa a la bomba, éste deteriora su
funcionamiento. Por lo que se hace indispensable en pozos con altos volúmenes
de gas. Se encuentra conectado entre la bomba y los protectores, y direcciona
al gas hacia la sección anular entre la tubería de producción y la tubería de
revestimiento. (Takacs, 2009)
Bomba Electro-Sumergible
Las bombas electro-sumergibles son bombas centrífugas multietapas de
diferentes tamaños y materiales dependiendo del diámetro disponible en la
tubería de producción y los requerimientos del pozo. Los diámetros comunes de
22
estos equipos se distinguen por números de serie, como son 400, 540, 675, entre
otros; indicando el diámetro con el primer dígito. (Escalante, 2015)
El número de etapas de la bomba determina la carga total y la potencia que
requiera. Cada una de sus etapas consiste en un impulsor dinámico y un difusor
estático, y provee, a su vez, una altura diferente de levantamiento del fluido. Las
tasas de flujo de las bombas electro-sumergibles varían en rangos entre 200 y
80000 BPD, sin embargo, cada bomba tiene su rango óptimo de operación.
Cable de Potencia
La energía eléctrica necesaria para el funcionamiento del equipo de bombeo
electro-sumergible es transmitida al motor mediante un cable de potencia que se
extiende desde superficie hasta la conexión del motor. Este cable trabaja a
condiciones extremas y su diámetro depende de la aplicación requerida. Sus
configuraciones varían de planas a redondas, las cuales principalmente ayuda a
eliminar el desbalance de fases. (Escalante, 2015)
2.5.4. Problemas en un Sistema BES
Durante el funcionamiento del equipo electro-sumergible en un pozo, pueden
presentarse algunos problemas debido a diferentes factores.
Las partes más vulnerables a fallas son el motor, los protectores, la bomba y el
cable eléctrico. A continuación, se mencionan algunos de estos problemas, entre
los cuales están los asociados a la presurización de la sección anular del pozo.
(Escalante, 2015)
Motor
El motor es la parte más expuesta a sufrir daños debido a ser el eje principal del
equipo. Puede presentar:
• Excesiva carga de voltaje al motor debido a un desgaste de la bomba.
• Desgaste de la carcasa del motor originado por corrosión.
23
• Corto circuito debido a la filtración de los sellos del protector.
Protectores
Pueden presentar fallas debido a:
• Vibraciones de la bomba.
• Cambios respectivos del ciclaje.
• Excesivos arranques y paros del equipo.
Bomba
Sus razones de falla pueden ser:
• Desgaste del impulsor debido a la presencia de gas libre.
• Taponamiento y desgaste de las etapas por presencia de sedimentos.
• Corrosión.
Cable de Potencia
Puede sufrir daños debido a:
• Mal manejo en la instalación y corrida dentro del pozo.
• Excesiva carga de amperaje generado por la unidad.
• Errores en la centralización.
2.5.5. Solución a Problemas de Instalaciones BES
Como se mencionó anteriormente, el monitoreo de las operaciones de un equipo
de bombeo electro-sumergible ha experimentado continuas evoluciones a lo
largo de los años. Así mismo, los procedimientos de solución de problemas
operativos siguieron la misma tendencia y los primeros métodos simples se han
ido adaptando a los altamente sofisticados existentes actualmente.
Los problemas operativos en un sistema BES suelen generar como resultado
una falla eléctrica. Esta es la principal razón por la cual, un continuo monitoreo
24
de estos parámetros, tales como la corriente eléctrica del motor, es una
herramienta valiosa para preservar la vida útil del equipo de bombeo.
Uno de los métodos para poder controlar la gasificación de la sección anular y
los posibles bloqueos de la bomba por gas, es el monitoreo de la corriente
mediante un amperímetro ubicado en el tablero de control. Éste lee el amperaje
de entrada del motor mediante el uso de un transformador de corriente acoplado
a uno de los conductores del cable eléctrico. La corriente se registra en función
del tiempo en gráficas circulares con una escala adecuada, llamadas también
cartas amperimétricas. (Takacs, 2009)
Se observan tendencias similares a las mostradas en la Figura 2.6 cuando,
debido a la presencia de gas en la sección anular del pozo, el equipo de bombeo
produce considerables volúmenes de gas libre.
Figura 2. 6. Carta Amperimétrica con Bloqueo de Gas
Fuente: Takacs, 2009
Una vez dado el arranque del equipo de bombeo (Sección A de la Figura 2.6), el
nivel de fluido en la sección anular es alto, lo que genera una corriente alta.
Cuando el nivel de fluido disminuye, la corriente del motor se reduce como se
25
muestra en la Sección B. En comparación a las bajas tasas de fluido en la
entrada de la bomba, su diseño se va considerando demasiado grande, por lo
que el nivel del fluido disminuye aún más, haciendo que la corriente del motor
siga decreciendo (Sección C). Debido a la disminución de la presión en el anular,
el gas en solución se libera produciendo fluctuaciones en la rata de bombeo y en
la corriente del motor (Sección D). A medida que el nivel dinámico de fluido se
acerca al intake del equipo de bombeo, la producción cíclica de líquido y gas libre
da como resultado, corrientes de motor erráticamente bajas. Finalmente, como
medida de protección contra daños, cuando la corriente llega a un valor mínimo
determinado, el equipo es apagado automáticamente desde el tablero de control.
(Takacs, 2009)
Se produce una situación de bloqueo de gas si las corrientes de motor en la
Sección D no caen al valor mínimo previamente configurado. Así, el equipo de
bombeo electro-sumergible continúa funcionando con un amperaje reducido
pero constante, y sin que se tenga ninguna producción de fase líquida. Cuando
esto sucede, la bomba se encuentra totalmente bloqueada por gas y el gas libre
ocupa la entrada de la bomba, lo que impide la succión de líquido.
Cuando se observa presencia de gas libre en la bomba mediante los parámetros
leídos por el sensor de fondo, el bloqueo por gas comúnmente es manejado por
los operadores de campo monitoreando la frecuencia del motor. En otros casos
más técnicos, pero a su vez costosos, el bloqueo por gas se puede corregir
descendiendo la bomba en el pozo o extendiendo el tiempo de inactividad y que
la bomba opere por ciclos. A su vez, se recomienda que, para
reacondicionamientos o intervenciones futuras en el pozo, se considere una
unidad con un tamaño más apropiado. En ocasiones también puede ser útil el
uso de un estrangulador de superficie adecuado. (Espinoza, Garcés, Panta, &
Malavé, 2013)
26
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA
3.1. Metodología Cualitativa y Cuantitativa
Existen diversas formas de realizar una investigación científica que permiten una
explicación más comprensiva y explicativa de los fenómenos que son objeto de
estudio. Sin embargo, se desconoce los factores que determinan la inclinación
por utilizar alguna metodología en específico. No obstante, la flexibilidad y la
adaptabilidad de los métodos podría ser la opción más conveniente para dar
solución a los problemas de investigación, utilizar las dos perspectivas
conjuntamente. (Medina, 2001)
Algunos autores entienden como métodos cuantitativos a técnicas
experimentales aleatorias, análisis estadísticos, cuasiexperimentales,
multivariados, estudios de muestra, etc. Se puede decir que estos métodos han
sido desarrollados más directamente a la tarea de verificar teorías. Por otro lado,
entre los métodos cualitativos consideran la etnografía, estudios de caso,
entrevistas a profundidad y observación participativa e investigación-acción; los
cuales fueron deliberadamente desarrollados para la tarea de descubrir o
generar teorías. (Medina, 2001)
Así pues, para la elección de un método se debe tener en cuenta las exigencias
de la situación de la investigación a desarrollar. Es decir, en algunas situaciones
el procedimiento más eficaz será cuantitativo, mientras que, en otras, el mejor
será el método cualitativo. Sin embargo, los métodos y medidas, tanto
cualitativos como cuantitativos, son subjetivos, y el uso combinado de estos
métodos posee tanto ventajas como desventajas.
Entre las ventajas se encuentra que la investigación evaluativa tiene por lo
común propósitos múltiples que deben ser atendidos bajo condiciones más
exigentes, ambos pueden fortalecerse mutuamente. Por otro lado, la
combinación de éstos podría resultar costosa e implicaría más tiempo. Cabe
recalcar que el uso conjunto de dichos métodos es importante cuando se tiene
27
como fin principal, comprobar el proceso, describir el contexto o la explicación
causal. (Medina, 2001)
El método de estudio de caso es una metodología rigurosa que tiene un papel
importante que desempeñar en la investigación y que permite estudiar los
procesos de toma de decisiones y causalidad. Puede incluir, e incluso limitarse
a evidencia cuantitativa. En sí, el contraste que se tiene entre evidencia
cuantitativa y cualitativa no diferencia las diversas estrategias de investigación.
(Yin, 1994)
La estrategia de estudio de caso como forma de investigación no debe
confundirse con la investigación cualitativa, que busca satisfacer tanto el uso de
una observación minuciosa y detallada del tema a investigar, como el intento de
evitar un compromiso previo con cualquier modelo teórico. Los estudios de casos
pueden basarse en cualquier combinación de evidencia cuantitativa y cualitativa.
Además, los estudios de caso no siempre deben incluir observaciones directas
y detalladas como fuente de evidencia. (Yin, 1994)
Para el desarrollo del presente trabajo de investigación, que tiene como
modalidad un estudio de caso, se utiliza un procedimiento combinado; una
metodología cualitativa al estudiar técnicamente datos reales de pozos
seleccionados del campo Auca, y una metodología cuantitativa al realizarse una
evaluación estadística de los datos registrados por el sensor de fondo del equipo
de bombeo electro-sumergible al momento de presentarse los problemas por
presencia de gas en la sección anular de los pozos, y a su vez, en el desarrollo
del análisis económico comparativo una vez instalado el sistema de
desgasificación.
3.1.1. Modelado del Proceso
En la Figura 3.1 se muestra el flujo de procesos a seguir como parte de la
metodología del proyecto.
28
Figura 3. 1. Modelado del Proceso
Elaborado por: Valeria Armijos
29
3.2. Recolección de Información
La información necesaria para llevar a cabo el proyecto fue tomada de las
siguientes fuentes:
• Bitácora de Operaciones
• Plataforma Zedi
• Registro de Pruebas Diarias
• Registros de Bacheo
• Diagramas Mecánicos de Pozos
3.2.1. Bitácora de Operaciones
La Bitácora de Operaciones es un registro foliado y actualizado diariamente de
acuerdo con las operaciones realizadas en cada uno de los pozos del campo
Auca. En él se detalla fecha de registro, nombre del pozo, campo, fecha de
prueba de producción, producción de fluido, producción de petróleo, producción
de agua, %BSW, equipo de bombeo, frecuencia, gravedad API, conexión con
equipo de bombeo, observaciones y notas importantes.
La Bitácora de Operaciones juega un papel muy importante en la recolección de
datos, pues se puede identificar las fechas exactas en donde los pozos
presentaron problemas por presencia de gas en la sección anular, y de ser el
caso, se evidencia también si hubo alguna acción tomada para su monitoreo y
control, ya que toda operación realizada en el pozo queda asentada en este
registro.
3.2.2. Plataforma Zedi
Es un sistema de monitoreo remoto que vincula su hardware y software con una
plataforma de computación en la nube. Permite acceder a la visualización en
tiempo real de todos los activos del campo mediante datos de alta resolución
tomados por el sensor de fondo del equipo de bombeo electro-sumergible.
30
A su vez, ofrece a sus usuarios herramientas críticas de seguridad y
cumplimiento al alcance de la mano con acceso instantáneo. A través de esta
plataforma, se puede acceder de forma segura e ingresar datos directamente
desde cualquier lugar, en cualquier momento; lo que permite una respuesta
rápida a los posibles problemas que se puedan presentar en el pozo.
Para la recolección de datos a analizar en este proyecto, la Plataforma Zedi
permite visualizar y cuantificar la variación de los parámetros operativos de la
bomba electro-sumergible cuando los pozos seleccionados presentaron el
problema en cuestión.
3.2.3. Registro de Pruebas de Producción
Este documento es una recopilación de todas las pruebas de producción
realizadas en los pozos activos del campo Auca. En este registro se detallan
algunos parámetros tales como: nombre del pozo, fecha de prueba, campo,
plataforma a la cual pertenece el pozo, arena productora, flujo de fluido, flujo de
petróleo, flujo de agua, flujo de gas, %BSW, GOR, tipo de bomba, gravedad API,
frecuencia de operación, presión de inyección, presión de cabeza, PIP operativa,
salinidad y tasa.
La información que proporciona el registro de pruebas diarias de producción es
fundamental para la realización del análisis de pérdidas y recuperación de la
producción al realizarse la desgasificación de la sección anular de los pozos.
3.2.4. Registros de Bacheo
Uno de los parámetros operativos de la bomba electro-sumergible que permite
identificar la presencia de gas en el anular, es el incremento de la presión de
entrada de la bomba (PIP). Sin embargo, un incremento de PIP no sólo indica
este problema; esta variación de presión puede deberse también a los continuos
métodos de limpieza e inyección de químicos, también llamados tratamientos por
bacheo, que se realizan para mantener la integridad de la formación, evitando la
precipitación de compuestos que puedan afectar el yacimiento.
31
Los Registros de Bacheo permiten diversificar el motivo de variación de la
presión de entrada de la bomba, localizando las situaciones de incremento de
PIP debidas específicamente por presencia de gas en la sección anular.
3.2.5. Diagramas Mecánicos de Pozos
Un diagrama mecánico esquematiza los componentes principales instalados en
un pozo e incluye información de las dimensiones y profundidad en la que éstos
se localizan. Para cualquier operación de intervención en el pozo debe existir un
diagrama mecánico actualizado que permita que los ingenieros y operadores
seleccionen el equipamiento más conveniente y preparen los procedimientos
operativos que sean compatibles con cualquier restricción de fondo de pozo.
(Schlumberger Oilfield Glossary, 2018)
La información válida para el análisis, que proporcionan los diagramas
mecánicos de los pozos seleccionados, son las profundidades verdaderas del
sensor de fondo y de los perforados.
3.3. Selección de Pozos Válidos Para el Análisis
La muestra para desarrollar el análisis de factibilidad de la desgasificación de
anulares está integrada por todos los pozos pertenecientes a las plataformas o
PAD’s Auca-89 y Chonta Sur-01. Para la plataforma Auca-89 la muestra se
compone de once (11) pozos, mientras que para el PAD Chonta Sur-01 la
muestra es de catorce (14) pozos.
3.3.1. Consideraciones
Las consideraciones que fueron tomadas para la selección de los pozos que
fueron objeto de análisis son las siguientes:
• Curvas de parámetros operacionales del equipo de bombeo electro-
sumergible (PIP, Amp, Fr, Tm), que permitan evidenciar de forma clara la
acumulación de gas en la sección anular o bloqueo de etapas de la bomba
32
y su evidente reflejo cuando se drena el mismo. Se limita el análisis a un
rango de cuatro meses una vez instalado el sistema de desgasificación
de anulares.
• No se considera pozos con sistemas de levantamiento artificial diferente
a Bombeo Electro-Sumergible.
• Se consideran únicamente pozos que tienen señal de sensor de fondo.
• No se considera pozos que por su naturaleza generan gas, pero que la
bomba maneja el mismo; reflejándose en las variaciones de amperaje y
en una cierta estabilidad de PIP. (Esta condición no garantiza que se esté
explotando en su totalidad el potencial del pozo).
• No se considera pozos sin registro de pruebas de producción.
3.3.2. Plataforma Auca - 89
El PAD activo Auca-89, también llamado PAD J, se encuentra ubicado en Auca
Central y está conformado por los siguientes pozos que se mencionan en la
Tabla 3.1.
NOMBRE POZO NOMENCLATURA
AUCA-J89 ACAJ-89
AUCA-J90 ACAJ-90
AUCA-J94 ACAJ-94
AUCA-110 ACAJ-110
AUCA-J153 ACAJ-153
AUCA-J154 ACAJ-154
AUCA-196 ACAJ-196
AUCA-200 ACAJ-200
AUCA-201 ACAJ-201
AUCA-202 ACAJ-202
AUCA-209 ACAJ-209
Tabla 3. 1. Pozos PAD Auca-89
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
Identificando los pozos que poseen únicamente bombeo electro-sumergible, la
Figura 3.2 ilustra los resultados de la muestra estudiada.
33
Figura 3. 2. Sistemas de Levantamiento Artificial PAD Auca-89
Elaborador por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
Una vez reconocidos los ocho (8) pozos con sistema de levantamiento artificial
tipo BES, se procedió a elegir los pozos activos después de la fecha de
instalación del sistema de desgasificación de anulares en dicha plataforma, que
fue aproximadamente en el mes de diciembre de 2017. La Figura 3.3 ilustra los
resultados encontrados.
Figura 3. 3. Pozos Activos PAD Auca-89
Elaborador por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
Bombeo Hidráulico: 3;
27%
BES: 8; 73%
Bombeo Hidráulico BES
ACTIVOS: 7; 87%
CERRADOS: 1; 13%
ACTIVOS CERRADOS
34
De los siete (7) pozos activos en dicha fecha de instalación, se aisló los pozos
que no poseían datos del sensor de fondo y, a su vez, los que no presentaban
sucesos de presencia de gas en el anular. Así mismo, se separó los pozos que
no poseían registros de pruebas de producción diarias, quedando únicamente
un (1) pozo como objeto válido para el análisis, tal y como se ilustra en la Figura
3.4.
Figura 3. 4. Pozos Válidos para Análisis PAD Auca-89
Elaborador por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
El único pozo encontrado como objeto de análisis fue el pozo ACAJ-090,
presentando 7 eventos en donde se identificó acumulación de gas en la sección
anular o bloqueo de etapas de la bomba electro-sumergible, y su evidente reflejo
cuando se drena el mismo. Los resultados del análisis se detallan en el siguiente
capítulo.
3.3.3. Plataforma Chonta Sur - 01
El PAD activo Chonta Sur-01, se encuentra ubicado en Chonta Sur y está
conformado por los siguientes pozos que se mencionan en la Tabla 3.2.
VÁLIDO: 1; 14%
SIN DATOS DEL SENSOR DE
FONDO: 1; 14%
SIN REGISTRO DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN: 2;
29%
SIN EVENTOS DE PRESENCIA DE
GAS EN ANULAR: 3; 43%
VÁLIDO
SIN DATOS DEL SENSOR DE FONDO
SIN REGISTRO DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
SIN EVENTOS DE PRESENCIA DE GAS EN ANULAR
35
NOMBRE POZO NOMENCLATURA
CHONTA SUR-A001 CHSA-001
CHONTA SUR-A002 CHSA-002S1
CHONTA SUR-A003 CHSA-003
CHONTA SUR-A004 CHSA-004
CHONTA SUR-A005 CHSA-005
CHONTA SUR-A006 CHSA-006
CHONTA SUR-A007 CHSA-007
CHONTA SUR-A008 CHSA-008
CHONTA SUR-A009 CHSA-009
CHONTA SUR-A010 CHSA-010
CHONTA SUR-A011 CHSA-011
CHONTA SUR-A012 CHSA-012
CHONTA SUR-A013H CHSA-013
CHONTA SUR-A014S1 CHSA-014
Tabla 3. 2. Pozos PAD Chonta Sur-01
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
Identificando los pozos del PAD Chonta Sur-01 que poseen únicamente bombeo
electro-sumergible, la Figura 3.5 ilustra los resultados de la muestra estudiada.
Figura 3. 5. Sistemas de Levantamiento Artificial PAD Chonta Sur-01
Elaborador por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
BES: 13; 93%
Bombeo Hidráulico: 1;
7%
BES Bombeo Hidráulico
36
Una vez reconocidos los trece (13) pozos con sistema de levantamiento artificial
tipo BES, se evidenció que todos estaban activos después de la fecha de
instalación, en el mes de diciembre del año 2016, por lo que se procedió a aislar
los pozos que no poseían datos del sensor de fondo y, a su vez, los que no
presentaban sucesos de acumulación de gas en el anular. La Figura 3.6 ilustra
los resultados encontrados.
Figura 3. 6. Pozos Válidos para Análisis PAD Chonta Sur-01
Elaborador por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
Los cuatro (4) pozos encontrados como objeto de análisis fueron los pozos
CHSA-002S1, CHSA-004, CHSA-005 y CHSA-006, presentando 8, 2, 1 y 2
eventos, respectivamente, de acumulación de gas en la sección anular o bloqueo
de etapas de la bomba. El análisis se detalla en el siguiente capítulo.
3.4. Identificación del Problema
3.4.1. Parámetros Operativos Monitoreados Remotamente
Los parámetros operativos de la bomba electro-sumergible registrados por el
sensor de fondo permiten identificar posibles problemas que puedan ocurrir en
VÁLIDO: 4; 31%
SIN DATOS DEL SENSOR
DE FONDO: 1; 8%
SIN EVENTOS DE PRESENCIA
DE GAS EN ANULAR: 8;
61%
VÁLIDO
SIN DATOS DEL SENSOR DE FONDO
SIN EVENTOS DE PRESENCIA DE GAS ENANULAR
37
el pozo y, a su vez, tomar decisiones de control y monitoreo. A continuación, se
detallan los más importantes, que fueron de utilidad para el proyecto.
3.4.1.1. Presión de Intake (PIP)
Para el correcto funcionamiento del equipo de bombeo electro-sumergible es
necesario operar bajo un nivel de fluido o una presión de entrada a la bomba
adecuados. Para definir correctamente la presión de intake o PIP es importante
conocer la gravedad específica o gradiente de fluido en el espacio anular del
pozo. Así, la presión de intake para el diseño de la bomba es igual a:
𝑃𝐼𝑃 = 𝑃𝑤𝑓 − (𝐷𝑝 − 𝐷𝑏) ∗ 𝛾𝑚 ∗ 0.433 (3.1)
Donde:
PIP: Presión de Intake. [psi]
Pwf: Presión de Fondo Fluyente en el Pozo. [psi]
Dp: Profundidad Media de los Perforados. [ft]
Db: Profundidad de la Bomba. [ft]
γm: Gravedad Específica de la Mezcla.
3.4.1.2. Amperaje
El concepto de amperaje o corriente corresponde al movimiento de electrones a
lo largo de un conductor. Este conductor debe estar conectado a un circuito y
presentar elementos característicos de circuitos para que, de esta forma, exista
una diferencia de potencial. En caso de no existir un diferencial de potencial, la
corriente no pudiese fluir. El Ampere [A] es la unidad de medida de la intensidad
de corriente. (Ramírez, 2004)
3.4.1.3. Presión de Descarga
La presión de descarga actúa sobre el final y la parte superior de la bomba una
vez que el fluido ha atravesado todas las etapas. Así, la presión que adquiere el
38
fluido hasta llegar a la descarga de la bomba es denominada presión de
descarga.
3.4.1.4. Temperatura del Motor
El equipo de bombeo electro-sumergible es diseñado y fabricado para diferentes
condiciones de temperatura. Sin embargo, a medida que el fluido producido
atraviesa el motor, éste se refrigera continuamente; lo que, de acuerdo a su
diseño, evita fallas y apagados de la unidad de bombeo por sobrecalentamiento
o esfuerzos mayores.
3.4.1.5. Temperatura de Intake
La temperatura de intake es definida como la temperatura de entrada del fluido
a la bomba, y es considerada usualmente como la temperatura del reservorio.
3.4.1.6. Frecuencia
El comportamiento de la corriente a través del tiempo es una de las definiciones
claves para entender la definición de frecuencia. Se parte de la definición de un
''ciclo completo'', el cual menciona, que la corriente varía desde cero hasta un
valor máximo positivo, así después, regresa a cero para continuar hasta un valor
máximo negativo, y finalmente, concluir en cero.
La variación desde cero hasta un valor máximo positivo y su regreso a cero,
indica el semiciclo positivo; mientras que la variación desde cero hasta un valor
máximo negativo, indica el semiciclo negativo. La unión de estos semiciclos
constituye un ciclo completo.
El número de ciclos generados dentro de un segundo es conocido como
frecuencia de corriente y se expresa en ciclos por segundo, cuya unidad de
medida es el Hercio [Hz], por lo tanto, a mayor cantidad de ciclos por segundo,
mayor frecuencia y viceversa. Ver Figura 3.7.
39
Figura 3. 7. Frecuencia de Onda
Fuente: TV411, 2004
3.4.1.7. Vibraciones
Las vibraciones registradas por el sensor de fondo indican los esfuerzos a los
cuales está siendo sometido el motor. Se mide en gravedades [gs], teniendo
como rango aceptable de operación, valores entre 0.1 y 0.3 gs.
El estudio de las vibraciones es de gran importancia al momento de identificar
problemas operativos del motor.
3.4.2. Ejemplo de Detección de Presencia de Gas en Anular
Al usar las relaciones físicas entre los parámetros de superficie y de fondo, se
pueden dar combinaciones específicas que sirven como método de detección de
cualquier cambio en el rendimiento del yacimiento, pozo o equipo de bombeo
electro-sumergible.
Generalmente, la presencia de gas en la sección anular del pozo, a futuro genera
bloqueos en la bomba, por lo que la combinación de variación de parámetros a
detectar será la indicada en la Figura 3.8.
40
Figura 3. 8. Variación de Parámetros en Presencia de Gas en Anular
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Awaid, Al-Muqbali, & Al-Bimani, 2014
De esta manera, a través de la plataforma de monitoreo remoto Zedi, se puede
identificar los sucesos de presencia de gas en la sección anular de los pozos. La
Figura 3.9 indica un caso real de acumulación y posterior drenado de gas en un
pozo.
Figura 3. 9. Curvas de Parámetros Operativos en Presencia de Gas en Anular
Modificado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
La simbología y código de colores para cada curva es la siguiente:
Amperaje [Amp]
Frecuencia [Hz]
Presión de Intake [psi]
Temperatura de intake [°F]
Temperatura del motor [°F]
Vibraciones [gs]
Acumulación de
gas en anular
Drenado de gas
41
3.5. Pérdidas de Producción y Viabilidad de Desgasificación de Anulares
Los eventos de presencia de gas en la sección anular que se presentan en los
pozos válidos para el estudio se analizan de acuerdo con una comparación entre
las pérdidas de producción al momento de presentarse el problema y la
producción obtenida luego de haberse realizado la desgasificación a través de
las facilidades instaladas. Para esto, se requiere seguir un procedimiento
adecuado en base a las pruebas de producción reales realizadas previamente
en el pozo y los datos monitoreados por el sensor de fondo a través de la
plataforma Zedi.
Para realizar los cálculos de hidrostática, es necesario tener los datos de presión
del reservorio, presión de burbuja, profundidad del sensor y profundidad de los
perforados. De éstos últimos dos es preciso sus valores en TVD. A continuación,
se detallan las ecuaciones utilizadas para el análisis.
i.
𝛥𝐻 = 𝐷𝑝 − 𝐷𝑠 (3.2)
Donde:
ΔH: Altura Dinámica Neta. [ft]
Dp: Profundidad Media de los Perforados. [ft]
Ds: Profundidad del Sensor. [ft]
ii. De acuerdo con la definición de la presión de intake del pozo se tiene:
𝛥𝑃 = 𝛥𝐻 ∗ 0.433 ∗ [𝐵𝑆𝑊 + (141.5
131.5+𝐴𝑃𝐼∗ (1 − 𝐵𝑆𝑊))] (3.3)
Donde:
ΔP: Variación de Presión. [psi]
ΔH: Altura Dinámica Neta. [ft]
BSW: Porcentaje de Agua. [fracción]
API: Gravedad Específica del Petróleo. [°API]
iii.
𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝐼𝑃 + 𝛥𝑃 (3.4)
Donde:
42
Pwf: Presión de Fondo Fluyente en el Pozo. [psi]
PIP: Presión de Intake. [psi]
ΔP: Variación de Presión. [psi]
iv.
𝐽 =𝑞
𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓 (3.5)
Donde:
J: Índice de Productividad. [BFPD / psi]
q: Tasa de Producción. [BFPD]
Pr: Presión de Reservorio. [psi]
Pwf: Presión de Fondo Fluyente en el Pozo. [psi]
v.
𝑃𝑤𝑓∗ = 𝑃𝐼𝑃∗ + 𝛥𝑃 (3.6)
Donde:
Pwf*: Presión de Fondo Fluyente en el Pozo. [psi]
PIP*: Presión de Intake. [psi]
ΔP: Variación de Presión. [psi]
Los datos marcados con (*) corresponden a los eventos de presencia de
gas en la sección anular del pozo o, a su vez, eventos de desgasificación.
vi. Para el cálculo de las tasas de producción de crudo obtenidas al momento
de presentarse gas en el anular, o ya sea después de realizada la
desgasificación, se tiene la siguiente fórmula:
𝑞𝑜 = 𝐽𝑜 ∗ (𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓∗) (3.7)
Donde:
qo: Tasa de Producción de Petróleo. [BFPD]
Jo: Índice de Productividad del Petróleo. [BPPD / psi]
Pr: Presión de Reservorio. [psi]
Pwf*: Presión de Fondo Fluyente en el Pozo. [psi]
Los datos marcados con (*) corresponden a los eventos de presencia de
gas en la sección anular del pozo o, a su vez, eventos de desgasificación.
43
vii. Con la finalidad de evidenciar la pérdida o recuperación de producción, se
tiene:
𝑃𝑁 = 𝑞𝑜∗ − 𝑞𝑜 (3.8)
Donde:
PN: Producción Neta
qo*: Tasa de Producción de Petróleo en Eventos de Presencia de Gas o
Desgasificación. [BFPD]
qo: Tasa de Producción de Petróleo Antes de Problemática. [BFPD]
44
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1. Análisis Técnico
4.1.1. Plataforma Auca – 89
El pozo ACAJ-090, perteneciente al PAD Auca-89, fue el único seleccionado
como objeto de estudio cumpliendo todas las consideraciones planteadas.
4.1.1.1. Historial de Producción
El pozo ACAJ-090 inicia su producción en mayo del 2013 de la arena “H
Superior” con un potencial de 1613 BFPD y un BSW del 40%. Al momento se
han efectuado tres intervenciones de reacondicionamiento en donde se ha
cambiado la zona productora a la arena “U Inferior”. La última intervención en el
pozo se realizó en agosto del 2017, quedando con una producción de 192 BFPD.
En la Tabla 4.1 se detallan las pruebas de producción reales tomadas en el pozo
en las fechas en las cuales se evidenció presencia de gas en la sección anular.
POZO FECHA BFPD BPPD BAPD MSCF %BSW GOR API HZ PIP
ACAJ-090UI 22-Dec-17 230 225.4 4.60 18.93 2 84 19 58 511.9
ACAJ-090UI 6-Jan-18 148 145.04 2.96 12.18 2 84 19 56 562.1
ACAJ-090UI 14-Jan-18 148 145.04 2.96 12.18 2 84 19 56 360.2
ACAJ-090UI 28-Jan-18 148 145.04 2.96 12.18 2 85 19 56 406.3
ACAJ-090UI 14-Feb-18 150 147 3.00 12.35 2 84 19 55 395.1
ACAJ-090UI 26-Feb-18 150 147 3.00 12.35 2 84 19 55 320
ACAJ-090UI 5-Mar-18 150 147 3.00 12.35 2 84 19 55 458.2
Tabla 4. 1. Pruebas de Producción Pozo ACAJ-090
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
45
La presión de reservorio, presión de burbuja y demás datos específicos del pozo
analizado son presentados en la Tabla 4.2.
POZO ACAJ-090
PR 900 psia
Pb 444.7 psia
Prof. Sensor TVD 9699 ft
Prof. Perforados TVD 9766 ft
Tabla 4. 2. Datos Pozo ACAJ-090
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
4.1.1.2. Sistema de Desgasificación
El sistema de desgasificación de anulares de pozos en la plataforma Auca-89,
instalado en diciembre del 2017, está conformado por un colector enterrado
donde se interconectan las líneas de gas provenientes de todos los pozos
pertenecientes al PAD, posteriormente el gas es quemado en el mechero. El
colector de gas tiene asociado un arresta llamas. La Figura 4.1 muestra un
diagrama ejemplo de la instalación.
Figura 4. 1. Diagrama Ejemplo Sistema de Desgasificación
Elaborado por: Valeria Armijos
46
Adicionalmente, la Plataforma Auca-89 cuenta con otro sistema de
desgasificación, el cual tiene asociado un tanque bota, un scrubber de gas y una
tea (flare). Estas facilidades no disponen de instrumentación asociada para
monitoreo y control del proceso.
En el Anexo C se detalla el P&ID del Sistema de Desgasificación instalado en la
plataforma.
4.1.1.3. Factibilidad de la Desgasificación de Anulares
En la Figura 4.2 se presenta la variación de eventos de presencia de gas en la
sección anular del pozo ACAJ-090 de acuerdo con el rango de tiempo
considerado para el análisis.
Figura 4. 2. Número de Eventos de Gasificación Pozo ACAJ-090
Elaborado por: Valeria Armijos
Las pérdidas de producción de crudo en el PAD debido a la presencia de gas en
comparación con su producción estable son representadas en la Figura 4.3.
0
1
2
3
4
dic-17 ene-18 feb-18 mar-18
N°
EVEN
TOS
DE
GA
SIFI
CA
CIÓ
N D
E A
NU
LAR
FECHA
47
Figura 4. 3. Pérdidas de Producción PAD Auca-89
Elaborado por: Valeria Armijos
La recuperación de producción generada por la desgasificación de anulares se
presenta en la Figura 4.4.
Figura 4. 4. Recuperación de Producción PAD Auca-89
Elaborado por: Valeria Armijos
1101.52952.73
148.79
0.00
200.00
400.00
600.00
800.00
1,000.00
1,200.00
PRODUCCIÓN SIN GAS EN ANULAR PRODUCCIÓN CON GAS ENANULAR
BP
PD
Producción Pérdidas
952.73 952.73
171.98
0.00
200.00
400.00
600.00
800.00
1,000.00
1,200.00
PRODUCCIÓN CON GAS ENANULAR
PRODUCCIÓN SIN GAS EN ANULAR
BP
PD
Producción Recuperación de Producción
48
4.1.1.4. Discusión
En base a lo presentado en las gráficas de análisis de la sección anterior, se
observa una línea de tendencia decreciente con respecto a las eventualidades
de presencia de gas en el anular del pozo que fueron controladas mediante el
sistema de desgasificación unificado.
De los siete eventos de presencia de gas que fueron analizados en el pozo
ACAJ-090, productor de la arena “U Inferior”, se tiene una pérdida de producción
neta del 13.51% que representa un promedio de 21.3 BPPD.
Por otro lado, la recuperación de la producción de petróleo alcanza un 15.61%
con un promedio de 24.6 BPPD. Por lo que existe un diferencial de producción
del 2.1% a favor, lo que demuestra la factibilidad y viabilidad de la
desgasificación del anular y la estabilización de parámetros operativos.
4.1.2. Plataforma Chonta Sur – 01
Los pozos pertenecientes al PAD Chonta Sur-01 que fueron seleccionados como
objeto de estudio cumpliendo todas las consideraciones planteadas son los
siguientes: CHSA-002S1, CHSA-004, CHSA-005 y CHSA-006.
4.1.2.1. Historial de Producción
Las operaciones de completación y pruebas iniciales en el pozo CHSA-002S1
terminan en noviembre del 2014. El pozo inicia su producción de la arena “H
Superior” con un potencial de 203 BFPD y un 75% de BSW. Se han efectuado
dos intervenciones de reacondicionamiento de cambio de zona productora a las
arenas “T Inferior” y “U Superior”. En la última intervención realizada en febrero
del 2017, el pozo queda produciendo de la arena “U Superior” con un flujo de
fluido de 294 BFPD y un BSW del 2%.
La Tabla 4.3 detalla las pruebas de producción reales tomadas en el pozo CHSA-
002S1 en las fechas donde se evidenció presencia de gas en la sección anular.
49
POZO FECHA BFPD BPPD BAPD MSCF %BSW GOR API HZ PIP
CHSA-002S1US 24-Jan-17 115 40.25 74.75 5.07 65 126 18.8 59 514
CHSA-002S1US 3-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 252.3
CHSA-002S1US 4-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 254.3
CHSA-002S1US 7-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 251.1
CHSA-002S1US 9-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 319.3
CHSA-002S1US 10-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 315.7
CHSA-002S1US 15-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 294
CHSA-002S1US 17-Apr-17 245 240.1 4.90 13.44 2 56 19.8 53 274
Tabla 4. 3. Pruebas de Producción Pozo CHSA-002S1
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
La presión de reservorio, presión de burbuja y demás datos específicos del pozo
CHSA-002S1 son presentados en la Tabla 4.4.
POZO CHSA-002S1
PR 2000 psia
Pb 847.7 psia
Prof. Sensor TVD 9903 ft
Prof. Perforados TVD 10111 ft
Tabla 4. 4. Datos Pozo CHSA-002S1
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
El pozo CHSA-004 fue completado originalmente en las arenas “H Superior” y
“H Inferior” en abril del 2015. Inicia su producción con 2049 BFPD y un BSW del
88%. Se efectuó una intervención en marzo del 2017 de cambio de arena
productora a “U Inferior”, quedando con una producción de 278 BFPD y 6.3% de
BSW. Las pruebas de producción reales tomadas en las fechas en las cuales se
evidenció presencia de gas en la sección anular se detallan en la Tabla 4.5.
50
POZO FECHA BFPD BPPD BAPD MSCF %BSW GOR API HZ PIP
CHSA-004UI 4-Apr-17 284 281.16 2.84 15.75 1 56 17 48 371.5
CHSA-004UI 6-Apr-17 284 281.16 2.84 15.75 1 56 17 48 370.7
Tabla 4. 5. Pruebas de Producción Pozo CHSA-004
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
Los datos adicionales del pozo CHSA-004 son presentados en la Tabla 4.6.
POZO CHSA-004
PR 2535 psia
Pb 847.7 psia
Prof. Sensor TVD 10048 ft
Prof. Perforados TVD 10168 ft
Tabla 4. 6. Datos Pozo CHSA-004
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
Las operaciones de completación y pruebas iniciales en el pozo CHSA-005
finalizan en mayo del 2015. El pozo queda produciendo de la arena “U Inferior”
638 BFPD con un 13% de BSW. En la única intervención realizada en abril del
2016, el pozo queda produciendo de la arena “U Inferior” un flujo de fluido de 275
BFPD con un BSW del 2%.
La Tabla 4.7 detalla la prueba de producción real tomada en el pozo CHSA-005
en la única fecha en donde se evidenció presencia de gas en la sección anular.
POZO FECHA BFPD BPPD BAPD MSCF %BSW GOR API HZ PIP
CHSA-005UI 5-Apr-17 283 277.34 5.66 15.53 2 56 16.6 60 370.2
Tabla 4. 7. Pruebas de Producción Pozo CHSA-005
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
La presión de reservorio, presión de burbuja y demás datos específicos del pozo
CHSA-005 son presentados en la Tabla 4.8.
51
POZO CHSA-005
PR 3600 psia
Pb 847.7 psia
Prof. Sensor TVD 9992 ft
Prof. Perforados TVD 10182 ft
Tabla 4. 8. Datos Pozo CHSA-005
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
El pozo CHSA-006 inicia su vida productiva en el mes de julio del 2016 de la
arena productora “H Superior” con un potencial de 2416 BFPD y un BSW del 2%.
Al momento no se han efectuado intervenciones de reacondicionamiento en el
pozo.
La Tabla 4.9 detalla las pruebas de producción reales del pozo en las fechas
específicas en las cuales se evidenció presencia de gas en la sección anular.
POZO FECHA BFPD BPPD BAPD MSCF %BSW GOR API HZ PIP
CHSA-006HS 3-Apr-17 411 382.23 28.77 6.88 7 18 33.4 54 201.9
CHSA-006HS 16-Apr-17 411 382.23 28.77 6.88 7 18 33.4 54 209
Tabla 4. 9. Pruebas de Producción Pozo CHSA-006
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
Los datos adicionales del pozo CHSA-006 son presentados en la Tabla 4.10.
POZO CHSA-006
PR 4590 psia
Pb 847.7 psia
Prof. Sensor TVD 9776 ft
Prof. Perforados TVD 10599 ft
Tabla 4. 10. Datos Pozo CHSA-006
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
52
4.1.2.2. Factibilidad de la Desgasificación de Anulares
El sistema de desgasificación de anulares de pozos en la plataforma Chonta Sur-
01 fue instalado y puesto en marcha en diciembre del año 2016. Para la
realización del análisis técnico en este PAD, es necesario que, en algunos
aspectos a estudiar, se individualice el comportamiento de cada pozo; mientras
que, en otros, el análisis se lo ejecutará en conjunto.
Es preciso que se efectúe una estadística de eventos de gasificación de anulares
para cada uno de los pozos que fueron objeto de estudio. Por lo que en las
Figuras 4.5, 4.6, 4.7 y 4.8 se representa la variación de eventos de presencia de
gas en la sección anular de los pozos seleccionados de acuerdo con el rango de
tiempo considerado para el análisis.
Las Figuras son presentadas a continuación:
Figura 4. 5. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-002S1
Elaborado por: Valeria Armijos
0
1
2
3
4
5
6
7
ene-17 feb-17 mar-17 abr-17
N°
EVEN
TOS
DE
GA
SIFI
CA
CIÓ
N D
E A
NU
LAR
FECHA
53
Figura 4. 6. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-004
Elaborado por: Valeria Armijos
Figura 4. 7. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-005
Elaborado por: Valeria Armijos
0
1
2
3
4
ene-17 feb-17 mar-17 abr-17
N°
EVEN
TOS
DE
GA
SIFI
CA
CIÓ
N D
E A
NU
LAR
FECHA
0
1
2
3
ene-17 feb-17 mar-17 abr-17
N°
EVEN
TOS
DE
GA
SIFI
CA
CIÓ
N D
E A
NU
LAR
FECHA
54
Figura 4. 8. Número de Eventos de Gasificación Pozo CHSA-006
Elaborado por: Valeria Armijos
La concurrencia de las arenas productoras de los pozos seleccionados para el
análisis es ilustrada en la Figura 4.9.
Figura 4. 9. Análisis Arenas Productoras PAD Chonta Sur-01
Elaborado por: Valeria Armijos
La Figura 4.10 revela la trascendencia de la Relación Gas-Petróleo en los pozos
analizados del PAD.
0
1
2
3
4
ene-17 feb-17 mar-17 abr-17
N°
EVEN
TOS
DE
GA
SIFI
CA
CIÓ
N D
E A
NU
LAR
FECHA
U Inferior: 2; CHSA-
004, CHSA-005
H Superior: 1; CHSA-
006
U Superior: 1; CHSA-
002S1
U Inferior H SuperiorU Superior
55
Figura 4. 10. GOR / Eventos de Gasificación PAD Chonta Sur-01
Elaborado por: Valeria Armijos
Debido a que el sistema de desgasificación instalado es unificado, las pérdidas
de producción de crudo debido a la presencia de gas en los pozos seleccionados,
en comparación con su producción estable, serán analizadas en conjunto, tal
como se observa en la Figura 4.11.
Figura 4. 11. Pérdidas de Producción PAD Chonta Sur-01
Elaborado por: Valeria Armijos
8 2 1
2
0
10
20
30
40
50
60
CHSA-002S1 CHSA-004 CHSA-005 CHSA-006
GO
R
GOR EVENTOS DE GASIFICACIÓN
3325.07 3245.82
79.25
0.00
500.00
1,000.00
1,500.00
2,000.00
2,500.00
3,000.00
3,500.00
PRODUCCIÓN SIN GAS EN ANULAR PRODUCCIÓN CON GAS EN ANULAR
BP
PD
Producción Pérdidas
56
Así mismo, la recuperación de producción de todos los pozos generada por la
desgasificación de anulares se presenta en la Figura 4.12.
Figura 4. 12. Recuperación de Producción PAD Chonta Sur-01
Elaborado por: Valeria Armijos
4.1.2.3. Discusión
En base a lo presentado en las gráficas de análisis de la sección anterior, se
observan líneas de tendencia crecientes con respecto a las eventualidades de
presencia de gas en el anular de los pozos, encontrándose el mayor número de
eventos de presencia de gas en el transcurso del último mes.
Así mismo se observa que la mayor cantidad de eventos de gasificación en los
pozos del PAD Chonta Sur-01 ocurren en la arena productora “U” tanto Inferior
como Superior. A su vez, se comprueba que el GOR no tiene influencia en la
cantidad de eventos por presencia de gas presentados en los pozos durante el
tiempo de análisis.
De los trece eventos en total de presencia de gas que fueron analizados en el
PAD Chonta Sur-01, se tiene una pérdida de producción neta del 2.38% que
representa un promedio de 6.1 BPPD.
3245.82 3245.82
78.00
0.00
500.00
1,000.00
1,500.00
2,000.00
2,500.00
3,000.00
3,500.00
PRODUCCIÓN CON GAS EN ANULAR PRODUCCIÓN SIN GAS EN ANULAR
BP
PD
Producción Recuperación de Producción
57
Por otro lado, la recuperación de la producción de petróleo alcanza un 2.34%
con un promedio de 6 BPPD. Estos resultados demuestran que
aproximadamente se recupera en su totalidad las pérdidas originadas por
presencia de gas, lo que asegura la factibilidad y viabilidad de la desgasificación
del anular y la estabilización de parámetros operativos.
4.2. Análisis Económico
Para el análisis económico del proyecto se consideró las inversiones realizadas
para la instalación de cada uno de los sistemas de desgasificación en los
respectivos PAD´s mencionados anteriormente, así como también, para la
realización del flujo de caja, la producción mensual de los pozos analizados y las
pérdidas u optimizaciones dados en los eventos de gasificación del anular.
Se toma en cuenta los ingresos que recibe la empresa prestadora de servicios
por barril de petróleo producido (25 USD/BBL), todos los gastos operacionales y
de mantenimiento (1.25 USD/BBL) e impuestos y pagos al estado.
4.2.1. Indicadores Financieros
Con la finalidad de determinar la factibilidad del proyecto se hizo uso de los
siguientes indicadores financieros:
• Valor Actual Neto (VAN)
• Tasa Interna de Retorno (TIR)
• Relación Beneficio Costo (B/C)
• Período de Recuperación de la Inversión (PRI)
4.2.1.1. Valor Actual Neto (VAN)
Se define como el valor actual/presente de los flujos netos de caja de una
propuesta, entendiéndose por flujos netos de caja a la diferencia entre los valores
actualizados de los ingresos y de los egresos periódicos generados por una
inversión. Su cálculo se obtiene mediante la siguiente ecuación. (Mete, 2014)
58
𝑉𝐴𝑁 = −𝐼𝑜 + ∑𝐹𝑁𝐶𝑘
(1+𝑟)𝑘𝑛𝑘=1 (4.1)
Donde:
VAN: Valor Actual Neto [USD]
Io: Inversión Inicial [USD]
n: Número de Períodos Considerados. [meses]
FNCk: Flujo Neto de Caja en Cada Período [USD]
r: Tasa de Actualización Mensual. [fracción]
Es importante destacar que el Valor Actual Neto traduce valores de ingresos y
egresos en el período 0, es decir, al momento de iniciar el proyecto.
Como criterio de aceptación del proyecto se tiene que, si el VAN es mayor o igual
a 0, el proyecto es aceptable, caso contrario se rechaza. Por lo tanto, si un VAN
es igual a 0 no significa que no se tenga beneficios, sino que estos alcanzan
apenas a cubrir las expectativas del proyecto. Por lo que un VAN mayor a 0
indica que el proyecto arroja un beneficio adicional incluso después de cubrir las
expectativas. (Mete, 2014)
4.2.1.2. Tasa Interna de Retorno (TIR)
La Tasa Interna de Retorno se define como la tasa de descuento con la que se
iguala el valor presente de los ingresos del proyecto con el valor presente de los
egresos, es decir, es la tasa de interés que permite que el cálculo del Valor Actual
Neto sea igual a 0. Su valor se obtiene mediante la siguiente expresión. (Mete,
2014)
𝑉𝐴𝑁 = 0 = −𝐼𝑜 + ∑𝐹𝑁𝐶𝑘
(1+𝑇𝐼𝑅)𝑘𝑛𝑘=1 (4.2)
Donde:
TIR: Tasa Interna de Retorno. [fracción]
VAN: Valor Actual Neto [USD]
Io: Inversión Inicial [USD]
n: Número de Períodos Considerados. [meses]
FNCk: Flujo Neto de Caja en Cada Período [USD]
59
Como criterio de aceptación surge la comparación entre la TIR y la tasa de
actualización. Si la TIR es mayor que la tasa de actualización, el proyecto es
financieramente viable, ya que sus ingresos cubren los egresos y a su vez
generan beneficios adicionales. Por el contrario, si la TIR es menor que la tasa
de actualización, el proyecto no es financieramente atractivo debido a que no se
genera ningún beneficio adicional, o incluso, si la TIR es menor a 0, el proyecto
generará pérdidas. (Mete, 2014)
4.2.1.3. Relación Beneficio Costo (B/C)
También llamado Índice de Rendimiento, es un método de evaluación de
proyectos que consiste en dividir el valor presente de los ingresos para el valor
presente de los egresos. Este indicador mide el grado de desarrollo y bienestar
que un proyecto puede generar a futuro. (Mochón & Beker, 2008)
La viabilidad del proyecto se analiza considerando lo siguiente:
• B/C > 1 El proyecto es viable.
• B/C = 1 El proyecto es indiferente.
• B/C < 1 El proyecto no es viable.
4.2.1.4. Período de Recuperación de la Inversión (PRI)
El Período de Recuperación de la Inversión, llamado también Tiempo de
Recuperación de la Inversión (TRI), es uno de los métodos de evaluación que
fácilmente puede obtener el favoritismo por un proyecto debido a su factibilidad
de cálculo y aplicación. Este indicador mide tanto la liquidez del proyecto como
el riesgo relativo, pues permite que se anticipen los eventos a corto plazo.
(Mochón & Beker, 2008)
El PRI es el cálculo del tiempo requerido para que la empresa recupere la
inversión inicial de un proyecto, a partir de los flujos netos de caja de cada
período.
60
𝑃𝑅𝐼 = 𝑎 + [(𝑏 − 𝑎) ∗ (𝑆𝐹𝑁𝐶𝑎
𝑆𝐹𝑁𝐶𝑎+𝑆𝐹𝑁𝐶𝑏)] (4.3)
Donde:
PRI: Período de Recuperación de la Inversión. [meses]
a: Mes anterior inmediato al que se recupera la inversión.
b: Mes en el que se satisface la inversión.
SFNC: Suma de Flujos Netos de Caja. [USD]
4.2.2. Resultados del Análisis Económico
Comúnmente la evaluación de proyectos es desarrollada considerando períodos
anuales, sin embargo, en el presente caso de estudio los períodos analizados
son meses, por lo que se debe considerar tasas de interés equivalentes. Para
determinar estos valores es necesario aplicar la siguiente fórmula. (Calahorrano,
2015)
𝑟𝑒 = (1 + 𝑟)1/𝑛 − 1 (4.4)
Donde:
re: Tasa de Período Equivalente. [fracción]
r: Tasa Efectiva Anual. [fracción]
n: Número de Períodos en el Año.
Para la realización del análisis económico se consideró un impuesto a las
utilidades de 22% anual, que mensualmente representa el 1.671%; un impuesto
a la renta anual de 15%, siendo 1.171% el interés mensual correspondiente; y,
por último, una tasa de actualización de 9.76% anual, con una tasa equivalente
para períodos mensuales de 0.779%.
4.2.2.1. Plataforma Auca – 89
Los principales datos utilizados para la realización de la evaluación económica
de este PAD se indican en la Tabla 4.11.
61
INPUT DATA
Costo Instalación Sistema de Desgasificación USD 91018.00
Ingresos por Barril Producido USD/BBL 25.00
Costos Operacionales y Mantenimiento USD/BBL 1.25
Total Pérdidas de Producción de Petróleo BPPD 148.79
Total Recuperación de Producción de Petróleo BPPD 171.98
Tiempo análisis Meses 4
Impuesto a las Utilidades % 1.671
Impuesto a la Renta % 1.171
Tasa de Actualización % 0.779
Tabla 4. 11. Datos Evaluación Económica PAD Auca-89
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
El análisis económico realizado para el proyecto de instalación del sistema de
desgasificación unificado en la plataforma Auca-89, que se detalla en el Anexo
D, arrojó los resultados expuestos en la Tabla 4.12.
Resultados Indicadores Financieros
VAN [USD] 277176.49
TIR [%] 117%
B/C 3.43
PRI [Mes] 0.64
Tabla 4. 12. Resultados Indicadores Financieros PAD Auca-89
Elaborado por: Valeria Armijos
Los cálculos indican resultados de un Valor Actual Neto de 277 mil dólares
aproximadamente y una Tasa Interna de Retorno mayor al 100%, lo que, de
acuerdo con los criterios de aceptación indican que el proyecto es viable ya que
se solventa la inversión inicial. Con respecto a la Relación Beneficio Costo se
obtuvo un valor de 3.43, que siendo mayor a 1, verifica también la viabilidad del
proyecto.
62
Por otro lado, el Período de Recuperación de la Inversión, apreciado en la Figura
4.13, se estima en un período muy corto de tiempo, alrededor de 19 días.
.
Figura 4. 13. Período de Recuperación de la Inversión PAD Auca-89
Elaborado por: Valeria Armijos
4.2.2.2. Plataforma Chonta Sur – 01
Los principales datos utilizados para la evaluación económica del PAD Chonta
Sur-01 se indican en la Tabla 4.13.
INPUT DATA
Costo Instalación Sistema de Desgasificación USD 145427.32
Ingresos por Barril Producido USD/BBL 25.00
Costos Operacionales y Mantenimiento USD/BBL 1.25
Total Pérdidas de Producción de Petróleo BPPD 79.25
Total Recuperación de Producción de Petróleo BPPD 78.00
Tiempo análisis Meses 4
Impuesto a las Utilidades % 1.671
Impuesto a la Renta % 1.171
Tasa de Actualización % 0.779
Tabla 4. 13. Datos Evaluación Económica PAD Chonta Sur-01
Elaborado por: Valeria Armijos
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
-150000
-100000
-50000
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
0 1 2 3 4 5
SFN
CK
Mes
63
El análisis económico realizado para el proyecto de instalación del sistema de
desgasificación en esta plataforma, detallado en el Anexo D, arrojó los resultados
expuestos en la Tabla 4.14.
Resultados Indicadores Financieros
VAN [USD] 553692.08
TIR [%] 52%
B/C 3.78
PRI [Mes] 3.17
Tabla 4. 14. Resultados Indicadores Financieros PAD Chonta Sur-01
Elaborado por: Valeria Armijos
Los cálculos indican resultados de un Valor Actual Neto de 553 mil dólares
aproximadamente y una Tasa Interna de Retorno de 52%, mayor a la tasa de
actualización, lo que, de acuerdo con los criterios de aceptación indican que el
proyecto es viable ya que se solventa la inversión inicial. Con respecto a la
Relación Beneficio Costo se obtuvo un valor de 3.78, que siendo mayor a 1,
verifica también la viabilidad del proyecto.
Por otro lado, el Período de Recuperación de la Inversión, apreciado en la Figura
4.14, se estima en un período de tiempo de 3 meses y 5 días.
Figura 4. 14. Período de Recuperación de la Inversión PAD Auca-89
Elaborado por: Valeria Armijos
-200000
-100000
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
0 1 2 3 4 5
SFN
CK
Mes
64
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
El monitoreo remoto continuo de los parámetros del equipo de bombeo electro-
sumergible permite detectar los problemas en el equipo y tomar acciones
correctivas con antelación. El respectivo control de estos parámetros, junto con
las bitácoras de operaciones del campo Auca, permitió elaborar una base de
datos identificando los pozos con variaciones recurrentes de sus parámetros
operativos, presentadas por efectos de presencia de gas en la sección anular de
los pozos.
Uno de los problemas primordiales que amerita suma cautela en pozos con
sistema de bombeo electro-sumergible, es la presencia de gas en la sección
anular, debido a que, con el transcurso del tiempo, la cantidad de gas seguirá
incrementando, pudiendo afectar directamente a la producción y al equipo de
bombeo a través de problemas de bloqueo por gas.
Las continuas variaciones de los parámetros operativos en un sistema de
bombeo electro sumergible, como es el caso de la presencia de gas en el pozo,
suelen generar como resultado fallas eléctricas en el equipo. Esta es la principal
razón por la cual, un continuo monitoreo de estos parámetros es una herramienta
valiosa para preservar la vida útil del equipo de bombeo.
De los veinticinco pozos pertenecientes a las dos plataformas, que fue la muestra
inicial, el estudio se llevó a cabo únicamente en cinco de ellos; sin embargo, a
pesar de tener una muestra de estudio limitada, pudo evidenciarse la factibilidad
en la instalación de estas facilidades.
De los pozos analizados que presentaron problemas por presencia de gas en la
sección anular se evidenció que la mayoría producen de la arena “U”, por lo que
se considera como estrategia para identificar otras plataformas donde pueda
instalarse un sistema de desgasificación unificado.
65
La recuperación de las pérdidas de producción de petróleo al desgasificar la
sección anular en los pozos de las plataformas Auca-89 y Chonta Sur-01,
alcanzó un 102.1% y un 99% respectivamente, demostrando en cifras reales su
efectividad.
Con los resultados de los Indicadores Financieros con Valor Actual Neto
positivos, Tasa Interna de Retorno mayores a la tasa de actualización, Relación
Beneficio Costo mayores a 1 y Período de Recuperación de la Inversión de 19
días en Auca-89 y de 3 meses con 5 días para Chonta Sur-01, se concluye que
la inversión en la instalación de un sistema de desgasificación es una alternativa
confiable y especialmente rentable para la optimización de producción de
petróleo en el Bloque 61.
5.2. Recomendaciones
Considerar un estudio a profundidad del origen de las pérdidas de señal y
problemas de los sensores del equipo de fondo, ya que dicho suceso reduce la
capacidad de monitoreo remoto de las condiciones operativas de los pozos.
Se recomienda obtener la data de los pozos no monitoreados remotamente con
la finalidad de ampliar el universo de estudio y obtener resultados más
específicos.
Mantener un seguimiento de los pozos que presentan en su historial problemas
por presencia de gas en la sección anular, analizando la implementación de un
sistema de desgasificación unificado, bajo un completo estudio a detalle de las
condiciones operativas de todos los pozos pertenecientes a la plataforma.
Considerar la posibilidad de automatizar los sistemas de desgasificación
instalados en las plataformas con la finalidad de tener un control inmediato de
los problemas que se presenten a lo largo de la producción del pozo, y a la vez,
minimizar las actividades de los operadores en campo.
Investigar métodos viables y de bajo costo para la industrialización del gas
residual con la finalidad de evitar su quema rutinaria en la tea y, por ende, la
grave contaminación atmosférica que esto provoca.
66
Analizar y evaluar nuevos procedimientos o alternativas de tecnologías, tanto en
facilidades como a nivel de completación, que permitan un mejor desempeño de
la bomba electro-sumergible, reduciendo las pérdidas generadas por liberación
de gas en el pozo.
67
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Pattern Recognition Analysis, Oil Wells, Petroleum Development Oman.
Doha: International Petroleum Conference.
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GEOLOGÍA Y PETRÓLEO. Quito: ISBN.
Calahorrano, W. (Abril de 2015). FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN DE
PROYECTOS. Quito, Pichincha, Ecuador.
Craft, B. C., & Hawkins, M. F. (1968). INGENIERÍA APLICADA DE
YACIMIENTOS PETROLÍFEROS. Madrid: Editorial Tecnos.
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Producción de Hidrocarburos I.
Espinoza, E., Garcés, M., Panta, K., & Malavé, K. (2013). Procedimiento
Recomendable para Determinar Parámetros de Diseño y Seleccionar los
Equipos Requeridos en la Operación Integral de un Sistema de Bombeo
Eléctrico. Guayaquil: Escuela Superior Politécnica del Litoral.
Fuerte, J., González, N., Escobar, J., & Arango, M. (2011). Modelamiento
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69
ANEXOS
70
ANEXO A.- Identificación de Presencia de Gas en Sección
Anular Mediante Plataforma Zedi
71
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03
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6 /
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A:
16
-AB
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01
7
86
ANEXO B.- Diagramas Mecánicos de Pozos de Estudio
87
DIAGRAMA MECÁNICO POZO ACAJ-090
KOP 1 @ 500' (MD)
KOP 2 @ 3680' (MD)
QUICK CONECTOR P3002
TBG 3 1/2" EUE 9.3 LPP N-80 NUEVA/REUTILIZADA 216/99
DIAGRAMAPOZO AUCA-090 (ACAJ-090)
WO # 03
EQUIPO
SAXON 34 BES AUCA
GL(ft) 918.5
KB(ft) 955.2
KB - GL(ft) 36.7
3 1/8" 5000 PSI VALVEWORKS USA
ELABORADO POR: JAVIER CHAVEZ
REVISADO POR: CARLOS ORTIZ / FABIAN ALVAREZ
APROBADO POR: DARIO MORALES / KAREN CHILA
ACAJ-090 15 DE AGOSTO DE 2017
05-jul-2013
SISTEMA CAMPO POZO FECHA
C&P.I.
WO#01 20-jul-2014
WO#02 05-sep-2014
Profundidad 0' - 9689'
INFORMACIÓN DEL CABEZAL WO#03 15-ago-2017
TIPO MULTIBOWL
TBG HANGER 11" x 3 1/2" EUE TOP AND BOTTOM
VALVULAS
9 5/8" CASING
SECCION "C" 11" x 5000 PSI
SECCION "B" 11" x 5000 PSI
28 JTS, 26 LPP, C-95
ID 8,681"
Drift 8.525"
Colapso 5090 psi
Volumen 0,0732 bls/ft
7" CASING
Número bandas en sarta 32
Profundidad 9508' - 10626'
ID 6,276"
Drift 6,151"
230 JTS, 47 LPP, C-95, BTCTXP
Peso Sarta Bajando (Klbs) 146
Peso Sarta Subiendo (Klbs) 123
Número de bandas en equipo 20
Número de bandas totales: 52
Protectores Cannon 3-1/2" 312
Colapso 5890 psi
Volumen 0,0383 bls/ft
INFORMACIÓN DEL EQUIPO BES
Capilar Externo 9974
Mid Joints Cannon 3 1/2" 313
Longitud Cable # 1/1 Sin Capilar 9822
Longitud MLE 120
CSG CONDUCTOR, 20", 94#/PIE, H-40 API-5CT, BTC, 0-268' (4 JTS) CEMENTADO CON 268 SXS TIPO A
20" ZAPATA GUIA SUPERFICIAL
10575' MD
10625' MD
TD = 10,626 ft MD / 10,352 ft TVD
7" ZAPATO GUIA
13 3/8" ZAPATA GUIA SUPERFICIAL
CABEZAL ELECTRICO
11" 5000 PSI x 3 1/2" 5000 PSI EUE BRIDA
MARCA: VALVEWORKS USA
198'
5707'
214 JUNTAS DE 3 1/2" EUE, 9.3 LPP, N-80 "CLASE A"99 JUNTAS DE 3 1/2" EUE 9.3 LPP, N-80 INSPECCIONADAEN TOTAL 313 JUNTAS SOBRE CAMISA.
9508'
10007'
CGS SUPERFICIAL, 13 3/8", 72 #/PIE, C-95, BTC, API 5CT' (141 JTS)
9 5/8 " ZAPATA GUIA
7" TOPE DE LINER (TORX EXPANDIBLE LINER PACKER)
LINER 7", 26 LB /PIE, C-95, BTC (SD), 9,508' - 10,625' MD (28 JTS)
7" COLLAR FLOTADOR10583' MD
9942'
9912'
9900'
9888'
9956'
9934'
9950'
9973' SENSOR XT-150 TIPO 1; SERIE= 450 S/N: S113XD16N08604
PROTECTOR LSBPB-LT MAX.; SERIE= 400/456 S/N: 3TN6C01044
VGSA D20- 60; SERIE= 400 S/N: 4BS7B7948900
AGH D5-21; 32 ETAPAS, SERIE= 400 S/N: 8DS7C7833682
BOMBA INF. D460N; 108 ETAPAS, SERIE= 400 S/N: S/N: 2FN0C00876
BOMBA MED. D460N; 108 ETAPAS, SERIE= 400 S/N: 2FN6A00422
BOMBA SUP. D460N; 108 ETAPAS, SERIE= 400 S/N: 2FN6A00391
ANGULO MAXIMO: 27.57 O@ 3585'
Permanent Datum - Sea Level
Elevation K.B.: 882.04 ft.
Elevation G.L.: 845.64 ft.
Original KB: 36.4 Hilong 15
CSG CONDUCTOR, 20", 94#/PIE, K-55, BTC, 0-227'
20" ZAPATA REVEST @ 227 ft
I.D. 19.124"
Drift 18.936"
Burst 2110 psi
Collapse 520 psi Volume 0.35527 bbls/ft.
CGS SUPERFICIAL, 13-3/8", 68#/PIE, K-55, BTC, 0' - 5710'
I.D. 12.415"
Drift 12.259"
Burst 3450 psi
Collapse 1950 psi INCL: 0.17 DEG Volume 0.14972 bbls/ft. AZ: 19.85 DEG 13 3/8" ZAPATA DE REVEST. @ 5710 ft MD
CSG INTERMEDIO, 9-5/8", 47#/PIE, N-80, BTC, 0 - 7476'
CSG INTERMEDIO, 9-5/8", 53.5#/PIE, P-110, BTC, 7476' - 9107'
I.D. 8.681" X-O 3 1/2" EUE Pin x 3 1/2" TSH B Pin
Drift 8.525" TUBERÍA 3 1/2" TSH BLUE 9.2# L80 1%Cr HASTA SUPERFICIE
Burst 6870 psi X-O 3 1/2" TSH Blue Box x 3 1/2" EUE Pin
Collapse 4750 psi 3 1/2" EUE x 2.81" CAMISA DESLIZABLE Volume 0.0732 bbls/ft. X-O 3 1/2" EUE Box x 3 1/2" TSH Pin
3 1/2" 9.2# TSH Blue TUBING
X-O 3 1/2" TSH Blue Box x 3 1/2" EUE Pin
3 1/2" EUE FLOW COUPLING
3 1 /2" EUE x 2.75" NIPPLE NOGO R CON STD VALVE
I.D. 8.535" X-O 3 1/2" EUE Box x 3 1/2" TSH Pin
Special Drift 8.5" 3 1/2" 9.2# TSH Blue TUBING
Burst 5320 psi X-O 3 1/2" TSH B Box x 3 1/2" EUE Pin
Collapse 6620 psi BODH serie 538 - 3 1/2" EUE - Redalloy Volume 0.07076 bbls/ft. Phoenix Discharge Pressure Sub, Serie 538, RLOY
Bomba, Manejador de Gas G
Separador VGSA
Protector Maximus,
I.D. 6.184" Protector Maximus,
Drift (Special) 6.125" Maximus serie / HP / V / A, RA-RLOY-AS-AFL
Burst 8160 psi Phoenix XT150 - Tipo 1 @ Collapse 7030 psi
Volume 0.03714 bbls/ft
7" TOPE DE LINER @ 8928 ft MD INCL: 1.63 DEG
AZ: 112 DEG 9 5/8" ZAPATA DE REVEST. @ 9107 ft MD
LINER DE PRODUCCIÓN, 7", 29#/PIE, L-80, TSH BLUE
8928 - 9753 ft MD
T inferior
9,525’ - 9,536’ (11’)
Elaborado Por:
Olivier Humbert
7" LANDING COLLAR @ 9,666 ft MD
INCL: 1.95 DEG 7" FLOAT COLLAR @ 9,707.6 ft MD
AZ: 101 DEG 7" ZAPATO DEL REVEST. @ 9,753 ft MD
TD = 9,760 ft MD / TVD = 9,625.3 ft
0´ - 227´
EPP Petroamazonas
Pozo SSF 204D
DIAGRAMA PROPUESTO
20" CASING DESIGN
BTC / K-55 / 94#
13 3/8" CASING DESIGN
8-Jul-15
0' - 5710'
BTC / K-55 / 68#
9 5/8" CASING DESIGN
0´ - 7476´
BTC / N-80 / 47#
9 5/8" CASING DESIGN
BTC / P-110 / 53.5#
7" CASING DESIGN
8928.6' - 9753'
29# / L-80 / TENARIS BLUE
7476´ - 9107´
Cabezal : 13-5/8’’x 11” x 3 ½” 3M
ARENISCA "HOLLIN"
10,484' - 10492' (8') C&PI
TOPE TEORICO MAX-R @ +/- 10,370.92'
CSG INTERMEDIO, 9-5/8", 47#/PIE, C-95, BTC, API 5CT' (230 JTS)
9924'
MOTOR MAX.; 1343 V. / 95.0 AMP. / 193 HP. SERIE= 456 S/N: 1CN3C01058
PROTECTOR LSBPB-UT MAX.; SERIE= 400 S/N 3CN6F00114-SN10
9930.5'
7" LANDING COLLAR PERFORADO EN C&PI
ARENISCA " U INFERIOR"
10,016' - 10,040' (24') @ 15DPP PJN WO#03 Redisparo10,040' - 10,050' (10') @ 10DPP PJN WO#03 Disparo
10260' 7" CIBP WO # 01
3 1/2" EUE TBG, 9,3 #/FT, N-80 CLASE "A"
3-1/2" EUE, NO-GO 3-1/2" EUE (S/N= 042-OP-6609) CON STD. VALVE 2.75" (SV5-17038),
DESCARGA 3-1/2" EUE; SERIE= 400
DESCARGA PHOENIX; SERIE= 400
CAMISA 3-1/2" EUE x 2.81" (2812 GL 0676-GLA)
FLOW COUPLING 3-1/2" EUE (0600-1),
3 1/2" EUE TBG, 9,3 #/FT, N-80 CLASE "A"
9817'
9850'
9857'
9887'
88
DIAGRAMA MECÁNICO POZO CHSA-002S1
ELABORADO POR: JOSE ROMERO / CARLOS PINEDA
REVISADO POR: DARIO MORALES/ EFRAIN NORIEGA
APROBADO POR: CARLOS ORTIZ/ FABIAN ALVAREZ
POZO FECHA:
CHSA-002S1 26-Feb-17
CO&PI : 26-nov-14
RTE: 1038.7 ft. WO # 1 : 26-abr-16
GLE: 1002.8 ft. WO # 2 : 26-feb-17
MR: 35.9 ft.
POZO TIPO: SIDETRACK
NUMERO DE SERIE LONG.
01 PUP JOINTS 3 1/2", 9,3 LB/FT, N-80 EUE, PSL2 05 6.09
01 PUP JOINTS 3 1/2", 9,3 LB/FT, N-80 EUE, PSL2 01 14.90
212'
20" CSG CONDUCTOR, 94 LB/PIE, K-55, BTC, 0-212' (6 JTS)
6593' 13-3/8" CSG SUPERFICIAL, 54.5 LB/PIE, K-55, BTC, 0-6593' (40 JTS)
EQUIPO 25
BHA 15
TUBERIA 19
CANNON 3 1/2" 346
MID JOINT 3 1/2" 347
06 JTS, TBG 3 1/2", 9,3 LB / FT, N-80, EUE, (BISELADOS), REPARADAS E INSPECCIONADAS
Peso Subiendo: (Klb) 112 9-5/8" CASING INTERMEDIO, 47 LB/PIE, N-80, BTC, (149 JUNTAS)
Peso Bajando: (Klb) 98 9-5/8" CASING INTERMEDIO, 53.5 LB/PIE, P-110, BTC (89 JUNTAS)
NUMERO DE SERIE LONG.
4790015680-024 2.95
N/A31.54
0018-4 6.36
N/A 31.00
N/A 0.58
N/A 0.75
2FS6J7766404 17.60
2FS6J7766408 17.60
10796'
8DN6C01235 6.35
4BS0H107175 3.33
3TN4A00335 8.03
3CN4A00336 8.03
10971' 9-5/8" ZAPATO DEL REVESTIMIENTO
MOTOR: 456, MAXIMUS 150 HP / 1886 V / 52,1 A 1CS5E6413058 18.70
S113XK16N09242 1.87
PUNTA DE BHA TOTAL BES + BHA 155.74
LINER PROD. 7", 29 LB /PIE, N-80, BTC, (35 JTS)
11694' TOPE TEORICO DEL MAXR
3 FT DE CEMENTO
11740' TAPON COPPERHEAD
12042' TAPON COPPERHEAD
12420' 7" LANDING COLLAR
12472' 7" ZAPATO DEL LINER
DIAGRAMA
POZO CHONTA SUR 002 S1 (CHSA-002S1)
WO # 02
COMPLETACIÓN TIPO BES SENCILLA CABEZAL ELECTRICO API 6A
MARCA: PACIFVALVS S.A ECUADOR
CABLE DE POTENCIA
MATERIAL USADO
EQUIPO SISTEMA CAMPO
SLR-056 BES CHONTA
10874 FT CABLE 4/1 ELB G5F
MLE
120 FT
BANDAS 3 1/2"
PROTECTORES DE CABLE
10861,99'(01) TUBO DE 3-1/2" EUE N-80, 9,3 LB/FT (BISELADO) - REPARADAS E INSPECCIONADAS
289 JTS, TBG 3 1/2", 9,3 LB / FT, L-80, EUE, REPARADAS E INSPECCIONADAS
CONECTOR DE SUPERFICIE
10859,04' 2,81 GL SLIDING SLEEVE W / 3-1/2 EUE BOX X PIN (CERRADA)
52 JTS, TBG 3 1/2", 9,3 LB / FT, N-80, EUE, REPARADAS E INSPECCIONADAS
QCI SN: 4101
10893,53' FLOW COUPLING OD 4,5 IN X ID 2,99 IN 6 FT LONG 4140 L80 1 CR EUE
10899,89'HYDRAULIC LANDING NIPLE R-2.75, 3-1/2 EUE 9.3 PPF BOX X PIN. L 0.3 MATERIAL L80 4140 + 2,75 GRB-
2 STANDING VALVE
47900141786-005 / 4580008009-
0261.05
10900,94'(01) TUBO DE 3-1/2" EUE N-80, 9,3 LB/FT (BISELADO) - REPARADAS E INSPECCIONADAS
10931,94' HEAD BOLT ON DISCHARGE, 3-1/2" EUE
10932,52' PRESSURE DISCHARGE PHOENIX
10933,27' PUMP: D460N CR-CT 164 STG 400/400, 68
10950,87' PUMP: D460N CR-CT 164 STG 400/400, 68
10968,47' AGH: D5-21 CR-CT 32 STG 400/400
10974,82' INTAKE: VGSA D20/60, 400/400 RLOY
11012,91' SENSOR PHOENIX XT 150 TIPO 1.
11014,78'
10978,15' PROTECTOR: MAXIMUS, LSBPB-UT, 400/400, 87 INC, RLOY
10986,18' PROTECTOR: MAXIMUS, BSBSL-LT, 400/400, 87 INC, RLOY
10994,21'
TOPE DE LA VENTANA @ 11060'
MAXIMO ANGULO DE DESVIACIÓN 61,78° @ 12427´
PT (D)= 12,860 ft MD
Configuración: 13-5/8’’ 5M x 3 1/8” 5M x 3-1/2” EUE (TREE
CAP)
Tubing Hanger 11” x 3 1/2" EUE
ARENISCA "T INFERIOR"11,891' - 11,900' (9') @ 5 DPP
11,905' - 11,9049 (44') @ 5 DPP
COLGADOR VERSAFLEX @ 10796 ft MD
ARENISCA "HOLLIN SUPERIOR"
12,220' - 12,280' (40') @ 5DPP
ARENISCA "U SUPERIOR"11,323' - 11,340' (17') @ 5 DPP
89
DIAGRAMA MECÁNICO POZO CHSA-004
ELABORADO POR: ROBERTO TEJADA/ ALBA MENESES
REVISADO POR: DARIO MORALES / KAREN CHILA
APROBADO POR: CARLOS ORTIZ/ FABIAN ALVAREZ
POZO FECHA:
CHSA-004 9-Mar-17
CO&PI : 18-abr-15
RTE: 1052.13 ft. WO # 1 : 9-mar-17
GLE: 1016.23 ft.
MR: 35.9 ft.
POZO TIPO: DIRECCIONAL "S"
350'
20" CSG CONDUCTOR, 94 LB/PIE, K-55, BTC, 0-350' (8 JTS)
6431' 13-3/8" CSG SUPERFICIAL, 68 LB/PIE, K-55, BTC, 0-6431' (145 JTS)
9-5/8" CASING INTERMEDIO, 47 LB/PIE, N-80, BTC, 0-7,276 (166 JUNTAS)
9-5/8" CASING INTERMEDIO, 53.5 LB/PIE, P-110, BTC 7,276-10,125(65 JUNTAS)
NUMERO DE SERIE LONG.
4790015680-004 2.94
EQUIPO 28
BHA 10 N/A31.02
TUBERIA 6
0090-2 6.34
CANNON 3 1/2" 322
MID JOINT 3 1/2" 325
N/A 31.00
9-5/8" ZAPATO DEL REVESTIMIENTON/A 0.58
N/A 0.75
2FS6L7833352 16.29
Peso Subiendo: (Klb) 120 2FS6L7833351 16.29
Peso Bajando: (Klb) 100
AGH: D5-21 32 STG ES-SS AFLAS 400/400. 8DS6H7746747 6.35
4BS6C1501206 3.33
3TS6L7873977 8.03
3CS6L7873938 8.03
1CS6L7831462 31.53
S113XA17N09494 1.87
2.10
TOTAL BES + BHA 167.50
LINER PROD. 7", 26 LB /PIE, P-110, BTC, (21 JTS)
3 FT DE CEMENTO NUMERO DE SERIE LONG.
10,700' 7" TAPON COPPERHEAD 54222 2.55
10,917' 7" LANDING COLLAR
10,968' 7" ZAPATO DEL LINER
10,093 FT CABLE 2 SOLID C/C 3/8
MLE
COMPLETACIÓN TIPO BES SENCILLA CABEZAL MULTIBOWL API 6A
MARCA: MISSION PETROLEUM
10194
EQUIPO SISTEMA CAMPO
SLR-056 BES CHONTA
MATERIAL USADO
323 JTS, TBG 3 1/2", 9,3 LB / FT, N-80, EUE, NUEVA PSL2
CABLE DE POTENCIA (REPARADO)
9960.00
DIAGRAMA
POZO CHONTA SUR 004 (CHSA-004)
WO # 01
MAXIMO ANGULO DE DESVIACIÓN 21,72° @ 4,052´ MD
100 ft 456 MAXLOK-400 KELB M, 5KB
10062
10065(01) TUBO DE 3-1/2" EUE N-80, 9,3 LB/FT - NUEVA PSL2
2,81 GL SLIDING SLEEVE W / 3-1/2 EUE BOX X PIN. 4140 L-80 OD MAX 4,5IN ID MIN 2,81 ST 2,81 D-2
(CERRADA)
10103(01) TUBO DE 3-1/2" EUE N-80, 9,3 LB/FT - NUEVA PSL2
10125
10096FLOW COUPLING OD 4,5 IN X ID 2,99 IN 6 FT LONG 4140 L80 1 CR EUE PIN X BOX.
10102
HYDRAULIC LANDING NIPLE R-2.75, 3-1/2 EUE 9.3 PPF BOX X PIN. L 0.3 MATERIAL L80 4140 + 2,75 GRB-
2 STANDING SLEEVE 4140 L-80 LANDS INTO 2,75 GR BOTTOM NO-GO LANDING NIPPLE
10168
10175 INTAKE: VGSA D20/60, 400/400 RLOY.
4790014186-029 / 4580008009-
0371.05
PRESSURE DISCHARGE PHOENIX
10136 D1150N 181 STG 400/400, ES-TT AFLAS
10152 D1150N 181 STG 400/400, ES-TT AFLAS
10225 SENSOR PHOENIX XT 150 TIPO 1. RLOY S 450
BANDAS 3 1/2"
PROTECTORES DE CABLE
CONECTOR DE SUPERFICIE
QCI SN: 5091
10186 PROTECTOR: MAXIMUS, BSBSL-LT, 400/400, RLOY
MOTOR: 456, MAXIMUS, RA-S, AS, KTB, GRB, RLOY 270 HP / 2626 V / 67,1 A
10178 PROTECTOR: MAXIMUS, BPBSL-UT, 400/400, RLOY
10134 HEAD BOLT ON DISCHARGE, 3-1/2" EUE
10135
10227 CENTRALIZADOR MOTOR
PT (D)= 10,970 ft MD
Configuración: 13-5/8’’ 5M x 3 1/8” 5M x 3-1/2” EUE (TREE
CAP)
Tubing Hanger 11” x 3 1/2" EUE
COLGADOR @ 9960.30 ft MD
ARENISCA "HOLLIN SUPERIOR"
10,752' - 10,759' (7') @ 5DPP10,768' - 10,776' (8') @ 5DPP10,780' - 10,785' (5') @ 5DPP
ARENISCA "U INFERIOR"10,311' - 10,345' (34') @ 10 DPP + P3
90
DIAGRAMA MECÁNICO POZO CHSA-005
ANGULO MAXIMO DE DESVIACION
15.49° @ 3900' (MD)
MAX DOG LEG: 1.54° @ 4377' (MD)
PT (D)= 10880' MD
PESO BAJANDO 156
PROTECTOLIZERS 2
PROTECTORES HIDROHEAD 10
PESO SUBIENDO 165
BANDAS EQUIPO BES 18
BANDAS EN TUBERÍA 13
BANDAS BHA 15
MATERIAL INSTALADO
QUICK CONNECTOR
PROTECTORES CANNON 307
MID JOINTS 305
CAMPO POZO FECHA 7-Apr-16
SAXON 55 BES CHONTA SUR CHSA-005 FIRMA
Diagrama del pozo CHSA 005
ELABORADO CARLOS PINEDA L.
REVISADO MANUEL PICO M.
APROBADO ARMIN FUENMAYOR
EQUIPO SISTEMA
4½
" T
TG
M L-8
0, 12.6
# (308
JTS)
LANDING COLLAR
10878'
MOTOR 456 MAXIMUS 180HP / 2262 V / 52 A
SELLO, SERIE 513
SEPARADOR DE GAS DRS-RLOY S/N 4BN6C01366
308 TUBOS DE 4½" TTGM, 12.6 LB/FT, L-80
SENSOR XT150 TIPO 1, S/N C113XH13N01612
COLGADOR 7" (XPAK-TIW)
10752.87'
PROTECTOR BPBSL-LT-RLOY-AFL-MAX, S/N 3CN2G02734
PROTECTOR BPBSL-UT-RLOY-AFL-MAX, S/N 3TN2G02733
BOMBA D460N 122 ETAPAS, S/N 2FN6D01397
CABEZAL MSP 11 x 3½ x 5M
CHSA 005RC-01
Completación: 06-MAY-2015RC-01: 06-ABR-2016
20" CSG CONDUCTOR, K-55, 94#/FT, BTC, 8 JTAS.
13 3/8" CSG SUPERFICIAL , K-55, 68#/FT, BTC, 146 JTAS.
9 5/8" CSG INTERMEDIO P110 (62 TUBOS) / N80 (200 TUBOS), 53.5 #/FT - 47 #/FT
7" LINER , P-110, 26 #/FT, BTC, 27 JTAS.
ARENA ''U INFERIOR''10238' - 10254' @ 5DPP
10008'
9866.84'
6465'
303'
RTE: 1052.16 FTGLE: 1016.26 FTMR: 35.9 FT
BOMBA D460N 122 ETAPAS, S/N 2FN6D01396
HEAD BOLT ON DISCHARGE PMP 400 RLOY 8RD 3-1/2" EUE
(01 EA) Tubo de 3-1/2" EUE, 9.3 LB/FT, L-80
NoGo Nipple de 2.75" Tipo "R" con Standing Valve Instalado
(01 EA) Tubo de 3-1/2" EUE, 9.3 LB/FT, L-809918'
9956'
9957'
9989'
9990'
10034'
10003'
10017'
10023'
10026'
10042'
10064'
AGH D5-21 32 ETAPAS, S/N 8DN6D01410
9988'DISCHARGE PRESSURE PMP 400 RLOY
Camisa Deslizable TIPO "L" DE 2.81" (CERRADA)9915'
Flow Coupling de 3-1/2" EUE9950'
10080' PUNTA DEL BHA
10 TUBOS DE 3½" EUE, 9.3 LB/FT, L-80
91
DIAGRAMA MECÁNICO POZO CHSA-006
REALIZADO POR:
REVISADO POR:
APROBADO POR :
FECHA :
RIG:
Permanent Datum - Sea Level
Elevation K.B.: 1057.95 ft.
Elevation G.L.: 1021.35 ft.
Original KB: 36.6 Sinopec 156
CSG CONDUCTOR, 20", 94#/PIE, K-55, BTC, 0-291'
20" ZAPATA REVEST @ 291 ft
I.D. 19.124"
Drift 18.936"
Burst 2110 psi CGS SUPERFICIAL, 13-3/8", 54.5#/PIE, K-55, BTC, 0-1139'
Collapse 520 psi CGS SUPERFICIAL, 13-3/8", 68#/PIE, K-55, BTC, 1139'-2746'
Volume 0.35527 bbls/ft. CGS SUPERFICIAL, 13-3/8", 72#/PIE, K-55, BTC, 2746'-6619'
325 TUBOS 3 ¹⁄₂" EUE, 9.3 #, L-80, R II, CLASE "A"
I.D. 12.615"
Drift 12.459"
Burst 3230 psi
Collapse 1140 psi
Volume 0.1546 bbls/ft.
INCL: 26.4 DEG
I.D. 12.415" AZ: 59 DEG Drift 12.259" 13 3/8" ZAPATA DE REVEST.@ 6619 ft MD Burst 3450 psi
Collapse 1950 psi CSG INTERMEDIO, 9-5/8", 47#/PIE, N-80, BTC, 0-7069'
Volume 0.1497 bbls/ft. CSG INTERMEDIO, 9-5/8", 53.5#/PIE, N-80, BTC, 7069' - 10472'
10103' -CAMISA DESLIZABLE TIPO "L" DE 2.81"
3 1/2" EUE L-80 (1) TUBO CLASE "A"
3-1/2" EUE FLOW COUPLING
I.D. 12.347" 10144' -
Drift 12.191" NO-GO NIPPLE DE 2.75" CON STD. VALVE
Burst 3700 psi 10176' - 3 1/2" EUE L-80 (1) TUBO CLASE "A"
Collapse 2230 psi DESCARGA 3-1/2" EUE S-540
Volume 0.1481 bbls/ft. 10177' - DESCARGA PHOENIX, RLOY S-540
BOMBA SUPERIOR SN2600 (101 ETAPAS), S/N 29S5E6413514
BOMBA INFERIOR SN2600 (101 ETAPAS), S/N 29S5E6413515
10202' - SEPARADOR DE GAS (INTAKE) S-540 ARZ, S/N RDN6G00413
I.D. 8.681" 10203' -
Drift 8.525" PROTECTOR SUPERIOR S-540 LSBPB-UT-MAXIMUS, S/N 3FN6F00421-SN17
Burst 6870 psi PROTECTOR INFERIOR S-540 LSBPB-LT-MAXIMUS, S/N 3FN6F00422-SN18
Collapse 4750 psi 10221' -
Volume 0.0732 bbls/ft. MOTOR MAXIMUS 562 RA-S-RLOY-AS-AFL-GRB 2009 V / 124 A / 413 HP, S/N 1HN6G00482
10247' - SENSOR PHOENIX XT-150 TIPO-1, S/N S113XB16N08313
CENTRALIZADOR PARA CSG 7"
10251' -
I.D. 8.535" INCL: 0.07 DEG Special Drift 8.5" AZ: 254 DEG Burst 7930 psi 7" TOPE DE LINER @ 10265 ft MD Collapse 6620 psi
Volume 0.07076 bbls/ft.
9 5/8" ZAPATA DE REVEST. @ 10472 ft MD
LINER PROD. 7", 29#/PIE, P-110, BTC, 10265 - 11305 ft MD
I.D. 6.184"
Drift 6.125"
Burst 11220 psi
Collapse 8530 psi
Volume 0.03714 bbls/ft
COTD 11210 FT
7" LANDING COLLAR @ 11217 ft MD
INCL: 0.46 DEG 7" FLOAT COLLAR @ 11259 ft MD
AZ: 322 DEG 7" ZAPATO DEL REVEST. 7" @ 11305 ft MD
TD =11310 ft MD / TVD =10839.21 ft
↑ 165 Klb, ↓ 130 Klb
PESO DE LA SARTA
13 3/8" CASING DESIGN
1139' - 2746'
BTC / K-55 / 68#
13 3/8" CASING DESIGN
20" CASING DESIGN
0´ - 291´
BTC / K-55 / 94#
13 3/8" CASING DESIGN
0' - 1139'
BTC / N-80 / 72#
9 5/8" CASING DESIGN
0´ - 7069´
BTC / N-80 / 47#
9 5/8" CASING DESIGN
7069´ - 10472´
BTC / L-80 / 53.5#
7" CASING DESIGN
10265' - 11305'
29# / P-110 / BTC
10190'
10212'
-
-
PETROAMAZONAS
CHSA-006
2746' - 6619'
MATERIALES UTILIZADOS
Bandas 3/4" : (10) tuberia / (9) BHA / (21) BES
Protectores LISSER (3) SERIE 540
Protectores HYDRA-HEAD (325)
Mid Joint (325)
Cable REDALEAD FLAT 2/1 empalmes @ 1946 ft y 5650 ft +/-
BTC / K-55 / 54.5#
Capilar externo desde equipo BES SN2600 hasta superficie
DIAGRAMA FINAL
COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES
Olivier Humbert
Pablo Ortiz / Santiago Baca
Operaciones PAM
11-Jul-16
Sinopec-156
Cabezal : 13-5/8’’x 11” x 3 ½” 5M
325
TBG
3 1
/2"
EUE
9.3#
L-8
0, R
II CL
ASE
"A
"
ARENA "HSUP"11040' - 11045' (5') 10 DPP11053' - 11070' (17') 10 DPP
92
ANEXO C.- P&ID Sistema de Desgasificación Plataforma Auca-
89
93
94
ANEXO D.- Análisis Económico Detallado
95
AN
ÁL
ISIS
EC
ON
ÓM
ICO
PL
AT
AF
OR
MA
AU
CA
-89
96
AN
ÁL
ISIS
EC
ON
ÓM
ICO
PL
AT
AF
OR
MA
CH
ON
TA
SU
R-0
1