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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

DETERMINACIÓN DE LAS GEOMETRÍAS ÓPTIMAS PARA LAS

BOMBAS TIPO JET MEDIANTE LA APLICACIÓN DEL MÉTODO

DE SMART EN 5 POZOS DEL ÁREA LIBERTADOR

PERTENECIENTE AL DISTRITO AMAZÓNICO PARA

INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE CRUDO

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

DENNIS DAVID CRUZ BASANTES

DIRECTOR: ING. VINICIO MELO GORDILLO

QUITO, MARZO 2016

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2015

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo, DENNIS DAVID CRUZ BASANTES, declaro que el trabajo aquí descrito es

de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que

se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________

DENNIS DAVID CRUZ BASANTES

C.I. 1718165739

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “DETERMINACIÓN DE LAS

GEOMETRÍAS ÓPTIMAS PARA LAS BOMBAS TIPO JET MEDIANTE LA

APLICACIÓN DEL MÉTODO DE SMART EN 5 POZOS DEL ÁREA

LIBERTADOR PERTENECIENTE AL DISTRITO AMAZÓNICO PARA

INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE CRUDO”, que, para aspirar al título de

Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Dennis David Cruz Basantes,

bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y

cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de

Titulación artículos 18 y 25.

___________________

MSc. Ing. Vinicio Melo Gordillo

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.C.: 1001048105

DEDICATORIA

Con inmenso cariño y gratitud le dedico esta tesis a mi madre América Basantes, a mi

padre Danilo Fajardo y a mi hermana Samia, que con su amor, paciencia y comprensión

han sabido guiar mi vida por el sendero del bien a fin de engrandecer y honrar a mi

familia.

Mamá y Papá, por haberme brindado el fruto de su esfuerzo y sacrificio por ofrecerme un

futuro mejor.

A todos quienes han sido fuente de inspiración para realizar mis sueños., y a todas las

personas que creyeron en mí, porque sin ellos no hubiese sido posible alcanzar este

objetivo.

DENNIS CRUZ

AGRADECIMIENTO

A mis padres América y Danilo por todo su esfuerzo, por ser mi apoyo y mi inspiración

para seguir adelante aún en los momentos difíciles, sin su ayuda no hubiese podido

culminar mi carrera profesional.

A mi hermana Samy, un pilar en mi vida, por darme su cariño y amor incondicional y

que a pesar de todo siempre estará ahí para apoyarme.

A mi Director de Tesis, Ing. Vinicio Melo por su paciencia, el soporte técnico, su tiempo,

la ayuda desinteresada en el desarrollo de esta tesis y sobre todo por transmitirme sus

conocimientos y brindarme su amistad durante toda mi vida académica.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial que ha sido la Institución en donde he logrado

tan preciado logro.

DENNIS CRUZ

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN ....................................................................................................... viii

ABSTRACT ....................................................................................................... ix

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

1.1 PROBLEMA. ................................................................................................. 2

1.2 JUSTIFICACIÓN. .......................................................................................... 2

1.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO ..................................................................... 3

1.3.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................... 3

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................................... 3

1.4 METODOLOGÍA ........................................................................................... 4

1.4.1 ALCANCE .................................................................................................. 4

2. MARCO TEÓRICO ...................................................................................... 5

2.1 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO HIDRÁULICO ................... 5

2.2 COMPONENTES PRINCIPALES DEL BOMBEO HIDRÁULICO .................. 5

2.2.1 COMPONENTES DE SUPERFICIE .......................................................... 6

2.2.2 COMPONENTES DE FONDO ................................................................... 8

2.3 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ............................................................ 10

2.3.1 PRINCIPIO DE OPERACIÓN .................................................................. 12

2.3.2 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ..................................... 13

2.4 SISTEMAS DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ .................................... 14

2.4.1 CIRCUITO ABIERTO ............................................................................... 14

2.4.2 CIRCUITO CERRADO ............................................................................. 15

2.5 CAVITACIÓN EN BOMBAS TIPO JET ....................................................... 17

ii

2.5.1 TIPOS DE CAVITACIÓN EN BOMBAS TIPO JET .................................. 18

2.6 DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DEL ÁREA LIBERTADOR ............................ 21

2.6.1 EMPRESAS OPERADORAS DEL AREA LIBERTADOR ........................ 21

2.6.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA .................................................................... 22

2.6.3 ESTADO ACTUAL DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA LIBERTADOR. ........ 23

2.6.4 CAMPOS PERTENECIENTES AL ÁREA LIBERTADOR. ....................... 24

2.6.5 DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL DEL ÁREA LIBERTADOR .................. 26

2.6.6 DESCRIPCION ESTRATIGRAFICA Y LITOLOGICA LIBERTADOR ...... 29

2.6.7 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS Y FLUIDOS LIBERTADOR ........ 32

2.6.8 FACILIDADES DE SUPERFICIE DEL ÁREA LIBERTADOR ................... 34

3. METODOLOGÍA PARA GEOMETRÍAS ÓPTIMAS BOMBAS JET .......... 37

3.1 ANTECEDENTES DE LAS BOMBAS JET.................................................. 37

3.2 METODO DE SMART ................................................................................. 38

3.2.1 ASPECTOS TEÓRICOS DEL BOMBEO TIPO JET ................................ 38

3.2.2 FACTORES DETERMINANTES EN LA SELECCIÓN BOMBA JET ........ 40

3.2.3 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE SMART. ...................................... 45

3.2.4 PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DE LA BOMBA JET ............ 51

3.3.1 ESTADO ACTUAL DEL POZO SHUSHUQUI 13 ..................................... 53

3.3.2 ESTADO ACTUAL DEL POZO SHUSHUQUI 22 ..................................... 64

3.3.3 ESTADO ACTUAL DEL POZO TETETE 15 ............................................ 77

3.3.4 ESTADO ACTUAL DEL POZO ATACAPI 14 ........................................... 80

3.3.5 ESTADO ACTUAL DEL POZO ATACAPI 16 ........................................... 83

4. DISCUSION DE RESULTADOS ............................................................... 87

4.1 ANÁLISIS POZO SHUSHUQUI 13 (SSQ-13) ............................................. 87

iii

4.2 ANÁLISIS POZO SHUSHUQUI 22 (SSQ-22) ............................................. 89

4.3 ANÁLISIS POZO TETETE 15 (TTT-15) ...................................................... 90

4.4 ANÁLISIS POZO ATACAPI 14 (ATA-14) .................................................... 92

4.5 ANÁLISIS POZO ATACAPI 16 (ATA-16) .................................................... 94

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................ 96

5.1 CONCLUSIONES ....................................................................................... 96

5.2 RECOMENDACIONES ............................................................................... 98

NOMENCLATURA ......................................................................................... 100

BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................. 102

ANEXOS ......................................................................................................... 104

iv

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 2.1. Coordenadas geográficas de los campos del Área Libertador. ....... 22

Tabla 2.2. Propiedades petrofísicas de las rocas del Área Libertador. ............. 33

Tabla 2.3. Características de los fluidos del Área Libertador. .......................... 33

Tabla 3.1. Relación de Presiones Óptimas ...................................................... 43

Tabla 3.2. Constantes para la ecuación 12 ...................................................... 47

Tabla 3.3. Características del pozo Shushuqui 13 ........................................... 53

Tabla 3.3. Características del pozo Shushuqui 13 (Continuación) ................... 54

Tabla 3.4. Características del pozo Shushuqui 22 ........................................... 64

Tabla 3.4. Características del pozo Shushuqui 22(Continuación) .................... 65

Tabla 3.5. Características del pozo Tetete 15 .................................................. 77

Tabla 3.5. Características del pozo Tetete 15 (Continuación) .......................... 78

Tabla 3.6. Resumen de cálculos para el pozo Tetete 15 .................................. 79

Tabla 3.7. Características del pozo Atacapi 14 ................................................ 80

Tabla 3.7. Características del pozo Atacapi 14 (Continuación) ........................ 81

Tabla 3.8. Resumen de cálculos para el pozo Atacapi 14 ................................ 82

Tabla 3.9. Características del pozo Atacapi 16 ................................................ 83

Tabla 3.9. Características del pozo Atacapi 16 (Continuación) ........................ 84

Tabla 3.10. Resumen de cálculos para el pozo Atacapi 16 .............................. 85

Tabla 4.1. Geometrías óptimas para el pozo Shushuqui 13. ............................ 87

Tabla 4.2. Comparación entre geometría instalada y geometría óptima de

bombas jet en el pozo Shushuqui 13. ............................................................... 88

Tabla 4.3. Geometrías óptimas para el pozo Shushuqui 22. ............................ 89


bombas jet en el pozo Shushuqui 22. ............................................................... 90

Tabla 4.5. Geometrías óptimas para el pozo Tetete 15. ................................... 91


bombas jet en el pozo Tetete 15. ...................................................................... 91

Tabla 4.7. Geometrías óptimas para el pozo Atacapi 14. ................................. 93

v


bombas jet en el pozo Atacapi 14. .................................................................... 93

Tabla 4.9. Geometrías óptimas para el pozo Atacapi 16. ................................. 94


bombas jet en el pozo Atacapi 16. .................................................................... 95

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 2.1. Componentes de superficie de bomba hidráulica. ........................... 8

Figura 2.2. Componentes de fondo del bombeo hidráulico. ............................. 10

Figura 2.3. Componentes principales de una bomba hidráulica tipo jet. .......... 12

Figura 2.4. Componentes principales de una completación con bomba tipo jet

(bomba Kobe Tipo “A”). .................................................................................... 13

Figura 2.5. Facilidades de superficie y configuración para circuito abierto. ..... 15

Figura 2.6. Facilidades de superficie y configuración para circuito cerrado. .... 17

Figura 2.7. Cavitación en la entrada de la garganta. ........................................ 19

Figura 2.8. Cavitación en garganta y difusor. ................................................... 19

Figura 2.9. Erosión por arena........................................................................... 20

Figura 2.10. Erosión a la entrada de la garganta. ............................................ 21

Figura 2.11. Columna estratigráfica de la cuenca oriente. ............................... 23

Figura 2.12. Ubicación de los campos del Área Libertador. ............................. 26

Figura 2.13. Mapa de ubicación de la estructura Shushuqui. .......................... 27

Figura 2.14. Mapa estructural del campo Atacapi. ........................................... 28

Figura 2.15. Mapa estructural del campo Tapi – Tetete. .................................. 29

Figura 3.1. Configuración de presiones en bomba tipo jet. .............................. 37

Figura 3.2. Curvas H vs M. .............................................................................. 41

Figura 3.3. Curva de comportamiento de diseño. ............................................ 42

vii

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO I ......................................................................................................... 104

Facilidades de superficie del Área Libertador.

ANEXO II ........................................................................................................ 106

Catálogos de bombas hidráulicas tipo jet y relaciones de áreas por fabricante.

ANEXO III ....................................................................................................... 111

Cálculo de presión de descarga de la bomba en el programa WellPerform.

ANEXO IV ....................................................................................................... 123

Cálculos para el dimensionamiento de bombas jet en el programa Excel.

ANEXO V ........................................................................................................ 138

Diagramas de completación de los pozos analizados.

viii

RESUMEN

El Área Libertador, perteneciente al bloque 57, operado por Petroamazonas

EP, es el tercer campo más grande de la Cuenca Oriente, con una producción

de 38 581 barriles de petróleo por día. En el presente trabajo se analizaron 5

pozos pertenecientes a este campo del Distrito Amazónico, los cuales tenían

instalada una completación con bombeo hidráulico tipo jet.

El marco teórico describió de una forma detallada y concisa, los aspectos más

importantes del bombeo hidráulico tipo jet, tales como principio de

funcionamiento, componentes principales tanto en el fondo del pozo como en

superficie, tipos de cavitación y sistemas de inyección de fluido motriz; siendo

también mencionadas las ventajas y desventajas del mismo. Además se enlistó

las características más importantes de los campos del Área Libertador como

son su ubicación geográfica, características litológicas y estratigráficas,

propiedades petrofísicas y PVT, poniendo especial énfasis en tres campos,

Shushuqui, Tetete y Atacapi.

En la metodología, se presentó de forma detallada el procedimiento utilizado

para el análisis de los pozos, mismo que es conocido como Método de Smart.

En dichos cálculos se observó que, en los 5 pozos analizados, las bombas se

encontraban mal diseñadas, ocasionando elevados gastos operativos debido al

mantenimiento prematuro al que debían ser sometidas las mismas.

Al analizar los resultados obtenidos, se seleccionó una bomba adecuada para

las condiciones actuales; para los pozos Shushuqui 13, Shushuqui 22, Atacapi

14 y Atacapi 16 se recomendó bombas más pequeñas que las instaladas

actualmente y para el pozo Tetete 15, una bomba más grande comparada con

la instalada actualmente.

ix

ABSTRACT

The Libertador Area belonging to Block 57, operated by Petroamazonas EP, is

the third largest country in East Basin, with a production of 38 581 barrels of oil

per day. In this paper 5 wells belonging to this area of the Amazon District were

analyzed, which had installed one completion with hydraulic jet pump type.

The theoretical framework described in a detailed and concise manner, the most

important aspects of the hydraulic pump type jet, such as working principle,

main components both downhole and surface types of cavitation and injection

systems motive fluid; It is also mentioned the advantages and disadvantages of

it. Besides the most important features of the area Libertador fields are enlisted

as its geographical location, lithological and stratigraphic, petrophysical

properties and PVT, with particular emphasis on three fields, Shushuqui, Tetete

and Atacapi.

The methodology is presented in detail the procedure used for the analysis of

the wells, it is known as Smart method. In these calculations it was observed

that, in the 5 analyzed wells, pumps were poorly designed, causing high

operating costs due to premature maintenance who must be subjected to the

same.

In analyzing the results, a pump suitable for the current conditions was selected,

for Shushuqui 13, Shushuqui 22, Atacapi 14 and Atacapi 16 recommended

smaller than currently installed pumps and for the well Tetete 15, a larger pump

compared to currently installed.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN.

En la actualidad la producción petrolera a nivel mundial ha causado que en la

mayoría de yacimientos la fuerza natural de producción de los mismos haya

decaído a tal punto que sea necesaria la implementación de un sistema de

levantamiento artificial, una de las mejores soluciones que se ofrecen es el

bombeo hidráulico.

Este método de levantamiento artificial posee dos tipos: El bombeo hidráulico

tipo pistón y el de tipo jet. En el presente trabajo se analizará el bombeo

hidráulico tipo jet.

El bombeo de tipo jet es un método de levantamiento que basa su principio de

funcionamiento en la transmisión de energía entre dos fluidos, el primero de

estos, es un fluido inyectado a presión desde superficie, el mismo que recibe el

nombre de fluido motriz; el segundo, es el fluido proveniente del reservorio o

también conocido como fluido producido.

La dificultad de aplicación de otros métodos de levantamiento casi siempre

tiene que ver con la dificultad al realizar el mantenimiento de los mismos, sin

embargo con el bombeo tipo jet los problemas de mantenimiento se ven

drásticamente reducidos, debido a que la bomba no posee partes móviles, la

bomba de fondo puede ser fácilmente recuperada con solo revertir el flujo

desde la válvula de 4 vías y se puede aplicar fácilmente en pozos profundos y

desviados, que son los pozos más comunes actualmente. Las bombas tipo jet

pueden funcionar de mejor manera en ambientes corrosivos y con altos

porcentajes de arena en comparación con los bombeos de tipo mecánico y

2

electrosumergible, los cuales reducen en gran medida su vida útil al estar

funcionando en este tipo de ambientes.

Con el afán de reducir costos y mejorar la eficiencia en las operaciones

hidrocarburíferas, la aplicación de este tipo de métodos se hace necesaria. Sin

embargo se debe tomar en cuenta las desventajas que tiene este método de

levantamiento, entre las que tenemos una baja eficiencia mecánica, ya que

requiere de una mayor potencia de entrada y tiende a la cavitación si la presión

de succión no es suficientemente alta.

1.1 PROBLEMA.

Las bombas de tipo jet que se utilizan en los campos petroleros del Ecuador, no

llegan a cumplir la vida útil que ofrece el fabricante debido principalmente a que

no se realiza el adecuado dimensionamiento de las mismas, con lo cual se

incurre en gastos para la compra de una nueva bomba.

1.2 JUSTIFICACIÓN.

En la actualidad es necesaria la innovación en la industria petrolera, para esto

se deben realizar procesos cada vez con mayor complejidad de la forma más

eficiente y rentable posible.

Uno de los aspectos más importantes en la cadena de producción del petróleo

es el Levantamiento Artificial, ya que de esta forma es posible la extracción del

crudo a superficie para que pueda ser procesado e industrializado, es por esta

razón que se debe dar vital importancia a todos los aspectos relacionados con

el levantamiento, ya sea en el mejoramiento de los procesos existentes o la

creación de nuevos modelos para este fin.

3

Al realizar cálculos de ingeniería precisos del dimensionamiento de una bomba

de tipo jet es posible incrementar la vida útil de la misma, además que se puede

incrementar la producción de crudo sin dañar el yacimiento y sin causar

problemas de cavitación de la bomba.

El método de bombeo hidráulico con bomba jet presenta aspectos favorables

tanto económicos como operacionales, es así que este método puede ser

considerado apto para cualquier tipo de campo. Por estos motivos se quiere

realizar la investigación para el correcto dimensionamiento y su puesta en

marcha.

1.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO

OBJETIVO GENERAL

Determinar mediante el método de Smart la geometría óptima de una bomba

hidráulica tipo jet en un sistema de levantamiento artificial para la producción de

petróleo de un campo del Oriente Ecuatoriano.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1. Determinar las ventajas y desventajas del manejo del sistema de bombeo

hidráulico tipo jet.

2. Analizar los factores involucrados en la selección de la geometría de la

bomba jet y determinar la geometría óptima en 5 pozos del Área

Libertador.

3. Evaluar los resultados de cálculos mediante corrida del Método de Smart

en Excel.

4

1.4 METODOLOGÍA

ALCANCE

El presente trabajo tiene como finalidad el correcto dimensionamiento de

bombas de tipo jet para incrementar la producción de un campo del oriente

ecuatoriano, utilizando el método de Smart; el cual determina la relación de

áreas junto con el área de la boquilla para una presión de operación superficial

dada, mediante el análisis de diferentes condiciones en el conjunto de fondo de

la bomba hidráulica.

CAPÍTULO II

5

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

2.1 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO HIDRÁULICO

En este sistema de levantamiento artificial, la bomba del fondo del pozo es

accionada mediante una bomba hidráulica en superficie, la cual da energía al

fluido que ingresa al pozo, este fluido es conocido con el nombre de fluido

motriz.

El principio físico que se aplica para el funcionamiento de este método es la Ley

de Pascal, la cual enuncia que:

“La Presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido, se

transmite, con igual intensidad a cada porción del fluido y a las paredes del

recipiente que lo contiene” (Karolys Mancheno & Rodriguez Alvarez, 2004, pág. 6).

2.2 COMPONENTES PRINCIPALES DE UN SISTEMA DE

BOMBEO HIDRÁULICO

El sistema de Bombeo Hidráulico posee equipos tanto en superficie como en el

fondo que son exclusivos de este método de levantamiento, la continua revisión

de estos componentes garantizará el buen funcionamiento del mismo.

Se presentan a continuación los componentes de superficie y los componentes

de fondo.

6

2.2.1 COMPONENTES DE SUPERFICIE

TUBERÍA DE ALTA Y BAJA PRESIÓN

La tubería de alta presión soporta hasta 5000 psi, mientras las tuberías de baja

presión tienen márgenes de resistencia menores (500–800 psi).

BOMBAS DE SUPERFICIE

Estas bombas usualmente utilizan émbolos y camisas metal a metal y válvulas

tipo bola, los mismos que requieren poco mantenimiento.

CABEZAL DEL POZO

Todo pozo posee un cabezal; dentro del bombeo hidráulico se pueden emplear

dos clases:

El cabezal de pozo que tiene válvulas de 4 vías y el cabezal de tipo christmas

tree (árbol de navidad).

VÁLVULA DE CONTROL DEL POZO

Sirve para controlar la dirección del fluido motriz.

VÁLVULA DE CONTROL DE FLUJO, VRF

Sirve específicamente para regular el paso del fluido a ser inyectado al pozo y

consecuentemente a la bomba.

7

LUBRICADOR

Sirve para sacar la bomba y desplazar la bomba hacia el pozo evitando la

contaminación del medio ambiente.

TURBINA DE CAUDAL

Posee una turbina con álabes que giran a gran velocidad, este giro es

producido por la energía cinética del fluido motriz presurizado.

CUENTA BARRILES

Es un instrumento electromagnético que sirve para leer las pulsaciones que se

producen al interior de la turbina.

MANÓMETROS

Manómetros de alta y baja presión (5000 psi y 600 psi respectivamente).

VÁLVULAS DE PASO.

Restringen o permiten el flujo en las tuberías.

A continuación en la Figura 2.1 se describen componentes de superficie

pertenecientes al Bombeo Hidráulico tipo Jet.

8

Figura 2.1 Componentes de superficie del bombeo hidráulico Fuente: (Torres Vaca, 2010)

2.2.2 COMPONENTES DE FONDO

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)

Es la sarta de tubos que se encuentran instalados desde superficie hasta fondo

del pozo. La longitud de cada tubo es de aproximadamente 30 pies, siendo los

más utilizados en el Oriente los diámetros de 3 1/2 pg, 2 7/8 pg y 2 3/8 pg.

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)

Esta tubería va cementada a las paredes del pozo, se tienen diámetros de:

5 ½ pg, 7 pg, 9 5/8 pg, 10 3/8 pg y 13 3/8 pg.

9

CAVIDAD

Es un conjunto de extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos de

manera especial para determinado tipo de bomba (pistón o jet). En el interior de

la cavidad se aloja la bomba.

AISLADORES DE ZONAS (PACKERS)

Son componentes del sistema de levantamiento que poseen mecanismos de

tipo hidráulico o mecánico que ayudan a formar un sello entre las paredes de la

tubería de revestimiento (Casing) y la tubería de producción (Tubing).

CAMISAS

Son componentes de la completación de fondo del bombeo hidráulico tipo jet

que se ubican lo más cerca posible al intervalo de la arena productiva. Gracias

a su función de apertura y cierre mediante la herramienta “Shifting tool”, permite

que ingrese al pozo únicamente el fluido de la arena en la cual se encuentra

ubicada la camisa; además, sirve como un lugar de alojamiento de la bomba jet

en el fondo del pozo.

STANDING VALVE

La Standing Valve o también conocida como Válvula Check es utilizada para

evitar el regreso de los fluidos producidos al reservorio. El mecanismo de dicha

válvula consta de una bola que se mueve hacia arriba cuando la bomba está

funcionando (válvula abierta) y se mueve hacia abajo cuando la bomba se

apaga (válvula cerrada), formando un sello y evitando el regreso del fluido.

A continuación en la Figura 2.2 se describen los componentes de fondo

pertenecientes al Bombeo Hidráulico tipo Jet.

10

Figura 2.2 Componentes de fondo del bombeo hidráulico Fuente: (Torres Vaca, 2010)

2.3 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

El bombeo hidráulico de tipo jet, es una variante del bombeo de tipo pistón, el

cual ofrece como sus principales ventajas el no poseer partes móviles en su

completación de fondo y que realiza el levantamiento de fluido mediante la

transmisión de energía entre dos fluidos, el primero de estos, es un fluido

inyectado a presión desde superficie, el mismo que recibe el nombre de fluido

motriz; el segundo, es el fluido proveniente del reservorio o también conocido

como fluido producido.

11

Las principales ventajas del bombeo tipo jet son:

o Flexibilidad en la tasa de producción.

o Cálculo de la PWF en condiciones fluyentes.

o La bomba no posee partes móviles lo que significa alta duración y menor

tiempo en tareas de mantenimiento.

o Puede ser instalada en pozos desviados.

o Bombea todo tipo de crudos, inclusive crudos pesados.

o Las bombas de subsuelo pueden ser circuladas o recuperadas

hidráulicamente.

o Es fácilmente optimizada cambiando el tamaño de la boquilla y la garganta.

o Apropiadas para instalación de medidores de presión de fondo debido a su

baja vibración.

o Puede manejar fluidos contaminados con CO2, H2S, gas y arena.

Sin embargo, el bombeo jet también está sujeto a varias desventajas entre las

más importantes podemos considerar:

o Las bombas jet requieren una potencia alta y tienen una eficiencia mediana

a baja.

o Requieren sumergirse, es decir deben estar cubiertas por el fluido del pozo,

en aproximadamente un 20% para desempeñarse correctamente.

o Las bombas Jet son propensas a la cavitación en la entrada de la garganta

a bajas presiones de admisión de la bomba.

o Para evitar problemas operacionales como la cavitación, se debe emplear

una presión de succión alta.

o El proceso de bombeo hidráulico tipo jet tiene una baja eficiencia

mecánica.

o La bomba hidráulica tipo jet necesita una mayor potencia de entrada en

comparación con la potencia necesaria en una bomba hidráulica tipo pistón.

12

2.3.1 PRINCIPIO DE OPERACIÓN

La descripción del principio de funcionamiento de las bombas Jet se puede

realizar con base en la Figura 2.3. En esta representación visual se aprecia que

los componentes principales de una bomba de este tipo son:

o Boquilla (Nozzle)

o Garganta (Throat)

o Difusor (Difuser)

Figura 2.3 Componentes principales de una bomba hidráulica tipo jet

Fuente: (Castillo, 2014)

Básicamente, las bombas jet operan bajo el principio de Venturi; el fluido motriz

a alta presión entra en la boquilla de la bomba, la presión se reduce debido a la

alta velocidad del fluido motriz, esta reducción de la presión hace que el fluido

13

producido se introduzca en la garganta y se mezcle con el fluido motriz. En el

difusor, la energía en forma de alta velocidad es convertida en alta presión,

suficiente para bombear la tasa de fluido motriz y levantar el fluido producido a

la superficie (mezcla).

2.3.2 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

La bomba Jet es el componente principal de la completación de fondo, estas

bombas básicamente son de circulación estándar y circulación inversa. En una

bomba con circulación estándar el fluido motriz es inyectado por la tubería de

producción y se produce por el espacio anular Tubing - Casing, mientras que,

en circulación inversa la inyección se da por el espacio anular y la producción

se realiza por el Tubing. La Figura 2.4 muestra los componentes constitutivos

de la bomba jet.

Figura 2.4 Componentes bomba tipo jet (Bomba KOBE tipo “A”).

Fuente: (Melo, 2014)

14

2.4 SISTEMAS DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ

Uno de los aspectos más importantes para el funcionamiento del bombeo

hidráulico es el fluido motriz, ya que es éste el que transfiere la energía al fluido

para que pueda ser producido.

Existen dos tipos de sistemas de inyección, los cuales son aplicables para las

dos variantes del bombeo hidráulico, estos son: circuito abierto y circuito

cerrado.

2.4.1 CIRCUITO ABIERTO

Es el sistema más antiguo que se utilizó para la inyección del fluido motriz, su

aplicación es muy sencilla y no representa costos significativos en la operación.

El proceso que utiliza no hace necesario agregar ningún tipo de herramienta

extra en la completación del pozo, ya que al mezclarse con los fluidos

producidos, es fácilmente llevado a superficie, ya sea por una tubería de

descarga, o por el espacio anular entre el casing y el tubing, siendo este último,

un caso muy común en la industria petrolera ecuatoriana.

Tiene significativas ventajas como lo es la capacidad de inyectar fluido motriz

cargado con aditivos para el control de problemas de corrosión, parafinas,

escalas, directo al pozo, logrando una disminución significativa en los

problemas operativos.

A continuación en la Figura 2.5 se observa el diagrama de las facilidades de

superficie y configuración para un circuito abierto.

15

Figura 2.5 Facilidades de Superficie y Configuración para un Circuito Abierto


2.4.2 CIRCUITO CERRADO

Es el sistema más completo que se puede encontrar en la actualidad, el cambio

más significativo que tiene, en relación al circuito abierto es que el fluido motriz

nunca llega a mezclarse con los fluidos producidos, es decir que una vez

inyectado a la presión requerida y haber accionado los mecanismos de fondo,

es recuperado por una sarta de tubería adicional, la cual debe ser instalada

tanto dentro del pozo como en la superficie.

16

Con esto, dicho fluido motriz es recuperado hacia los tanques de

almacenamiento para su posterior recirculación, convirtiéndose en un proceso

cíclico y cerrado.

Entre las ventajas del circuito cerrado tenemos las siguientes:

a) La medición de los fluidos producidos es exacta. Al necesitar un tanque

de almacenamiento de fluido motriz de menores dimensiones, se puede

ahorrar espacio en la locación así como también se pueden optimizar

recursos económicos.

b) La disminución de las pérdidas de fluido motriz con relación a un sistema

abierto.

Sin embargo, este sistema también tiene algunas desventajas como lo son:

a) En un sistema cerrado el fluido motriz no siempre estará limpio, a pesar

de no tener contacto con otros fluidos.

b) Es un sistema muy costoso, haciendo menos popular y una opción poco

utilizada.

A continuación en la Figura 2.6 se observa el diagrama de las facilidades de

superficie y configuración para un circuito cerrado.

17

Figura 2.6 Facilidades de Superficie y Configuración para un Circuito Cerrado Fuente: (Melo, 2014)

2.5 CAVITACIÓN EN BOMBAS TIPO JET

La cavitación es un fenómeno muy común en las bombas hidráulicas,

generalmente, tiene diferentes significados, los mismos que varían según la

apreciación.

Para unos se define como el ruido de “golpeteo” o “traqueteo” que se produce

en una bomba. Otros la llaman “patinaje”, ya que la presión de la bomba

decrece y el caudal se torna errático. (Alvarado, 2010).

18

Físicamente, la cavitación se produce cuando la presión en algún punto o zona

de la corriente de un líquido desciende por debajo de un cierto valor mínimo

admisible. (Alvarado, 2010); Es decir, cuando un fluido atraviesa una zona en

la cual la presión de trabajo es menor que la presión de vapor de dicho fluido; a

causa de esto, en el fluido se forman pequeñas burbujas de vapor.

Estas burbujas son transportadas en suspensión por el fluido hasta alcanzar

zonas de mayor presión; en estas zonas dichas burbujas regresan a su estado

líquido de manera abrupta, causando pequeñas implosiones de las burbujas de

vapor, sin embargo al ser miles de pequeñas burbujas reventando, el sonido

que causan al hacer contacto con alguna pared sólida, se vuelve muy notorio

(generalmente se escucha como si grava o arena estuvieran golpeando dentro

de la bomba); además, dichas implosiones causan picaduras al interior de la

paredes de la bomba, debido a las grandes presiones que resultan de cada una

de las implosiones de las burbujas. Cuando se produce el fenómeno de

cavitación la bomba no solo disminuye considerablemente sus prestaciones,

sino también experimenta daños internos en la boquilla, garganta y difusor.

Un diseño inadecuado de la bomba conlleva no solo a la pérdida de producción

y daños en la completación del pozo, sino también puede tener consecuencias

desastrosas como lesiones al personal que labora en la locación.

2.5.1 TIPOS DE CAVITACIÓN EN BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET

CAVITACION EN LA ENTRADA DE LA GARGANTA

Es provocada por el fluido de producción. Para evitar este tipo de cavitación se

debe emplear un tamaño mayor de garganta. Se observa el efecto de este tipo

de cavitación en la Figura 2.7

19

Figura 2.7 Cavitación en la entrada de la garganta

Fuente: (Torres Vaca, 2010)

CAVITACION EN GARGANTA Y DIFUSOR

La cavitación en el extremo inferior de la garganta y entre el difusor es causada

por el fluido motriz. Para corregir este problema, se debe regular una menor

presión de entrada a la bomba. Se observa el efecto de este tipo de cavitación

en la Figura 2.8

Figura 2.8. Cavitación en garganta y difusor.


20

EROSIÓN POR ARENA

La erosión por arena ocurre en una gran longitud del área desde el extremo de

la entrada de la garganta dentro de la sección del difusor de la garganta.

Se observa el efecto de este tipo de cavitación en la Figura 2.9

Figura 2.9. Erosión por arena Fuente: (Torres Vaca, 2010)

EROSIÓN A LA ENTRADA DE LA GARGANTA

Este tipo de erosión se produce en el extremo de entrada de la garganta, el

mismo que se torna más ancho, debido al intento de producir más de lo que el

área anular permite; también es causado por el aparecimiento de mayores

volúmenes de gas.

Se observa el efecto de este tipo de cavitación en la Figura 2.10

21

Figura 2.10 Erosión a la entrada de la garganta.


2.6 DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DEL ÁREA LIBERTADOR

PERTENECIENTE AL DISTRITO AMAZÓNICO

2.6.1 EMPRESAS OPERADORAS DEL AREA LIBERTADOR

El Activo Libertador está siendo operado por la empresa Petroamazonas EP,

siendo nombrado como Shushufindi - Libertador y designado como el Bloque 57

en el Mapa de Bloques Petroleros del Ecuador.

Desde el año 2012, se vienen realizando trabajos en los campos Libertador y

Atacapi para recuperar la producción perdida, los cuales son realizados por la

empresa petrolera canadiense Canacol, con sede en Calgary. Sin embargo,

esta empresa no trabaja sola, ya que pertenece a un consorcio cuyo nombre es

Pardaliservices S.A, el cual invierte en la exploración y producción del Activo

Libertador.

22

Además de la antes nombrada Canacol (25% de participación no operativa), el

consorcio está formado por las empresas: Tecpetrol, Schlumberger y Sertecpet,

las cuales comparten los riegos del capital y obtienen beneficios a tasas

acordadas. Dicho mecanismo empresarial se conoce como “joint venture”.

2.6.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El Área Libertador, se encuentra ubicada al norte de la Cuenca Oriente la

provincia de Sucumbíos, a 250 Km al este de Quito, y alrededor de 25 Km al sur

de la frontera con Colombia.

El Activo Libertador está compuesto por los campos: Atacapi, Arazá, Libertador,

Frontera, Pacayacu, Pichincha, Secoya, Shuara, Shushuqui, Tapi y Tetete.

El presente trabajo se centrará en los campos Shushuqui, Atacapi y Tetete. La

información recopilada de los campos fue tomada hasta el 31 de diciembre de

2014

En la Tabla 2.1 se presentan las coordenadas geográficas de los campos

mencionados.

Tabla 2.1 Coordenadas Geográficas de los Campos del Área Libertador.

CAMPO COORDENADAS

LATITUD LONGITUD

SHUSHUQUI 00° 03’ 08’’ Norte

a 00° 06’ 24’’ Sur

76° 35’ 30’’ Oeste

a 76° 34’ 09’’ Este

ATACAPI 00° 01’ 33’ Norte

a 00° 06’ 30’’ Sur

76° 30’ 50’’ Oeste

a 76° 39’ 45’’ Este

TETETE 00° 10’ 11’’ Norte

a 00° 12’ 23’’ Sur

76° 30’ 46’’ Oeste

a 76° 32’ 04’’ Este

Fuente: (Secretaría de Hidrocarburos SHE, 2015)

23

A continuación en la Figura 2.11 se muestra la columna estratigráfica de la

Cuenca Oriente perteneciente al Distrito Amazónico.

Figura 2.11 Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente


2.6.3 ESTADO ACTUAL DE PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS

PETROLEROS DEL ÁREA LIBERTADOR.

El Activo Libertador es el tercer campo más grande de la Cuenca Oriente, tiene

una producción de 38 581 barriles de petróleo por día. Según proyecciones de

24

la empresa Petroamazonas EP, se prevé que para diciembre de 2015, el Activo

Libertador alcance alrededor de 8 millones 247 mil barriles de petróleo de

producción anual.

A continuación se detalla la producción de cada campo perteneciente al Área

Libertador:

o Arazá: 852 bl/día

o Atacapi: 4 901 bl/día

o Frontera: 519 bl/día

o Pichincha: 1 103 bl/día

o Tapi: 2 795 bl/día

o Tetete: 997 bl/día

o Secoya: 7 280 bl/día

o Shuara: 1 095 bl/día

o Shushuqui: 1 754 bl/día

o Pacayacu: 431 bl/día

o Libertador: 16 854 bl/día

2.6.4 CAMPOS PETROLEROS PERTENECIENTES AL ÁREA LIBERTADOR.

CAMPO SHUSHUQUI

El campo Shushuqui está ubicado en la parte Noroccidental del campo

Libertador, al sur del campo Pacayacu. Su estructura fue descubierta con la

perforación del pozo Shushuqui 01 (SSQ-01) en el año de 1980.

25

Las zonas productoras de mayor importancia constituyen las arenas “T” y “UINF”.

Pertenecientes a la formación Napo, las mismas que se encuentran a una

profundidad de 8 276 pies y 8 123 pies, respectivamente.

o CAMPO ATACAPI

El campo Atacapi fue descubierto por el consorcio Texaco Gulf en 1968, gracias

a la perforación del pozo Atacapi 01; el mismo que alcanzo la profundidad de

9 848 pies, con una producción de crudo de 3 800 bl/día.

Dicha producción se dividió en dos partes: la primera con 29.0 °API, obtenida

de la arena “U” con una producción de 1 960 bl/día de crudo y la segunda con

34.0 °API, obtenida desde la arena “T” la cual, alcanzó el volumen de 1 840

bl/día de crudo.

o CAMPO TETETE

El campo Tetete, tuvo una producción inicial de 1 645 bl/día, de los cuales;

1 315 bl/día de 30.0 °API fueron producidos de la arena “T” y los restantes 330

bl/día de 29.0 °API fueron obtenidos de la arena “U”.

A diciembre de 2015 el campo Tetete está produciendo aproximadamente 1 500

bl/día de petróleo.

A continuación, en la Figura 2.12 se muestra la ubicación de los campos

mencionados, pertenecientes al Área Libertador:

26

Figura 2.12 Ubicación de los campos del Área Libertador. Fuente: (EP Petroecuador, 2010)

2.6.5 DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL DE LOS CAMPOS PETROLEROS DEL

ÁREA LIBERTADOR

o CAMPO SHUSHUQUI.

Estructuralmente, el campo Shushuqui es un anticlinal que forma parte del

campo Libertador, el mismo que tiene forma de cajón, teniendo el cierre máximo

del Alto Shushuqui en 180°.

En la Figura 2.13, que se muestra a continuación, se observa el mapa de

ubicación de la estructura Shushuqui.

27

Figura 2.13 Mapa de ubicación de la estructura Shushuqui. Fuente: (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004)

o CAMPO ATACAPI

El campo Atacapi tiene un área de 3 350 acres, está formado por un anticlinal

con dirección norte – sur además de presentar una falla inversa en dirección

norte hacia el este.

En la Figura 2.14 que se muestra a continuación, se observa el mapa

estructural del campo Atacapi.

28

Figura 2.14 Mapa Estructural del Campo Atacapi Fuente: (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004)

o CAMPO TAPI – TETETE

El campo Tapi – Tetete está formado por anticlinales con dirección noreste –

suroeste. Se puede diferenciar ambos campos con base en sus niveles;

estando el campo Tapi más profundo que el campo Tetete.

En la Figura 2.15, que se muestra a continuación, se observa el mapa

estructural del campo Tapi – Tetete.

29

Figura 2.15 Mapa Estructural del Campo Tapi – Tetete Fuente: (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004)

DESCRIPCION ESTRATIGRAFICA Y LITOLOGICA DE LOS CAMPOS

PETROLEROS DEL AREA LIBERTADOR

Los campos del Área Libertador, se caracterizan por la presencia de areniscas

cuarzosas de color gris verdoso o claro – cristalino.

El tamaño del grano es variable y mezclado, subangular, firme, cemento

ligeramente calcáreo. Los minerales arcillosos son caolinita, esmectita, ilita y

clorita además de minerales importantes de glauconita y pirita.

30

Los principales reservorios productores de los campos del Área Libertador, se

encuentran en la formación Napo en su miembro inferior, en los intervalos

clásticos denominados “U” y “T”, presentándose también Basal Tena en los

campos Atacapi, Pacayacu, Secoya, Shuara y Shushuqui.

A continuación se describe la litología de los campos petroleros que forman el

Área Libertador:

CAMPO SHUSHUQUI

o Arenisca Basal Tena

Arenisca cuarzosa redondeada de grano medio a grueso con una porosidad

promedio de 19% y una permeabilidad de 600 a 1 000 mD.

o Arenisca “U superior”

Arena cuarzosa con presencia de intercalaciones de lutita, a la base una

secuencia grano-creciente y hacia arriba secuencias grano-decrecientes de

areniscas.

o Arenisca “U inferior”

Arena cuarzosa, en partes algo micácea, grano decreciente, limpia, masiva y

con estratificación cruzada a la base, laminada al techo.

o Arenisca “T superior”

Arena cuarzo-glauconítica métrica de grano muy fino, masivas a onduladas.

Tiene importante presencia de cemento calcáreo.

31

o Arenisca “T inferior”

Arena cuarzosa en secuencias métricas, grano decreciente de grano grueso a

muy fino, con estratificación cruzada en intercalaciones lutáceas. Importante

contenido de glauconita.

CAMPO ATACAPI

o Basal Tena

Tipo de arenisca cuarzosa transparente con tamaño de grano grueso a muy

grueso, cemento de tipo calcáreo ligero, residuo café claro y con muestras de

hidrocarburos.

o Arenisca “U superior”

Tipo de arenisca cuarzosa, de grano firme y fino a medio, subangular a

subredondeada, clasificación regular, cemento silíceo, con glauconita y con

muestras de hidrocarburos.


Arenisca de tipo cuarzosa transparente, compacta, subangular, clasificación

regular, verde claro, grano de medio a grueso, cemento calcáreo, fluorescencia

natural discontinua blanca, corte instantáneo, residuo café y con muestras de

petróleo.


Arenisca de cuarzo, grano fino a medio, subangular, clasificación regular,

32

cemento ligeramente calcáreo, glauconítica y presencia de hidrocarburos.


Arenisca cuarzosa, compacta, grano fino a medio, subangular, clasificación

regular, cemento calcáreo, fluorescencia natural discontinua amarillenta, corte

instantáneo, residuo café y con muestras de hidrocarburos.

CAMPO TAPI – TETETE


Areniscas con intercalaciones de lutita calcárea.


Arenisca limpia glauconítica saturada de hidrocarburos.


Arenisca cuarzosa, limpia, de grano medio a fino, subangular a subredondeado,

bien seleccionada, cemento silíceo levemente calcáreo.

2.6.7 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS Y FLUIDOS DE LOS CAMPOS

PETROLEROS DEL ÁREA LIBERTADOR

Las propiedades petrofísicas de las rocas y las características de los fluidos se

enumeran a continuación en las Tablas 2.2 y 2.3 respectivamente.

33

Tabla 2.2 Propiedades Petrofísicas de las rocas del Área Libertador

CAMPO YACIMIENTO

PROPIEDADES PETROFÍSICAS

Φ (%) Sw

(%) ho (pies)

K

(mD)

SHUSHUQUI

BT 15.7 21.5 15 110

USUP 14.5 33.2 14 115

UINF 16.8 16.8 33 310

TSUP 12 42 40 100

TINF 17 30 40 800

ATACAPI

USUP 15 30 15 250

UINF 17 35 35 500

TSUP 13 42 65 500

TINF 14 32 65 800

TETETE T 13.7 25 14 700

> Fuente: (Secretaría de Hidrocarburos SHE, 2015)

Tabla 2.3 Características de los Fluidos del Área Libertador

CAMPO YACIMIENTO

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Tr

(°F)

βo

(bl/bf)

Pb

(psi)

GOR

(pcs/bf) °API γ gas

SHUSHUQUI

T 237 1.482 1 368 532 33.5 1.550

UINF 213 1.299 1 157 268 32.5 1.071

USUP 226 1.312 1 075 333 31.4 1.354

ATACAPI UINF 220 1.120 685 225 34.2 1.440

T 221 1.110 640 179 34.7 1.430

TETETE T 213 1.120 313 300 28.5 1.540


34

2.6.8 FACILIDADES DE SUPERFICIE DEL ÁREA LIBERTADOR

ESTACIÓN ATACAPI

La estación Atacapi tiene 4 manifolds que permiten el manejo de 20 pozos a las

vez, con 3 separadores, uno de producción (30 000 bl) y dos de prueba (10 000

bl).

La estación maneja un promedio de 9 821 bl/día de fluido con un BSW de 62%

y 29.0 °API.

ESTACIÓN FRONTERA

En esta estación se tiene 2 manifolds para 5 pozos, tiene 2 separadores, uno de

producción (10 000 bl) y uno de prueba (5 000 bl).

La estación maneja un promedio de 2 926 bl/día de fluido con un BSW de 88%

y 27.0 °API.

ESTACIÓN PICHINCHA

La estación tiene 4 manifolds con capacidad para 20 pozos, posee 2

separadores de 10 000 bl y uno de 20 000 bl para producción; un separador de

prueba de 15 000 bl de capacidad.

La estación Pichincha maneja un promedio de 14 153 bl/día de fluido de

27.0 °API y un BSW de 83%.

35

ESTACIÓN SECOYA

Las instalaciones constan de 2 separadores de producción de 30 000 bl cada

uno, 2 separadores de prueba con capacidades de 5 000 y 10 000 bl.

La estación Secoya, maneja un promedio de 25 189 bl/día de fluido con 82% de

BSW con 28.0 °API.

ESTACIÓN SHUARA

La estación Shuara, tiene 5 manifolds con 5 líneas cada uno, además se

conforma de 2 separadores de producción de 20 000 bl de capacidad cada uno,

y dos separadores de prueba con una capacidad de 10 000 bl y 5 000 bl.

ESTACIÓN TAPI

La estación Tapi, se conforma de un manifold que permiten el manejo de 5

pozos, un separador de producción de 15 000 bl de capacidad, y un separador

de prueba con una capacidad de 10 000 bl.

Se maneja un promedio de 3 384 bl/día de fluido con 90% de BSW y 28.0 °API.

ESTACIÓN TETETE

Actualmente, la estación Tetete, tiene dos manifolds para 5 pozos y un manifold

para 3 pozos. Dos separadores de producción con 20 000 bl de capacidad cada

uno, y un separador de prueba con una capacidad de 10 000 bl.

La estación Tetete, tiene un promedio de 12 364 bl/día de fluido que tiene 88%

de BSW y 27.0 °API.

36

ESTACIÓN SHUSHUQUI

La estación Shushuqui, tiene 4 manifolds que permiten el manejo de 20 pozos a

la vez, dos separadores de producción de 20 000 bl y de 30 000 bl de

capacidad, y dos separadores de prueba con una capacidad de 10 000 bl y

5 000 bl.

Shushuqui maneja un promedio de 6 149 bl/día de fluido con 67% de BSW y

25.0 °API.

Para ilustrar el estado de las facilidades de superficie del Área Libertador, en el

Anexo I se muestran algunas imágenes referentes a las estaciones antes

mencionadas.

CAPÍTULO III

37

CAPÍTULO III

3. METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LAS

GEOMETRÍAS ÓPTIMAS DE LAS BOMBAS TIPO JET

3.1 ANTECEDENTES DE LAS BOMBAS JET

En el año 1852, el inglés James Thomson, fue el pionero en el uso del agua

como fluido motriz en el bombeo hidráulico tipo jet; sin embargo no fue sino

hasta el año 1870 en donde Rankine, elaboró la primera teoría del bombeo jet.

A este le siguieron trabajos teóricos brillantes como el de Lorenz en 1910 y el

más importante trabajo, realizado por Gosline y O’Brien, mismo que discute los

resultados teóricos con los ensayos realizados en el laboratorio. En la Figura

3.1 se describe la configuración de presiones de las bombas tipo jet.

Figura 3.1 Configuración de presiones en bomba tipo jet. Fuente: (Melo, 2010)

Donde:

PN = presión a la entrada de la boquilla, psi

38

PD = presión de descarga, psi

PS = presión de succión, psi

QN = Tasa de fluido motriz, bl/día

QD = Tasa de fluido producido más fluido motriz (tasa de descarga), bl/día

QS = Tasa de fluido producido, bl/día

AN = Área de flujo de la boquilla, pg2

AS = Área anular de cámara de mezclado para flujo de la producción, pg2

AT = Área de flujo total de la cámara de mezclado, pg2

3.2 METODO DE SMART

3.2.1 ASPECTOS TEÓRICOS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

Para elaborar un diseño del sistema de bombeo hidráulico tipo jet, se deben

cumplir dos aspectos fundamentales. El primero de ellos se refiere al caudal de

fluido que se va a bombear a través de la tubería cuyo diámetro es previamente

conocido, para obtener como resultado una caída de presión determinada. Este

fundamental aspecto se puede expresar mediante la ecuación 1:

N

SNNN

G

-PPA=Q 832 Ec. [1]

Donde:

GN= Gradiente del fluido motriz en la tubería de inyección, psi/pie

El segundo aspecto fundamental se refiere a uso de las curvas de

comportamiento adimensional las mismas que relacionan entre sí a la PN

(presión a la entrada de la boquilla), PS (presión de succión de los fluidos del

pozo) y PD (presión de descarga de la bomba), con la QN (tasa de fluido a través

39

de la boquilla) y la QS (tasa de fluido producido que ingresa a la bomba), como

se muestra en la Figura 3.1. Las curvas de comportamiento adimensional se

muestran en la Figura 3.2 y son definidas mediante la ecuación 2:

)-NUM+K(

NUMH=

N1 Ec. [2]

Donde:

H= Relación adimensional de restauración de presión.

KN= Coeficiente de pérdida en la boquilla.

22

2

111

212 +M R +K--R

MxR R-R+NUM= TD

KTD= Coeficiente de pérdida combinado entre difusor y cámara de mezclado.

T

N

A

AR= Ec. [3]

NN

SS

xGQ

xGQM Ec. [4]

Donde:

GS= Gradiente del fluido de formación, psi/pie.

-PP

-PPH=

DN

SD Ec. [5]

40

3.2.2 FACTORES DETERMINANTES EN LA SELECCIÓN DE LA

GEOMETRÍA PARA LA BOMBA JET

Las ecuaciones 1 y 2 determinan el comportamiento de la bomba En la primera

ecuación, AN (área de la boquilla) guarda relación con QN (tasa de fluido motriz).

En la segunda ecuación, la forma de las curvas de comportamiento

adimensional es determinada por el valor de R. En la ecuación 3, se ve

reflejada la relación entre el área de la boquilla y el área de la cámara de

mezclado, dicha relación es conocida como la Relación de Áreas R.

Conociendo lo anterior se concluye que las áreas antes mencionadas se

pueden modificar con el afán de encontrar la bomba jet con el funcionamiento

más óptimo, para las condiciones actuales de producción del pozo.

Cuando se mantiene constante la Relación de Áreas R en la ecuación para

obtener el término NUM y usarlo en la ecuación 2, es posible realizar una

gráfica de H (Relación de Presiones) vs M (Relación de Flujo Adimensional). Es

posible generar un mayor número de curvas, al cambiar el valor de R. Dicho

procedimiento se observa en la figura 3.2. Analizando esta gráfica, se observan

los mayores valores de H cuando R = 0.6. El punto de intersección entre las

curvas R = 0.6 y R = 0.5 refleja el menor valor de M (M = 0.18). En conclusión,

cuando una curva de R mayor se interseca con una curva de R menor, desde

dicha intersección se obtienen los valores más altos de H hasta intersecarse

con una curva de R menor. Este comportamiento de las curvas se mantiene a

medida que R decrece.

41

Figura 3.2 Curvas H vs M.


La ecuación 6 representa a H (relación de presiones), la misma que se puede

resolver para PN de la forma descrita a continuación:

DSD

N +PH

-PP=P Ec. [6]

El término PN es una combinación de la presión de operación superficial, la

presión hidrostática del fluido motriz y las pérdidas de presión del fluido motriz

en la tubería. (Melo, 2014)

Si analizamos la ecuación 6, se observa que al permanecer constantes la PS

(presión de succión) y la PD (presión de descarga), el valor de la Relación de

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2

H

M

H vs MR=0,6

R=0,5

R=0,4

R=0,3

R=0,25

R=0,2

R=0,15

42

Presiones H aumenta, lo que conlleva la reducción de la PN presión de entrada

a la boquilla). Dicha reducción causará bajo requerimiento de potencia en la

bomba y bajos valores de PT (presión de operación).

Al relacionar dicha observación con la Figura 3.2, se obtiene que mientras

mayor sea el valor de H, menor será la PT (presión de operación), para un valor

de M dado.

Con base en todo lo anterior, se puede construir una Curva de Comportamiento

de Diseño, utilizando los segmentos que representan los valores máximos de H.

Dicha curva se muestra en la Figura 3.3

Figura 3.3 Curva de comportamiento de diseño


43

Es posible utilizar la Curva de Comportamiento de Diseño como si fuese una

sola bomba, en dicha curva se puede calcular M (Relación de Flujo

Adimensional) y H (Relación de Presiones). Es necesario especificar la presión

de operación PT deseada, para calcular la geometría óptima de la bomba jet.

Como regla general, la mayor eficiencia se obtiene con la mayor presión de

operación superficial, debido a que se requiere una menor tasa de fluido motriz

y como consecuencia se tiene menos pérdidas de presión por fricción en la

tubería. (Melo, 2014)

A continuación en la Tabla 3.1 se muestra el rango de Relación de Presiones

H, el cual nos permite una óptima selección de la Relación de Áreas R.

Tabla 3.1. Relación de Presiones Óptimas

RELACIÓN DE ÁREAS, R RANGO DE RELACIÓN DE

PRESIONES, H

0.60 2.930 – 1.300

0.50 1.300 – 0.839

0.40 0.839 – 0.538

0.30 0.538 – 0.380

0.25 0.380 – 0.286

0.20 0.286 – 0.160

0.15 0.160


Ya que esta solución depende de un caudal de producción y una presión de

fondo fluyente dadas, se puede utilizar la ecuación 1 para calcular el área de la

boquilla, una vez que se haya calculado el caudal de fluido motriz, el mismo que

se obtiene utilizando el valor de M junto con la producción deseada; además

con la misma información se puede calcular la PN.

44

Los valores de M y H siempre tendrán una Relación de Áreas R específica, la

cual se obtiene de la Curva de Comportamiento de diseño.

La selección de una geometría óptima para la bomba tipo jet tiene

principalmente dos objetivos los cuales son:

Levantar el fluido desde el subsuelo hasta superficie utilizando la menor

cantidad de potencia posible.

Evitar la cavitación y el daño en la bomba jet.

La cavitación ocurriría en la bomba cuando la presión estática del fluido

producido dentro de la cámara de mezclado sea menor que la presión de

saturación del fluido producido. Al ocurrir la cavitación la cámara de mezclado

puede resultar dañada, por lo que es necesario seleccionar otra bomba, la cual

aunque requiera mayor potencia HP, evitaría dichos daños. (Melo, 2014)

La cavitación en las bombas se puede predecir mediante el uso de modelos

matemáticos, los cuales nos ayudarán a fijar límites operativos para evitar dicho

problema.

La ecuación 7 presenta el modelo de flujo adimensional en el límite de

cavitación, el cual nos dice que cuando ML (relación de flujo adimensional en el

límite de la cavitación) es mayor el M se tendrá problemas de cavitación con el

posterior daño a la bomba.

Para evitar dicho problema será necesario la disminución de la presión de

trabajo de la bomba de superficie PT.

45

Relación de flujo adimensional en el límite de cavitación ML mostrada en la

ecuación 7:

-PP.

P

R

-R=M

SN

SL

31

1 Ec. [7]

Donde:

ML= Relación de flujo adimensional en el límite de cavitación.

R= Relación de Áreas

Ps= Presión de Succión, psi

3.2.3 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE SMART.1

A continuación se presenta la secuencia de cálculo propuesta por Smart para

determinar la geometría óptima de la bomba jet.

1. Fijar la presión de operación superficial deseada, PT.

2. Como valor inicial suponer una relación de flujo adimensional igual a 1.

Este es utilizado únicamente para calcular las pérdidas de presión por

fricciones iniciales.

3. Calcular el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su

gravedad API.

+°API.

.x.=GO

5131

51414330 Ec. [8]

4. Calcular el gradiente de presión del fluido producido, basado en los

gradientes de petróleo y agua.

OOWWS xG+F xG=FG Ec. [9]

1 (Melo, Manual de Bombeo Hidráulico, 2014, págs. 58-62)

46

Donde:

WO FF 1

FW= Fracción del agua de formación

GW= Gradiente del agua de formación, psi/pie

FO= Fracción de petróleo

5. Estimar el factor de volumen de formación para el petróleo y el agua.

WO

.

S

T FFP

GOR.=B

21

821 Ec. [10]

6. Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción deseada y la

relación de flujo adimensional, M.

xMG

xBxQG=Q

N

TSSN

Ec. [11]

Donde:

GN = Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la boquilla.

7. Utilizando la ecuación:

791

210

210

21610022 .

ΝO.

O

.-

FN xQxGCxG

xμDDxLxx.=P

Ec. [12]

Donde:

10

21

122

2

2

121

.

DD

DDDDDC

En la tabla 3.2 se enumeran las constantes para la ecuación 12.

47

Tabla 3.2. Constantes para la ecuación 12

Flujo

anular Flujo por

T.P.

D1 DiTR DiTP

D2 DoTP 0


Calcular las pérdidas de presión por fricción en la tubería por la que fluye el

fluido motriz, ya sea a través de una sección anular o circular, y considerar que:

PFN = pérdida de presión por fricción del fluido motriz.

PFD = pérdida de presión por fricción del fluido de retorno.

8. Calcular la presión del fluido motriz en la boquilla PN, como la suma de la

presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos

la pérdida de presión por fricción de éste, en la tubería.

NNNN PxDP=PP Ec. [13]

9. Calcular la tasa del fluido de retorno QD, como la suma de la tasa de

producción y la tasa del fluido motriz.

SND Q=QQ Ec. [14]

10. Calcular el gradiente del fluido de retorno GD, como un promedio

ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido

producido.

D

NNSSD

Q

xQGxQG=G

Ec. [15]

48

11. Calcular la fracción de agua del fluido de retorno FWD, dependiendo si el

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

o Si el fluido motriz es petróleo:

D

WSWD

Q

xFQ=F Ec. [16.a]

o Si el fluido motriz es agua:

D

WSNWD

Q

xFQQ=F

Ec. [16.b]

12. Determinar la relación gas – líquido del fluido de retorno GLR.

D

OS

Q

xGORxFQGLR= Ec. [17]

13. Determinar la viscosidad del fluido de retorno µD, como un promedio

ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.

OWDWWDD xμFxμ=Fμ 1 Ec. [18]

14. Determinar la presión de descarga de la bomba PD, como la suma de la

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

en el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo.

o Si la GLR es menor que 10 pcs/bf, determinar PFD con la ecuación 12 y PD

con la ecuación 19.

o Si la GLR es mayor o igual que 10 pcs/bf, se debe utilizar una correlación

adecuada para flujo multifásico con el objetivo de obtener la presión de

descarga a las condiciones del pozo.

FDDWHD PxDG=PP Ec. [19]

49

Donde:

PWH= Presión en la cabeza del pozo, psi

D= Profundidad, pies

15. Calcular un nuevo valor de la relación de presiones H, mediante la

ecuación 5.

DN

SD

PP

PPH=

Ec. [5]

16. Basado en este valor de H y la Figura 3.3 o la tabla 3.1, se determina la

relación de áreas óptima, R.

17. Utilizando la Curva de Comportamiento de Diseño de la Figura 3.3 se

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

15. También se puede utilizar la siguiente ecuación para calcular M,

usando el valor de R obtenido en el paso anterior.

32

3241213323

1

CC

H

HCCCxCCxCCxCCC

M

Ec. [20]

Donde:

2

2

2

1

1

21

2

030

200

R

RR=C

R=C

.= K

.= K

N

TD

N

TD

K=C

RK=C

1

1

4

23

50

Si en el literal 20 se determina la existencia de cavitación, se recomienda usar

las Curvas de Comportamiento de la Figura 3.2, para encontrar un nuevo valor

de M en lugar de la Figura 3.3 usar el valor de R determinado en el literal 16.

En vez de usar la Figura 3.3 se puede utilizar la ecuación 20.

18. Comparar el nuevo valor de M con el anterior, si la variación de M es

menor del 1%, se considera que se ha obtenido la convergencia y se

continúa en el literal 19. Caso contrario regresar al literal 6 usando el

nuevo valor de M.

19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, ML,

con la ecuación 7.

-PP.

P

R

-R=M

SN

SL

31

1 Ec. [7

] 20. Si M < ML, no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el

literal 24. Si M > ML, entonces se tendrán problemas de cavitación, por lo

que se requiere un ajuste y continuar en el siguiente literal.

21. Fijar M = ML y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionada para

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

comportamiento de la Figura 3.2 también se puede usar para encontrar el

valor de H correspondiente a ML. El valor de R se debe mantener

constante en los cálculos para evitar cavitación.

22. Se calcula la presión de operación superficial requerida para evitar la

cavitación:

FNNDSD

T xD+P-G+PH

-PP=P Ec. [21]

51

23. Repetir los cálculos para evitar cavitación, regresando al literal 5.

24. Determinar el área de la boquilla requerida para manejar la tasa de fluido

motriz calculada en el literal 6, despejando AN de la ecuación 1.

N

SN

NN

G

PP

QA

823

La relación de áreas encontrada en el literal 16 junto con el área de la boquilla

del literal 24 define la geometría óptima de la bomba tipo jet, para la presión de

operación superficial dada. Esta área de la boquilla es la medida ideal requerida

para que la tasa calculada del fluido motriz pase a través de ella. (Melo, 2014)

Generalmente el diámetro exacto de la boquilla no es el comercial y no se

encuentra disponible, por lo que se selecciona el diámetro disponible más

cercano, así como la cámara de mezclado que combina con esta boquilla y sea

comercialmente disponible, para obtener la relación de áreas óptima.

3.2.4 PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DE LA BOMBA JET

Cada fabricante tiene su propio método para la selección de las geometrías

óptimas para las bombas jet, a continuación se enumera los pasos a seguir

para la selección de las geometrías del fabricante Guiberson:

1. Buscar dos diámetros de boquilla lo más cercano posible al diámetro

obtenido en los cálculos y siempre seleccionar el área superior.

2. Una vez seleccionado el número de la boquilla, se debe buscar la relación

adimensional de áreas (R), la misma que indica el número de garganta.

52

3. Finalmente, la bomba seleccionada recibe la nomenclatura del número de

boquilla y el número de garganta, por ejemplo: A-2.

Los fabricantes National y Kobe tienen un sistema parecido entre sí para la

selección de las bombas; ambos utilizan una tabla para encontrar el número de

boquilla y número de garganta óptimos.

A continuación se enumera los pasos para la selección de geometrías óptimas

para los fabricantes National y Kobe.

1. Buscar dos diámetros de boquilla lo más cercano posible al diámetro

obtenido en los cálculos y siempre seleccionar el área superior.

2. Una vez seleccionado el número de la boquilla, se debe buscar en la tabla

suministrada por los fabricantes la relación adimensional de áreas (R) lo

más cercana posible a la calculada.

3. Una vez que la (R) ha sido seleccionada, se reemplaza el valor de N por el

número de boquilla y se encuentra el número de garganta.

4. Finalmente, la bomba seleccionada recibe la nomenclatura del número de

boquilla y la letra que representa la relación adimensional de áreas, por

ejemplo: 6-X.

El catálogo de bombas de los fabricantes National, Kobe y Guiberson, así como

también sus tablas de relaciones de áreas, se encuentran en el Anexo II.

53

3.3 ESTADO ACTUAL DEL POZO SHUSHUQUI 13

Actualmente, el pozo Shushuqui 13 está produciendo con una bomba hidráulica

tipo jet 10J, de área de boquilla 0.0175 pg2 y área de garganta 0.0526 pg2, tiene

una producción de 239 bl/día de fluido, 140 bl/día de petróleo, 99 bl/día de

agua, con un BSW del 41.5%, presión de cabeza de 55 psi, 26.0 °API de crudo

y una relación gas-petróleo de 78.7 pcs/bf.

El resto de características del pozo y propiedades PVT de los fluidos se

enumeran a continuación en la Tabla 3.3

Tabla 3.3. Características del pozo Shushuqui 13

POZO Shushuqui 13

ARENA Basal Tena

PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO (pies) 8 269

LONGITUD DE TUBERÍA (pies) 8 269

ID TUBING (pg) 2.992

OD TUBING (pg) 3.5

ID TUBERÍA DE RETORNO (pg) 6.276

OD TUBERÍA DE RETORNO (pg) 7

PRESIÓN DE CABEZA (psi) 55

GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS 1.000

GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO 26

GRAVEDAD ESPECÍFICA FLUIDO MOTRIZ 0.898

GRAVEDAD ESPECÍFICA PETRÓLEO PRODUCIDO 0.898

GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA 1.030

TASA DE PRODUCCIÓN (bl/día) 239

PRESIÓN DE SUCCIÓN (psi) 211

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD 0.42

INSTALACIÓN: CASING x

VENTEADO:

GRADIENTE DEL FLUIDO MOTRIZ (psi/pie) 0.389

54

Tabla 3.3.4Características del pozo Shushuqui 13 (Continuación)

POZO Shushuqui 13

GRADIENTE DEL PETRÓLEO PRODUCIDO (psi/pie) 0.389

GRADIENTE DEL AGUA (psi/pie) 0.446

VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (cSt) 3.078

VISCOSIDAD DEL AGUA (cSt) ---------

VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (cP) 2.765

VISCOSIDAD DEL AGUA (cP) 0.275

GOR pcs/bf 78.7

CORTE DE AGUA % 41.5

TEMPERATURA EN SUPERFICIE (⁰F) 90

TEMPERATURA EN EL FONDO (⁰F) 217

FLUIDO MOTRIZ Petróleo

PRESIÓN DE BURBUJA (psi) 503


PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO

Se presenta a continuación el proceso de cálculo propuesto por Smart para

determinar la geometría óptima de la bomba jet.

1. Fijar PT.

PT = 3700 psi

2. M (Relación de flujo adimensional) igual a 1.

M = 1

3. Calcular GO.

piepsi

GO

/3890.0G

26+131.5

50.433x141.G

°API+131.5

50.433x141.=

O

O

55

4. Calcular GS.

piepsi=G

xx=G

FF

xG+F xG=FG

S

S

WO

OOWWS

/4127.0

446.0415.03890.0585.0

585.0415.011

5. Obtener BT.

bl/bf.B

..x.

.B

FFP

GOR.=B

T

.

T

WO

.

S

T

10451

41505850780

778821

821

21

21

6. Calcular QN.

bl/día.Q

x.

.xx.Q

xMG

xBxQG=Q

N

N

N

TSSN

06280

138900

1045123941270

7. Calcular PFN.

psi.=P

.x.x.x.

.x.xxx.=P

.C

.

...C

DD

DDDDDC

xQxGCxG

xμDDxLxx.=P

FN

.

.

.-

FN

.

.

.

ΝO.

O

.-

FN

23691

06280389003890078239

76576209922826910022

78239

09922

99220992209922

10022

791

210

2106

10222

10

21

122

2

2

121

791

210

210

216

56

8. Calcular PN.

psi.P

.x.P

PxDP=PP

N

N

NNNN

406915

236918269389003700

9. Calcular QD.

díablQ

Q

Q=QQ

D

D

SND

/06.519

23906.280

10. Calcular GD.

psi/pie.G

.

.x.x.G

Q

xQGxQG=G

D

D

D

NNSSD

39990

06519

062803890023941270

11. Calcular FWD.

19110

06519

4150239

.F

.

.xF

Q

xFQ=F

WD

WD

D

WSWD

12. Determinar GLR.

bfpcs.GLR

.

xxGLR

Q

xGORxFQGLR=

D

OS

/2021

06519

7.78415.01239

13. Determinar µD.

cP

xx

xFx=F

D

D

OWDWWDD

2899.2

7658.21911.012754.01911.0

1

57

14. Determinar PD.

o Debido a que la GLR es mayor a 10 pcs/bf, se utilizará el programa

WellPerform para calcular la presión de descarga de la bomba.

o Las corridas realizadas con el programa WellPerform se encuentran

detalladas en el Anexo III.

PD = 3278.40 psi (Obtenido mediante el programa WellPerform)

15. Calcular nuevo H.

6869.0

4.327851.6915

7804.3278

H

H

PP

PPH=

DN

SD

16. Determinar la relación de áreas óptima, R.

R=0.4

17. Encontrar un nuevo valor para M

088890

401

404021

1

21

80

402

2

030

200

2

2

2

2

2

2

2

1

1

1

.=C

.

.x.x=C

R

RR=C

.=C

.x=C

R=C

.= K

.= K

N

TD

031

0301

1

1920

40201

1

4

4

4

3

23

23

.=C

.=C

K=C

.=C

.x.=C

RK=C

N

TD

58

43930

1

32

3241213323

.M

CC

H

HCCCxCCxCCxCCC

M



continúa en el literal 19.

Caso contrario regresar al literal 6 usando el nuevo valor de M.

Mcalculado = 0.4393

Masumido = 1

Se obtuvo un error del 127.65%, por lo tanto, NO existe convergencia. Es por

tal motivo que se procede a realizar una segunda iteración, empezando desde

el literal 6, utilizando el Mcalculado como el nuevo Masumido.

Proceso Iterativo 2

Masumido = 0.4393

6. Calcular QN

bl/díaQ

x.

.xx.Q

xMG

xBxQG=Q

N

N

N

TSSN

43.637

4393.038900

1045123941270

%65.127%

1004393.0

14393.0%

100%

error

xerror

xMc

MaMcerror

59

7. Calcular PFN

psi=P

x.x.x.

.x.xxx.=P

.C

.

...C

DD

DDDDDC

xQxGCxG

xμDDxLxx.=P

FN

.

.

.-

FN

.

.

.

ΝO.

O

.-

FN

39.5

43.637389003890078239

76576209922826910022

78239

09922

99220992209922

10022

791

210

2106

10222

10

21

122

2

2

121

791

210

210

216

8. Calcular PN.

psiP

x.P

PxDG=PP

N

N

NNNN

35.6911

39.58269389003700

9. Calcular QD.

díablQ

Q

Q=QQ

D

D

SND

/43.876

23943.637

10. Calcular GD.

psi/pieG

x.x.G

Q

xQGxQG=G

D

D

D

NNSSD

3955.0

43.876

43.6373890023941270

60

11. Calcular FWD.

11320

43.876

4150239

.F

.xF

Q

xFQ=F

WD

WD

D

WSWD

12. Determinar GLR.

bfpcsGLR

xxGLR

Q

xGORxFQGLR=

D

OS

/5548.12

43.876

7.78415.01239

13. Determinar µD.

cP

xx

xFx=F

D

D

OWDWWDD

4839.2

7658.21132.012754.01132.0

1

14. Determinar la presión de descarga de la bomba PD.






61

15. Calcular un nuevo valor de H.

6918.0

1.328735.6911

7801.3287

H

H

PP

PPH=

DN

SD


R=0.4

17. Encontrar un nuevo valor para M.

088890

401

404021

1

21

80

402

2

030

200

2

2

2

2

2

2

2

1

1

1

.=C

.

.x.x=C

R

RR=C

.=C

.x=C

R=C

.= K

.= K

N

TD

43560

1

32

3241213323

.M

CC

H

HCCCxCCxCCxCCC

M



031

0301

1

1920

40201

1

4

4

4

3

23

23

.=C

.=C

K=C

.=C

.x.=C

RK=C

N

TD

62


nuevo valor de M.

Mcalculado = 0.4356

Masumido = 0.4393

Se obtuvo un error del 0.85%, por lo tanto, SI existe convergencia. Es por tal

motivo que se procede con el literal 19.

19. Calcular ML.

4692.0

78035.69113.1

780

4.0

4.01

3.1

1

L

L

SN

SL

M

M

PP

P

R

RM

20. Comparar si M < ML, si no existe problema de cavitación, continuar con el

literal 24.

4692043560 ..

MLM

NO HAY CAVITACIÓN

24. Determinar AN.

200610261.0

3890.0

78035.6911823

43.637

823

pgA

A

G

PP

QA

N

N

N

SN

NN

%85.0%

1004356.0

4393.04356.0%

100%

error

xerror

xMc

MaMcerror

63

25. Determinar AT.

201525652.0

4.0

00610261.0

pgA

A

R

AA

A

AR

T

T

NT

T

N

26. Calcular potencia requerida para la bomba superficial.

HPHPHP

xxxHP

xQxPxHP

BOMBA

BOMBA

NTBOMBA

4555.44

9.0

43.6373700107.1

9.0

107.1

5

5

Es importante aclarar que debido a la estandarización de las áreas de boquilla y

garganta, es prácticamente imposible encontrar una pieza que tenga las

mismas dimensiones antes calculadas, razón por la cual es necesaria una

selección de áreas lo más cercana posible a las medidas calculadas y una

correcta relación R de acuerdo a cada fabricante.

64

3.3.2 ESTADO ACTUAL DEL POZO SHUSHUQUI 22

Actualmente, el pozo Shushuqui 22 está produciendo con una bomba hidráulica

tipo jet 12L, de área de boquilla 0.0311 y área de garganta 0.0796, tiene una

producción de 816 bl/día de fluido, 358 bl/día de petróleo, 458 bl/día de agua,

con un BSW del 56.1%, presión de cabeza de 105 psi, 22.0 °API de crudo y una

relación gas-petróleo de 78.7 pcs/bf.

El resto de características del pozo y propiedades PVT de los fluidos se

enumeran a continuación en la Tabla 3.4

Tabla 3.4.5Características del pozo Shushuqui 22

POZO Shushuqui 22

ARENA Basal Tena




OD TUBING (pg) 3.5


OD TUBERÍA DE RETORNO (pg) 9.625














65

Tabla 3.4.6Características del pozo Shushuqui 22(Continuación)

POZO Shushuqui 22


VISCOSIDAD DEL AGUA (cSt) -------



GOR pcs/bf 78.7








1. Fijar PT.

PT = 3600 psi

2. M (Relación de flujo adimensional) igual a 1.

M = 1

3. Calcular GO.

piepsi /3991.0G

°API+131.5

50.433x141.=G

O

O

66

4. Calcular GS.

piepsi=G

F

xG+F xG=FG

S

O

OOWWS

/4254.0

439.0

5. Estimar BT.

bl/bf.B

FFP

GOR.=B

T

WO

.

S

T

04751

821

21

6. Calcular QN.

bl/díaQ

xMG

xBxQG=Q

N

N

TSSN

02.911

7. Calcular PFN.

psi=P

.C

DD

DDDDDC

xQxGCxG

xμDDxLxx.=P

FN

.

.

ΝO.

O

.-

FN

98.10

78239

10022

10

21

122

2

2

121

791

210

210

216

8. Calcular PN.

psi.P

PxDP=PP

N

NNNN

966903

67

9. Calcular QD.

díablQ

Q=QQ

D

SND

/02.1727

10. Calcular GD.

psi/pie.G

Q

xQGxQG=G

D

D

NNSSD

41160

11. Calcular FWD.

26510.F

Q

xFQ=F

WD

D

WSWD

12. Determinar GLR.

bfpcs.GLR

Q

xGORxFQGLR=

D

OS

/3216

13. Determinar µD.

cP

xFx=F

D

OWDWWDD

1062.2

1

14. Determinar PD.



68




15. Calcular un nuevo valor H.

7451.0

H

PP

PPH=

DN

SD


R=0.4


088890

1

21

80

2

030

200

2

2

2

2

1

1

.=C

R

RR=C

.=C

R=C

.= K

.= K

N

TD

39597.0

1

32

3241213323

M

CC

H

HCCCxCCxCCxCCC

M

031

1

1920

1

4

4

3

23

.=C

K=C

.=C

RK=C

N

TD

69



continúa en el literal 19.

Caso contrario regresar al literal 6 usando el nuevo valor de M.

Mcalculado = 0.39597

Masumido = 1


tal motivo que se procede a realizar una segunda iteración, empezando desde

el literal 6, utilizando el Mcalculado como el nuevo Masumido.

Proceso Iterativo 2

Masumido = 0.39597

6. Calcular QN.

bl/díaQ

xMG

xBxQG=Q

N

N

TSSN

74.2300

7. Calcular PFN.

psi=P

.C

DD

DDDDDC

xQxGCxG

xμDDxLxx.=P

FN

.

.

ΝO.

O

.-

FN

64.57

78239

10022

10

21

122

2

2

121

791

210

210

216

%55.152%

100%

error

xMc

MaMcerror

70

8. Calcular PN.

psiP

PxDP=PP

N

NNNN

30.6857

9. Calcular QD.

díablQ

Q=QQ

D

SND

/74.3116

10. Calcular GD.

psi/pieG

Q

xQGxQG=G

D

D

NNSSD

4060.0

11. Calcular FWD.

14690.F

Q

xFQ=F

WD

D

WSWD

12. Determinar GLR.

bfpcsGLR

Q

xGORxFQGLR=

D

OS

/0454.9

13. Determinar µD.

cP

xFx=F

D

OWDWWDD

4004.2

1

71

14. Determinar PD.

o Debido a que la GLR es menor a 10 pcs/bf, se utilizará fórmula del literal 7

del Método de Smart para determinar las pérdidas de presión por fricción

en la tubería de retorno.

psiP

PxDG=PP

D

FDDWHD

52.3478

psi=P

C

DD

DDDDDC

xQxGCxG

xμDDxLxx.=P

FD

.

.

ΝO.

O

.-

FN

4471.1

13.21728

10022

10

21

122

2

2

121

791

210

210

216

15. Calcular un nuevo valor de H.

6790.0

H

PP

PPH=

DN

SD


R=0.4


031

1

1920

1

4

4

3

23

.=C

K=C

.=C

RK=C

N

TD

088890

1

21

80

2

030

200

2

2

2

2

1

1

.=C

R

RR=C

.=C

R=C

.= K

.= K

N

TD

72

44540

1

32

3241213323

.M

CC

H

HCCCxCCxCCxCCC

M




nuevo valor de M.

Mcalculado = 0.4454

Masumido = 0.39597


tal motivo que se procede a realizar una tercera iteración, empezando desde el

literal 6, utilizando el Mcalculado como el nuevo Masumido.

Proceso Iterativo 3 Masumido = 0.4454

6. Calcular QN.

bl/díaQ

xMG

xBxQG=Q

N

N

TSSN

59.2045

%09.11%

100%

error

xMc

MaMcerror

73

7. Calcular PFN.

psi=P

.C

DD

DDDDDC

xQxGCxG

xμDDxLxx.=P

FN

.

.

ΝO.

O

.-

FN

71.46

78239

10022

10

21

122

2

2

121

791

210

210

216

8. Calcular PN.

psiP

PxDP=PP

N

NNNN

23.6868

9. Calcular QD.

díablQ

Q=QQ

D

SND

/59.2861

10. Calcular GD.

psi/pieG

Q

xQGxQG=G

D

D

NNSSD

4066.0

11. Calcular FWD.

1600.0WD

D

WSWD

F

Q

xFQ=F

74

12. Determinar GLR.

bfpcsGLR

Q

xGORxFQGLR=

D

OS

/8519.9

13. Determinar µD.

cP

xFx=F

D

OWDWWDD

3678.2

1

14. Determinar PD.

o Debido a que la GLR es menor a 10 pcs/bf, se utilizará fórmula del literal 7

del Método de Smart para determinar las pérdidas de presión por fricción

en la tubería de retorno.

psiP

PxDG=PP

D

FDDWHD

41.3483

psi=P

C

DD

DDDDDC

xQxGCxG

xμDDxLxx.=P

FD

.

.

ΝO.

O

.-

FN

2398.1

13.21728

10022

10

21

122

2

2

121

791

210

210

216

15. Calcular un nuevo valor de H

6792.0

H

PP

PPH=

DN

SD

75


R=0.4


44518.0

1

32

3241213323

M

CC

H

HCCCxCCxCCxCCC

M




nuevo valor de M.

Mcalculado = 0.44518

Masumido = 0.44534

Se obtuvo un error del 0.04%, por lo tanto, SI existe convergencia. Es por tal

motivo que se procede con el literal 19.

031

1

1920

1

4

4

3

23

.=C

K=C

.=C

RK=C

N

TD

%04.0%

100%

error

xMc

MaMcerror

088890

1

21

80

2

030

200

2

2

2

2

1

1

.=C

R

RR=C

.=C

R=C

.= K

.= K

N

TD

76

19. Calcular ML.

6006.0

3.1

1

L

SN

SL

M

PP

P

R

RM

20. Comparar si M < ML, si no existe problema de cavitación, continuar con el

literal 24.

6006044520 ..

MLM

NO HAY CAVITACIÓN

24. Determinar AN.

20206036.0

823

pgA

G

PP

QA

N

N

SN

NN

25. Determinar AT.

20515091.0 pgA

R

AA

A

AR

T

NT

T

N

26. Calcular potencia requerida para la bomba superficial.

HPHPHP

xQxPxHP

BOMBA

NTBOMBA

13910.139

9.0

107.1 5

77

3.3.3 ESTADO ACTUAL DEL POZO TETETE 15

Actualmente el pozo Tetete 15 está produciendo con una bomba hidráulica tipo

jet 11K, de área de boquilla 0.0239 y área de garganta 0.0654, tiene una

producción de 1300 bl/día de fluido, 650 bl/día de petróleo, 650 bl/día de agua,

con un BSW del 50%, presión de cabeza de 130 psi, 31.0 °API de crudo y una

relación gas-petróleo de 300 pcs/bf.

El resto de características del pozo y análisis PVT de los fluidos se enumeran a

continuación en la Tabla 3.5

Tabla 3.5.7Características del pozo Tetete 15

POZO Tetete 15

ARENA UINF

PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO (pies) 8 635.63

LONGITUD DE TUBERÍA (pies) 9 879.53


OD TUBING (pg) 3.5


OD TUBERÍA DE RETORNO (pg) 9.625







TASA DE PRODUCCIÓN (bl/día) 1 300

PRESIÓN DE SUCCIÓN (psi) 1 000


INSTALACIÓN: CASING X

VENTEADO:


78

Tabla 3.5.8Características del pozo Tetete 15 (Continuación)

POZO Tetete 15



VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (cSt) -------

VISCOSIDAD DEL AGUA (cSt) 0.377



GOR pcs/bf 300

CORTE DE AGUA % 50







El resumen de los cálculos realizados utilizando el Método de Smart, se detalla

en la Tabla 3.6

79

Tabla 3.6.9Resumen de cálculos para el pozo Tetete 15

PRIMERA

ITERACIÓN

SEGUNDA

ITERACIÓN

TERCERA

ITERACIÓN

1 PT 3 500 psi 3 500 psi 3 500 psi

2 M 1 0.657 0.636

3 GO 0.377 psi/pie 0.377 psi/pie 0.377 psi/pie

4 GS 0.412 psi/pie 0.412 psi/pie 0.412 psi/pie

5 BT 1.110 bl/BF 1.110 bl/BF 1.110 bl/BF

6 QN 1 575.28 bl/día 2 396.95 bl/día 2 477.76 bl/día

7 C 239.78 239.78 239.78

PFN 30.10 psi 63.82 psi 67.72 psi

8 PN 6 725.90 psi 6 692.19 psi 6 688.28 psi

9 QD 2 875.28 bl/día 3 696.95 bl/día 3 777.76 bl/día

10 GD 0.393 psi/pie 0.389 psi/pie 0.388 psi/pie

11 FWD 0.226 fracción 0.176 fracción 0.172 fracción

12 GLR 67.82 pies3/bl 52.75 pies3/bl 51.62 pies3/bl

13 µD 1.727 cP 1.821 cP 1.828 cP

14 PD 3 871.10 psi 3 882.90 psi 3 885.10 psi

15 H 0.482 0.494 0.496

16 R 0.30 0.30 0.30

17

C1 0.60 0.60 0.60

C2 0.07 0.07 0.07

C3 0.11 0.11 0.11

C4 1.03 1.03 1.03

KTD 0.20 0.20 0.20

KN 0.03 0.03 0.03

M 0.6572 0.6358 0.6325

18 ERROR 52.16 % 3.37 % 0.52 %

19 ML 1.571 1.577 1.578

20 M< ML No existe cavitación No existe cavitación No existe cavitación

24

AN 0.02824 pg2

AT 0.09412 pg2

HPBOMBA 164 HP

= Presión de Descarga obtenida usando el programa WellPerform.

80






3.3.4 ESTADO ACTUAL DEL POZO ATACAPI 14

Actualmente el pozo Atacapi 14 está produciendo con una bomba hidráulica tipo

jet 10I, de área de boquilla 0.0175 y área de garganta 0.0447, se encuentra

produciendo 350 bl/día de fluido, 327.6 bl/día de petróleo, 22.4 bl/día de agua,




continuación en la Tabla 3.7

10Tabla 3.7. Características del pozo Atacapi 14

POZO Atacapi 14

ARENA USUP




OD TUBING (pg) 3.5





GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO 29.5


81

11Tabla 3.7. Características del pozo Atacapi 14 (Continuación)

POZO Atacapi 14






INSTALACIÓN: CASING X

VENTEADO:





VISCOSIDAD DEL AGUA (cSt) --------



GOR pcs/bf 100

CORTE DE AGUA % 6.4




PRESIÓN DE BURBUJA (psi) 1 116




en la Tabla 3.8

82

12Tabla 3.8. Resumen de cálculos para el pozo Atacapi 14

PRIMERA

ITERACIÓN

SEGUNDA

ITERACIÓN

TERCERA

ITERACIÓN

1 PT 3 750 psi 3 750 psi 3 750 psi

2 M 1 2.292 2.355

3 GO 0.381 psi/pie 0.381 psi/pie 0.381 psi/pie

4 GS 0.385 psi/pie 0.385 psi/pie 0.385 psi/pie

5 BT 1.049 bl/BF 1.049 bl/BF 1.049 bl/BF

6 QN 371.32 bl/día 161.99 bl/día 157.64 bl/día

7 C 239.78 239.78 239.78

PFN 2.02 psi 0.46 psi 0.44 psi

8 PN 7 231.59 psi 7 233.15 psi 7 233.17 psi

9 QD 721.32 bl/día 511.99 bl/día 507.64 bl/día

10 GD 0.383 psi/pie 0.383 psi/pie 0.383 psi/pie

11 FWD 0.031 fracción 0.044 fracción 0.044 fracción

12 GLR 45.42 pies3/bl 63.99 pies3/bl 64.53 pies3/bl

13 µD 1.677 cP 1.658 cP 1.658 cP

14 PD 3 270.70 psi 3 249.30 psi 3 248.80 psi

15 H 0.134 0.128 0.128

16 R 0.15 0.15 0.15

17

C1 0.30 0.30 0.30

C2 0.02 0.02 0.02

C3 0.03 0.03 0.03

C4 1.03 1.03 1.03

KTD 0.20 0.20 0.20

KN 0.03 0.03 0.03

M 2.292 2.355 2.357

18 ERROR 56.37 % 2.69 % 0.06 %

19 ML 3.881 3.880 3.880

20 M< ML No existe cavitación No existe cavitación No existe cavitación

24

AN 0.001744 pg2

AT 0.01162 pg2

HPBOMBA 11 HP

= Presión de Descarga obtenida usando el programa WellPerform




83



3.3.5 ESTADO ACTUAL DEL POZO ATACAPI 16

Actualmente el pozo Atacapi 16 está produciendo con una bomba hidráulica tipo

jet 9I, de área de boquilla 0.0148 y área de garganta 0.0447, se encuentra

produciendo 700 bl/día de fluido, 603.4 bl/día de petróleo, 96.6 bl/día de agua,




continuación en la Tabla 3.9.

13Tabla 3.9. Características del pozo Atacapi 16

POZO Atacapi 16

ARENA Basal Tena




OD TUBING (pg) 3.5





GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO 29.8





84

14Tabla 3.9. Características del pozo Atacapi 16 (Continuación) POZO Atacapi 16

PRESIÓN DE SUCCIÓN (psi) 1 142



VENTEADO:





VISCOSIDAD DEL AGUA (cSt) -------



GOR pcs/bf 325





PRESIÓN DE BURBUJA (psi) 1 116




en la Tabla 3.10

85

15Tabla 3.10. Resumen de cálculos para el pozo Atacapi 16

PRIMERA

ITERACIÓN

SEGUNDA

ITERACIÓN

TERCERA

ITERACIÓN

CUARTA

ITERACIÓN

1 PT 3 800 psi 3 800 psi 3 800 psi 3 800 psi

2 M 1 2.617 2.866 3.018

3 GO 0.380 psi/pie 0.380 psi/pie 0.380 psi/pie 0.380 psi/pie

4 GS 0.389 psi/pie 0.389 psi/pie 0.389 psi/pie 0.389 psi/pie

5 BT 1.201 bl/BF 1.201 bl/BF 1.201 bl/BF 1.201 bl/BF

6 QN 860.97 bl/día 328.99 bl/día 300.45 bl/día 285.28 bl/día

7 C 239.78 239.78 239.78 239.78

PFN 8.02 psi 1.43 psi 1.22 psi 1.110 psi

8 PN 7 231.13 psi 7 237.71 psi 7 237.93 psi 7 238.03 psi

9 QD 1 560.97 bl/día 1 028.99 bl/día 1 000.45 bl/día 985.28 bl/día

10 GD 0.384 psi/pie 0.386 psi/pie 0.386 psi/pie 0.386 psi/pie

11 FWD 0.062 fracción 0.094 fracción 0.097 fracción 0.098 fracción

12 GLR 125.63 pies3/bl 190.58 pies3/bl 196.02 pies3/bl 199.03 pies3/bl

13 µD 0.943 cP 0.911 cP 0.908 cP 0.907 cP

14 PD 3 012 psi 2 919.80 psi 2 861.50 psi 2 852.20 psi

15 H 0.103 0.079 0.065 0.063

16 R 0.15 0.15 0.15 0.15

17

C1 0.30 0.30 0.30 0.30

C2 0.02 0.02 0.02 0.02

C3 0.03 0.03 0.03 0.03

C4 1.03 1.03 1.03 1.03

KTD 0.20 0.20 0.20 0.20

KN 0.03 0.03 0.03 0.03

M 2.617 2.866 3.018 3.042

18 ER 61.79 % 8.68 % 5.05 % 0.79 %

19 ML 3.699 3.697 3.697 3.697

20 M<

ML

No existe

cavitación

No existe

cavitación

No existe

cavitación

No existe

cavitación

24

AN 0.003096 pg2

AT 0.02064 pg2

HP 20 HP

= Presión de Descarga obtenida usando el programa WellPerform




86



Las corridas completas de los cálculos anteriores, realizadas en el programa

Excel, elaborado para el presente trabajo, se encuentran en el Anexo IV.

Los Diagramas de Completación de los 5 pozos analizados en el presente

trabajo se encuentran en el Anexo V.

En el siguiente capítulo se realizará el análisis de los resultados obtenidos y se

procederá a la selección de la bomba tipo jet más adecuada para las

condiciones específicas de cada pozo.

CAPÍTULO IV

87

CAPÍTULO IV

4. DISCUSION DE RESULTADOS

4.1 ANÁLISIS POZO SHUSHUQUI 13 (SSQ-13)

Una vez completados los cálculos e iteraciones del Método de Smart,

correspondientes al pozo Shushuqui 13 (SSQ-13), se tiene que; para el

levantamiento de fluidos a una presión de trabajo de 3 700 psi y un caudal

deseado de 239 bl/día, se necesita instalar una bomba hidráulica tipo jet que

tenga 0.006782 pg2 de área en la boquilla y 0.01695 pg2 de área en la garganta;

una relación adimensional de área R = 0.4 y una potencia de la bomba

superficial de aproximadamente 49 HP.

A continuación en la Tabla 4.1 se enumeran las geometrías óptimas de las

bombas jet seleccionadas de cada fabricante, con base en las condiciones

particulares de este pozo y en el procedimiento de selección explicado en el

capítulo 3.

Tabla 4.1 Geometrías óptimas para el pozo Shushuqui 13

Fabricante Bomba

Seleccionada

AN

(pg2)

AT

(pg2) R

Nombre

R

Guiberson B-3 0.0095 0.0241 0.400 N/A

National 6-A 0.0081 0.0212 0.380 A

Kobe 6-A 0.0086 0.0215 0.400 A

88

Con base en las geometrías enlistadas en la Tabla 4.1, se debe seleccionar una

bomba que desempeñe un eficiente trabajo de levantamiento de crudo, para lo

cual se utilizará el valor de la Relación Adimensional de Áreas (R) como

parámetro diferenciador en la selección final de la bomba jet.

A continuación en la Tabla 4.2 se compara la geometría instalada y la

geometría óptima para el pozo Shushuqui 13 (SSQ-13).

Tabla 4.2 Comparación entre geometría instalada y geometría óptima de

bombas jet en el pozo Shushuqui 13

Estado

del pozo Fabricante

Bomba

Seleccionada

AN

(pg2)

AT

(pg2) R

Actual Claw 10-J 0.0175 0.0526 0.333

Óptimo Guiberson B-3 0.0095 0.0241 0.400

Como se muestra en la Tabla 4.2, en donde se compara la geometría instalada

y las óptima, se observa que la bomba instalada actualmente, bomba Claw 10-

J, es demasiado grande para las necesidades del pozo, es decir la bomba está

sobredimensionada; razón por la cual la bomba óptima seleccionada es la

bomba Guiberson B-3, la cual garantiza soportar una presión de inyección de

fluido motriz de 6 911 psi, un caudal de descarga de 876 bl/día de fluido a una

presión de descarga de 3 287 psi.

La Relación Adimensional de Áreas (R) de la bomba seleccionada, tiene un

valor de 0.4, el mismo que es igual al valor de (R) calculado para el pozo

Shushuqui 13 (SSQ-13) que es de R=0.4. Por lo tanto se considera la mejor

opción.

89

4.2 ANÁLISIS POZO SHUSHUQUI 22 (SSQ-22)


correspondientes al pozo Shushuqui 22 (SSQ-22), se tiene que; para el









capítulo 3.

Tabla 4.3 Geometrías óptimas para el pozo Shushuqui 22

Fabricante Bomba

Seleccionada

AN

(pg2)

AT

(pg2) R

Nombre

R

Guiberson E-8 0.0241 0.0661 0.360 N/A

National 10-A 0.0212 0.0562 0.380 A

Kobe 10-A 0.0240 0.0599 0.400 A






geometría óptima para el pozo Shushuqui 22 (SSQ-22).

90


bombas jet en el pozo Shushuqui 22

Estado

del pozo Fabricante

Bomba

Seleccionada

AN

(pg2)

AT

(pg2) R

Actual Claw 12-L 0.0311 0.0796 0.391

Óptimo Kobe 10-A 0.0240 0.0599 0.400



L, es demasiado grande para las necesidades del pozo, es decir la bomba está


bomba Kobe 10-A, la cual garantiza soportar una presión de inyección de fluido

motriz de 6 868 psi, un caudal de descarga de 2 862 bl/día de fluido a una

presión de descarga de 3 483 psi. La Relación Adimensional de Áreas (R) de la

bomba seleccionada, tiene un valor de 0.4, el mismo que es igual al valor de (R)

calculado para el pozo Shushuqui 22 (SSQ-22) que es de R=0.4. Por lo tanto se

considera la mejor opción.

4.3 ANÁLISIS POZO TETETE 15 (TTT-15)


correspondientes al pozo Tetete 15 (TTT-15), se tiene que; para el


deseado de 1 300 bl/día, se necesita instalar una bomba hidráulica tipo jet que




91




capítulo 3.

Tabla 4.5 Geometrías óptimas para el pozo Tetete 15

Fabricante Bomba

Seleccionada

AN

(pg2)

AT

(pg2) R

Nombre

R

Guiberson F-10 0.0314 0.0962 0.330 N/A

National 12-B 0.0346 0.1159 0.299 B

Kobe 11-B 0.0310 0.1000 0.310 B






geometría óptima para el pozo Tetete 15 (TTT-15).


bombas jet en el pozo Tetete 15

Estado

del pozo Fabricante

Bomba

Seleccionada

AN

(pg2)

AT

(pg2) R

Actual Claw 11-K 0.0239 0.0654 0.365

Óptimo National 12-B 0.0346 0.1159 0.299

92



K, es demasiado pequeña para las necesidades del pozo, es decir, está

trabajando por encima de su capacidad, lo cual causará un deterioro acelerado

y como consecuencia un cambio de bomba antes de cumplir la vida útil

recomendada por el fabricante; razón por la cual la bomba óptima seleccionada

es la bomba National 12-B, la cual garantiza soportar una presión de inyección

de fluido motriz de 6 688 psi, un caudal de descarga de 3 778 bl/día de fluido a

una presión de descarga de 3 885 psi. La Relación Adimensional de Áreas (R)

de la bomba seleccionada, tiene un valor de 0.299, el cual es lo más cercano

posible al valor de (R) calculado para el pozo Tetete 15 (TTT-15) que es de

R=0.3. Por lo tanto se considera la mejor opción.

4.4 ANÁLISIS POZO ATACAPI 14 (ATA-14)


correspondientes al pozo Atacapi 14 (ATA-14), se tiene que; para el









capítulo 3.

93

Tabla 4.7 Geometrías óptimas para el pozo Atacapi 14

Fabricante Bomba

Seleccionada

AN

(pg2)

AT

(pg2) R

Nombre

R

Guiberson CC-1 0.0028 0.0143 0.200 N/A

National 1-E 0.0024 0.0167 0.145 E

Kobe 1-E 0.0024 0.0167 0.144 E






geometría óptima para el pozo Atacapi 14 (ATA-14).


bombas jet en el pozo Atacapi 14

Estado

del pozo Fabricante

Bomba

Seleccionada

AN

(pg2)

AT

(pg2) R

Actual Claw 10-I 0.0175 0.0447 0.391

Óptimo National 1-E 0.0024 0.0167 0.145


y las óptima, se observa que la bomba instalada actualmente, bomba Claw 10-I,

es demasiado grande para las necesidades del pozo, es decir, la bomba está


bomba National 1-E, la cual garantiza soportar una presión de inyección de

fluido motriz de 7 233 psi, un caudal de descarga de 508 bl/día de fluido a una

presión de descarga de 3 249 psi. La Relación Adimensional de Áreas (R) de la

94

bomba seleccionada, tiene un valor de 0.145, el cual es lo más cercano posible

al valor de (R) calculado para el pozo Atacapi 14 (ATA-14) que es de R=0.15.

Por lo tanto se considera la mejor opción.

4.5 ANÁLISIS POZO ATACAPI 16 (ATA-16)


correspondientes al pozo Atacapi 16 (ATA-16), se tiene que; para el









capítulo 3.

Tabla 4.9 Geometrías óptimas para el pozo Atacapi 16

Fabricante Bomba

Seleccionada

AN

(pg2)

AT

(pg2) R

Nombre

R

Guiberson BB-2 0.0038 0.0189 0.200 N/A

National 2-E 0.0031 0.0212 0.145 E

Kobe 2-E 0.0031 0.0215 0.144 E



95




geometría óptima para el pozo Atacapi 16 (ATA-16).


bombas jet en el pozo Atacapi 16

Estado

del pozo Fabricante

Bomba

Seleccionada

AN

(pg2)

AT

(pg2) R

Actual Claw 9-I 0.0148 0.0447 0.331

Óptimo National 2-E 0.0031 0.0212 0.145

Como se muestra en la Tabla 4.10, en donde se compara la geometría

instalada y las óptima, se observa que la bomba instalada actualmente, bomba

Claw 9-I, es demasiado grande para las necesidades del pozo, es decir, la

bomba está sobredimensionada; razón por la cual la bomba óptima

seleccionada es la bomba National 2-E, la cual garantiza soportar una presión

de inyección de fluido motriz de 7 238 psi, un caudal de descarga de 985 bl/día

de fluido a una presión de descarga de 2 852 psi. La Relación Adimensional de

Áreas (R) de la bomba seleccionada, tiene un valor de 0.145, el cual es lo más

cercano posible al valor de (R) calculado para el pozo Atacapi 16 (ATA-16) que

es de R=0.15. Por lo tanto se considera la mejor opción.

CAPÍTULO V

96

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

El presente trabajo demostró la aplicabilidad del Método de Smart en 5 pozos

del Área Libertador que tienen actualmente instalados una completación de

bombeo hidráulico tipo jet, mediante los cálculos y los resultados obtenidos

en las corridas en Excel.

Para evitar la cavitación en las bombas, no se debe exceder la presión de

operación seleccionada para cada uno de los pozos analizados en el

presente trabajo.

Debido a la estandarización de las empresas fabricantes de bombas jet, se

hace prácticamente imposible encontrar unos diámetros de boquilla y

garganta que coincidan exactamente con las dimensiones obtenidas en los

cálculos realizados, por lo cual se debe seleccionar unos diámetros lo más

cercanos posible a los calculados y que tengan una relación de áreas

adecuada para cada fabricante.

El análisis de las corridas en el programa Excel, demuestra que la bomba

que se encuentra operando actualmente en el pozos Shushuqui 13, bomba

Claw 10-J (AN=0.0175 pg2, AT=0.0526 pg2 y R=0.33), es demasiado grande

para las condiciones actuales del pozo, la correcta dimensión de la bomba jet

es la B-3 de Guiberson con las siguientes dimensiones: AN=0.0095 pg2,

AT=0.0241 pg2 y R=0.40.

97


que se encuentra operando actualmente en el pozos Shushuqui 22, bomba

Claw 12-L (AN=0.0311 pg2, AT=0.0796 pg2 y R=0.391), es demasiado grande


es la 10-A de Kobe con las siguientes dimensiones: AN=0.0240 pg2,

AT=0.0599 pg2 y R=0.40.


que se encuentra operando actualmente en el pozos Tetete 15, bomba Claw

11-K (AN=0.0239 pg2, AT=0.0654 pg2 y R=0.365), es demasiado pequeña


es la National 12-B con las siguientes dimensiones: AN=0.0346 pg2,

AT=0.1159 pg2 y R=0.299.


que se encuentra operando actualmente en el pozos Atacapi 14, bomba

Claw 10-I (AN=0.0175 pg2, AT=0.0447 pg2 y R=0.391), es demasiado grande


es la National 1-E con las siguientes dimensiones: AN=0.0024 pg2, AT=0.0167

pg2 y R=0.145.


que se encuentra operando actualmente en el pozos Atacapi 16, bomba

Claw 9-I (AN=0.0148 pg2, AT=0.0447 pg2 y R=0.331), es demasiado grande


es la 2-E de National con las siguientes dimensiones: AN=0.0031 pg2,

AT=0.0212 pg2 y R=0.145.

98

5.2 RECOMENDACIONES

Se debe recomendar el control minucioso del estado del equipo superficial y

de fondo en los sistemas de levantamiento con bomba hidráulica tipo jet,

debido a que se manejan presiones por encima de los 3 000 psi, lo que

conlleva un riesgo muy alto en caso de un malfuncionamiento del sistema.

Se puede obtener un diseño con mayor ajuste, si las pruebas que son

necesarias para los cálculos requeridos en el mismo, tales como pruebas de

presión (Build Up) y pruebas de fluidos (Propiedades PVT), se las realice de

una forma más precisa utilizando equipos de última tecnología.

De acuerdo al análisis técnico para el pozo Shushuqui 13 (SSQ-13), se

recomienda el cambio de bomba Claw 10-J a Guiberson B-3, en virtud de

que esta última cumple con la producción deseada y las mejores condiciones

operativas.

De acuerdo al análisis técnico para el pozo Shushuqui 22 (SSQ-22), se

recomienda el cambio de bomba Claw 12-L a Kobe 10-A, en virtud de que

esta última cumple con la producción deseada y las mejores condiciones

operativas.

De acuerdo al análisis técnico para el pozo Tetete 15 (TTT-15), se

recomienda el cambio de bomba Claw 11-K a National 12-B, en virtud de que


operativas.

99

De acuerdo al análisis técnico para el pozo Atacapi 14 (ATA-14), se

recomienda el cambio de bomba Claw 10-I a National 1-E, en virtud de que


operativas.

De acuerdo al análisis técnico para el pozo Atacapi 16 (ATA-16), se

recomienda el cambio de bomba Claw 9-I a National 2-E, en virtud de que


operativas.

100

NOMENCLATURA

Símbolo Definición

AN Área de flujo de la boquilla, pg

2

AT Área de flujo total de la cámara de mezclado, pg

2

ATA Atacapi

BT Factor volumétrico de formación para petróleo y agua, bl/bf

D Profundidad vertical del pozo, pies

D1

Diámetro interno de la tubería de producción o de la tubería de

revestimiento, pg

D2 Diámetro externo de la tubería interior en flujo anular, pg

FW

Fracción del agua de formación

FWD

Fracción del agua del fluido de la columna de retorno

FO Fracción de petróleo

GN Gradiente del fluido motriz en la tubería de inyección, psi/pie

GD Gradiente del fluido de la columna de retorno, psi/pie

GS Gradiente del fluido de formación, psi/pie

GO Gradiente del petróleo producido, psi/pie

GW

Gradiente del agua de formación, psi/pie

H Relación adimensional de presiones

HP Potencia, HP

KN Coeficiente de pérdida en la boquilla

KTD

Coeficiente de pérdida combinado cámara de mezclado - difusor

L Longitud de T.P. hasta la bomba, profundidad de colocación de la

bomba, pies

M Relación de flujo adimensional

101

ML Relación de flujo adimensional en el límite de cavitación

PFN

Pérdida de presión por fricción del fluido motriz en la tubería de

inyección, psi

PFD

Pérdida de presión por fricción del fluido en el circuito de retorno,

psi

PN Presión a la entrada de la boquilla, psi

PD Presión de descarga, psi

PS Presión de succión, psi

PT

Presión superficial de operación = Presión de descarga de la

bomba de superficie, psi

PF Pérdidas de presión por fricción, psi

PWH

Presión de cabeza, psi

QN Tasa del fluido motriz, bl/día

QD

Tasa del fluido producido más fluido motriz (tasa de descarga),

bl/día

QS Tasa del fluido producido, bl/día

R Relación adimensional de áreas, AN/A

T

GLR Relación gas-líquido, pies3/bl

GOR Relación gas-petróleo, pies3/bl

SSQ Shushuqui

TTT Tetete

γf Densidad relativa del fluido motriz.

ρ Densidad del fluido, lb/pie3

μ Viscosidad, cP

μD Viscosidad del fluido de retorno, cP

μO Viscosidad del petróleo, cP

μW

Viscosidad del agua, cP

102

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Ecuador: Universidad Tecnológica Equinoccial.

ANEXOS

104

ANEXO I

FACILIDADES DE SUPERFICIE DEL ÁREA

LIBERTADOR

Figura A.01. Manifold Estación Tetete


Figura A.02. Tanque de Lavado Estación Tetete.


105

Figura A.03. Bota de Gas Estación Tapi.


106

1ANEXO II

CATÁLOGOS DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET Y

RELACIONES DE ÁREAS POR FABRICANTE.

CATÁLOGO BOMBAS SERTECPET – CLAW

SERTECPET - CLAW

NOZZLE GARGANTA

DENOM. ÁREA

(pg2) DENOM.

ÁREA

(pg2)

1 0.0018 A 0.0046

2 0.0030 B 0.0072

3 0.0038 C 0.0140

4 0.0054 D 0.0142

5 0.0074 E 0.0187

6 0.0094 F 0.0239

7 0.0108 G 0.0311

8 0.0122 H 0.0376

9 0.0148 I 0.0447

10 0.0175 J 0.0526

11 0.0239 K 0.0654

12 0.0311 L 0.0796

13 0.0450 M 0.0957

14 0.0658 N 0.1119

15 0.0851 O 0.1445

16 0.1251 P 0.1763

17 0.1552 Q 0.2154

18 0.1950 R 0.2593

19 0.2464 S 0.3127

20 0.3119 T 0.3780

21 0.3850 U 0.4515

V 0.5426

W 0.6520

Fuente: (Sertecpet, 2011)

107

CATÁLOGO BOMBAS GUIBERSON

GUIBERSON

NOZZLE GARGANTA

DENOM. ÁREA

(pg2) DENOM.

ÁREA

(pg2)

DD 0.0016 000 0.0044

CC 0.0028 00 0.0071

BB 0.0038 0 0.0104

A 0.0055 1 0.0143

B 0.0095 2 0.0189

C 0.0123 3 0.0241

D 0.0177 4 0.0314

E 0.0241 5 0.0380

F 0.0314 6 0.0452

G 0.0452 7 0.0531

H 0.0661 8 0.0661

I 0.0855 9 0.0804

J 0.1257 10 0.0962

K 0.1588 11 0.1125

L 0.1980 12 0.1452

M 0.2463 13 0.1777

N 0.3117 14 0.2165

P 0.3848 15 0.2606

16 0.3127

17 0.3750

18 0.4513

19 0.5424

20 0.6518


108

RELACIONES DE ÁREAS PARA BOMBAS GUIBERSON


109

CATÁLOGO BOMBAS KOBE Y NATIONAL.

KOBE NATIONAL

NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA

DENOM. ÁREA

(pg2) DENOM.

ÁREA

(pg2) DENOM.

ÁREA

(pg2) DENOM.

ÁREA

(pg2)

1 0.0024 1 0.0060 1 0.0024 1 0.0064

2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081

3 0.0040 3 0.0100 3 0.0039 3 0.0104

4 0.0052 4 0.0129 4 0.005 4 0.0131

5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167

6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212

7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271

8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346

9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441

10 0.0240 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562

11 0.0310 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715

12 0.0400 12 0.1000 12 0.0346 12 0.0910

13 0.0517 13 0.1242 13 0.0441 13 0.1159

14 0.0668 14 0.1668 14 0.0562 14 0.1476

15 0.0863 15 0.2154 15 0.0715 15 0.1879

16 0.1114 16 0.2783 16 0.0910 16 0.2392

17 0.1439 17 0.3594 17 0.1159 17 0.3046

18 0.1858 18 0.4642 18 0.1476 18 0.3878

19 0.2400 19 0.5995 19 0.1879 19 0.4938

20 0.3100 20 0.7743 20 0.2392 20 0.6287

21 1.0000

22 1.2916

23 1.6681

24 2.1544


110

RELACIONES DE ÁREAS PARA BOMBAS KOBE Y NATIONAL.

o BOMBAS KOBE


o BOMBAS NATIONAL


111

1ANEXO III

CÁLCULO DE PRESIÓN DE DESCARGA DE LA BOMBA

EN EL PROGRAMA WELLPERFORM

POZO SHUSHUQUI 13 (SSQ-13) PRIMERA ITERACIÓN

112

POZO SHUSHUQUI 13 (SSQ-13) SEGUNDA ITERACIÓN

113

POZO SHUSHUQUI 22 (SSQ-22) PRIMERA ITERACIÓN

114

POZO TETETE 15 (TTT-15) PRIMERA ITERACIÓN

115

POZO TETETE 15 (TTT-15) SEGUNDA ITERACIÓN

116

POZO TETETE 15 (TTT-15) TERCERA ITERACIÓN

117

POZO ATACAPI 14 (ATA-14) SEGUNDA ITERACIÓN

118

POZO ATACAPI 14 (ATA-14) TERCERA ITERACIÓN

119

POZO ATACAPI 16 (ATA-16) PRIMERA ITERACIÓN

120

POZO ATACAPI 16 (ATA-16) SEGUNDA ITERACIÓN

121

POZO ATACAPI 16 (ATA-16) TERCERA ITERACIÓN

122

POZO ATACAPI 16 (ATA-16) CUARTA ITERACIÓN

123

1ANEXO IV

CÁLCULOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE

BOMBAS JET EN EL PROGRAMA EXCEL

POZO SHUSHUQUI 13 (SSQ-13)

DATOS

124

RESULTADOS

126

POZO SHUSHUQUI 22 (SSQ-22)

DATOS

127

RESULTADOS

129

POZO TETETE 15 (TTT-15)

DATOS

130

RESULTADOS

132

POZO ATACAPI 14 (ATA-14)

DATOS

133

RESULTADOS

135

POZO ATACAPI 16 (ATA-16)

DATOS

136

RESULTADOS

138

1ANEXO V

DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS

ANALIZADOS

DIAGRAMA POZO SHUSHUQUI 13 (SSQ-13)


139

DIAGRAMA POZO SHUSHUQUI 22 (SSQ-22)


140

DIAGRAMA POZO TETETE 15 (TTT-15)


141

DIAGRAMA POZO ATACAPI 14 (ATA-14)


142

DIAGRAMA POZO ATACAPI 16 (ATA-16)


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