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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA PARA

EL CAMBIO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE A BOMBEO MECÁNICO

CONVENCIONAL EN POZOS CON ALTO CORTE DE AGUA Y

BAJA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL BLOQUE

TARAPOA”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÒLEOS

RAÚL MAURICIO OBANDO ESPINOZA

DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS M. Sc.

Quito, Agosto. 214

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo RAÚL MAURICIO OBANDO ESPINOZA, 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.

_________________________

Raúl Obando

C.I.: 1719894907

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis de

factibilidad técnico-económica para el cambio de levantamiento

artificial de bombeo electrosumergible a bombeo mecánico

convencional en pozos con alto corte de agua y baja producción de

petróleo en el Bloque Tarapoa”, que, para aspirar al título de Ingeniero

de Petróleos fue desarrollado por Obando Espinoza Raúl Mauricio,

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

Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de

Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

___________________

Ing. Fausto Ramos M. Sc.

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 1705134102

DEDICATORA

A Dios.

Por ser siempre parte de mi vida, por darme la resistencia y la bendición en

las adversidades del día a día.

A mi hija.

Por ser la luz en mi vida y cambiar el rumbo de mi vida llenándome de

sueños e ilusiones con sus risas. Por ser la razón de mi fortaleza te dedico a

ti mi vida y mis éxitos

A mi madre y mi padre.

Por formar parte de mi vida, por su apoyo incondicional en momentos tristes

como en momentos felices.

A mis abuelos, mis hermanas y mis tíos.

Les dedico por ser un ejemplo en mi vida manteniendo siempre prudencia,

firmeza y mucho amor a su familia.

A Noelia.

Por haberme dado lo mejor de mi vida, por haberme enseñado a caminar

solo, por tu apoyo y sueños juntos, soy un hombre de promesas esto es por

ti.

AGRADECIMIENTOS

A Dios.

Por darme su bendición en cada paso de cada día, por ayudarme a mirar el

cuadro completo y poder diferenciar el bien del mal.

A mi madre y mi padre.

Gracias por tenerme en sus planes y siempre darme lo necesario tanto

económico como espiritual.

Al Ing. Angel Burgos, Coordinador de producción del Bloque Tarapoa

de Andes Petroleum

Por su confianza, apoyo y su continua enseñanza, gracias por la guía y

lecciones de vida.

Al Ing. Fausto Ramos, Director de tesis de la Universidad Tecnológica

Equinoccial.

Gracias por el apoyo en la elaboración de tesis y su continua capacitación al

desarrollo profesional quienes necesitamos diariamente compartir

conocimiento.

I

ÍNDICE DE CONTENIDOS

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

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

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

1.3 OBJETIVO GENERAL ...........................................................................3

1.3.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................3

2 BOMBEO MECÁNICO ............................................................................. 5

2.1 CONCEPTO ...........................................................................................5

2.2 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA CONVENCIONAL DE

BOMBEO MECANICO .....................................................................................7

2.3 COMPONENTES SUPERFICIALES ......................................................9

2.3.1 UNIDAD MOTRIZ ............................................................................9

2.3.2 CAJA DE ENGRANAJE ................................................................ 10

2.3.3 CONTRAPESOS ........................................................................... 11

2.3.4 UNIDAD DE BOMBEO .................................................................. 12

2.3.4.1 Designación de unidades de bombeo convencional .............. 13

2.3.4.2 Tipos de unidades de bombeo convencionales ..................... 13

2.3.4.2.1 Unidad convencional ......................................................... 13

2.3.4.2.2 Unidad Mark II .................................................................. 15

2.3.4.2.3 Unidad balanceada por aire .............................................. 17

2.3.5 BARRA LISA, BARRA PULIDA O VARILLÓN PULIDO .............. 19

2.3.6 LINEA DE FLUJO Y CABEZAL DE POZO ................................... 19

2.4 COMPONENTES DE SUBSUELO ....................................................... 20

2.4.1 SARTA DE VARILLAS .................................................................. 20

2.4.1.1 Consideraciones de la sarta de varillas ................................. 20

2.4.1.2 Tipo de varillas ....................................................................... 21

2.4.1.3 Clase de varillas..................................................................... 23

II

2.4.2 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN ........................................................ 24

2.4.3 COMPONENTES DEL ENSAMBLAJE DE FONDO ..................... 25

2.4.3.1 Barril ...................................................................................... 25

2.4.3.2 Pistón o émbolo ..................................................................... 26

2.4.3.3 Válvula viajera y válvula fija ................................................... 27

2.4.3.3.1 Ciclo de bombeo ............................................................... 28

2.4.3.3.2 Análisis de fuerzas en el comportamiento de las carreras

ascendentes y descendentes .......................................................... 29

2.4.3.3.3 Efectos de la operación de la unidad de bombeo

convencional .................................................................................... 36

2.4.3.4 Anclaje de fondo .................................................................... 38

2.4.4 BOMBAS DE SUBSUELO ............................................................ 40

2.4.4.1 Bombas de tubería (TH-TP) ................................................... 40

2.4.4.2 Bombas insertables o de varilla (RH-RW) ............................. 41

2.4.5 SELECCIÓN DE BOMBA DE SUBSUELO ................................... 44

2.4.5.1 Designación de las bombas mecánicas ................................. 48

2.4.6 VENTAJAS DEL BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL ........ 50

2.4.7 LIMITACIONES DEL BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL .. 50

2.4.8 RANGO DE APLICACIÓN DEL BOMBEO MECÁNICO

CONVENCIONAL ....................................................................................... 51

2.5 COMPARACION DE VARIABLES ENTRE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE Y BOMBEO MECANICO. ..................................... 51

2.5.1 GENERALIDADES DE BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE ...... 51

2.5.2 COMPARACIÓN DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE CON

BOMBEO MECÁNICO ................................................................................ 53

2.6 DESCRIPCIÓN DEL BLOQUE “TARAPOA” ...................................... 55

2.6.1 UBICACIÓN ................................................................................... 55

2.6.2 HISTORIA DEL BLOQUE .............................................................. 55

III

2.6.3 DESCRIPCION DE LOS YACIMIENTOS DEL BLOQUE

TARAPOA .................................................................................................. 57

2.6.3.1 Napo ...................................................................................... 57

2.6.3.1.1 Arena u ............................................................................. 57

2.6.3.1.2 Arena t .............................................................................. 57

2.6.3.2 Arena m1 ............................................................................... 58

2.6.3.3 Basal tena .............................................................................. 58

2.6.4 ESTADO ACTUAL DEL BLOQUE “TARAPOA” .......................... 60

2.6.4.1 Producción del Bloque “Tarapoa” .......................................... 60

2.6.4.2 Estado actual de los pozos .................................................... 64

2.6.5 DISTRIBUCIÓN DE SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL DEL BLOQUE “TARAPOA” .................................................. 71

2.7 MEDICIONES DE CAMPO ................................................................... 79

2.7.1 PRESIÓN DE ENTRADA A LA BOMBA Y NIVEL DE FLUIDO .... 79

2.7.1.1 Presión de entrada a la bomba .............................................. 80

2.7.1.2 Nivel estático (NE) ................................................................. 80

2.7.1.3 Nivel dinámico (N) .................................................................. 81

2.7.2 ECÓMETRO .................................................................................. 82

3 DISEÑO DEL EQUIPO DE BOMBEO MECÁNICO ............................... 85

3.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................. 85

3.1.1 NORMA API – RP 11L................................................................... 86

3.2 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO ....................................................... 87

3.2.1 MÉTODO API MODIFICADO ...................................................... 113

3.3 MÉTODO DE LA ECUACIÓN DE ONDA ........................................... 113

3.3.1 CARGA EN LAS VARILLAS ....................................................... 114

3.3.2 DIAGRAMA MODIFICADO DE GOODMAN ............................... 117

IV

4 ANÁLISIS TÉCNICO DE POZOS PARA EL CAMBIO A BOMBEO

MECÁNICO ................................................................................................ 120

4.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................ 120

4.2 SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS .......................................... 121

4.2.1 POZOS SELECCIONADOS EN CUANTO A PRODUCCIÓN DE

AGUA Y PETRÓLEO ................................................................................ 121

4.2.2 TASA DE PRODUCCIÓN OBJETIVO ......................................... 123

4.2.2.1 Índice de productividad constante........................................ 124

4.2.2.2 Resumen de los índices de productividad de los pozos

seleccionados ................................................................................... 129

4.3 DISEÑO DE BOMBEO MECÁNICO PARA CADA POZO

SELECCIONADO ......................................................................................... 132

4.3.1 RESUMEN DE DISEÑO DE BOMBEO MECÁNICO PARA

CADA POZO SELECCIONADO ............................................................... 133

4.3.2 ESTRATEGIA DE BOMBEO Y MANEJO DE AGUA EN

SUPERFICIE ............................................................................................. 135

4.3.3 SELECCIÓN DE LA MUESTRA FINAL DE POZO

CANDIDATOS .......................................................................................... 150

4.4 SITUACIÓN OPERACIONAL DE LA MUESTRA FINAL DE LOS

POZOS CANDIDATOS ................................................................................ 153

4.4.1 DISPONIBILIDAD DE MANEJO DE FLUIDO EN SUPERFICIE . 153

4.4.2 CONSUMO ENERGÉTICO OPERADO CON BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE Y BOMBEO MECÁNICO EN CADA POZO

DE LA MUESTRA FINAL SELECCIONADA ............................................ 155

5 ANÁLISIS ECONÓMICO ..................................................................... 159

5.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................ 159

5.2 MÉTODO DE EVALUACIÓN DE PROYECTO .................................. 159

5.2.1 VALOR ACTUAL NETO .............................................................. 160

5.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO .................................................. 161

V

5.3 INVERSIÓN DEL PROYECTO ........................................................... 163

5.4 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO ...................................... 165

5.4.1 CONDICIONES PARA EL ANALISIS ECONOMICO .................. 167

5.4.2 ANALISIS ECONOMICO POR POZO ......................................... 167

5.4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO GLOBAL ............................................. 173

5.5 VIABILIDAD DEL PROYECTO .......................................................... 174

6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................... 175

6.1 CONCLUSIONES ............................................................................... 175

6.2 RECOMENDACIONES ...................................................................... 178

VI

ÍNDICE DE TABLAS

CÁPITULO 2

Tabla 2. 1: Especificaciones de varillas API ................................................. 22

Tabla 2. 2: Especificaciones de fabricación. Varillas API.............................. 23

Tabla 2. 3 Especificación API de las bombas de subsuelo .......................... 42

Tabla 2. 4: Profundidad máxima de asentamiento según el tipo de bomba y

pistón. ........................................................................................................... 46

Tabla 2. 5: Diámetros de émbolos recomendados para condiciones óptimas.

...................................................................................................................... 47

Tabla 2. 6: Designación de las bombas mecánicas de subsuelo. ................. 49

Tabla 2. 7: Comparación entre bombeo electrosumergible y bombeo

mecánico. ..................................................................................................... 54

Tabla 2. 8: Propiedades petrofísicas de los campos del Bloque Tarapoa. ... 60

Tabla 2. 9: Producción del Bloque Tarapoa por campo. ............................... 61

Tabla 2. 10: Reinyección e inyección de pozos en Bloque Tarapoa. ............ 63

Tabla 2. 11: Estado de los pozos del Bloque Tarapoa.................................. 65

Tabla 2. 12: Pozos apagados por alta producción de gua (WPC) en el Bloque

Tarapoa ........................................................................................................ 67

Tabla 2. 13: Pozos cerrados por diferentes causas en el Bloque Tarapoa. .. 68

Tabla 2. 14: Pozos produciendo en el Bloque Tarapoa ................................ 69

Tabla 2. 15: Distribución global de sistemas de levantamiento artificial en el

Bloque Tarapoa. ........................................................................................... 72

Tabla 2. 16: Distribución de sistemas artificiales en el Bloque Tarapoa ....... 72

Tabla 2. 17: Ejemplo de resultado de prueba con Ecómetro. ....................... 84

VII

CAPÍTULO 4

Tabla 4.1: Pozos seleccionados ................................................................. 122

Tabla 4. 2: Información del pozo DORINE 59 (M-1) ................................... 127

Tabla 4. 3: Tasa de producción objetivo en referencia a la presión de entrada

a la bomba. ................................................................................................. 127

Tabla 4. 4: Información del pozo, DORINE 45 (U-INF) ............................... 129

Tabla 4. 5: Tasa de producción objetivo, DORINE 45 (U-INF) ................... 131

Tabla 4. 6: Tasa de producción objetivo para los pozos seleccionados ..... 132

Tabla 4. 7: Selección de unidades de bombeo mecánico con escenario de

profundidad. ................................................................................................ 134

Tabla 4. 8: Estrategia de bombeo DORINE 45 (U-Inf) ................................ 138

Tabla 4. 9: Estrategia de bombeo DORINE 59 (M-1) ................................. 139

Tabla 4. 10: Estrategia de bombeo DORINE 39 (M-1) ............................... 140

Tabla 4. 11: Estrategia de bombeo DORINE 57(M-1) ................................ 141

Tabla 4. 12: Estrategia de bombeo FANNY 1 (M-1) ................................... 142

Tabla 4. 13: Estrategia de bombeo FANNY 23 (U-Inf) ................................ 143

Tabla 4. 14: Estrategia de bombeo FANNY 87 (U-Inf) ................................ 144

Tabla 4. 15: Estrategia de bombeo FANNY 53 (M-1) ................................. 145

Tabla 4. 16: Estrategia de bombeo FANNY 99H (M-1) ............................... 146

Tabla 4. 17: Estrategia de bombeo FANNY 125 (U-Inf) .............................. 147



Tabla 4. 20: Selección de la muestra final de pozos candidatos al cambio a

bombeo mecánico ...................................................................................... 151

Tabla 4. 21: Incremento de producción de petróleo con bombeo mecánico

.................................................................................................................... 152

Tabla 4. 22: Disponibilidad de manejo de fluido en superficie .................... 153

Tabla 4. 23: Pozos seleccionados para reactivación .................................. 154

Tabla 4. 24: Producción de fluido y de petróleo total de los pozos para

reactivación ................................................................................................. 154

VIII

Tabla 4. 25: Tipos de bomba electrosumergible de la muestra final de los

pozos seleccioandos................................................................................... 157

Tabla 4. 26: Comparación de consumo energético con bombeo

electrosumergible y bombeo mecánico....................................................... 158

CAPÍTULO 5

Tabla 5. 1: Costos por el cambio de sistema artificial a bombeo mecánico a

cada pozo seleccionado ............................................................................. 164

Tabla 5. 2: Características generales de cada pozo seleccionado ............. 166

Tabla 5. 3: Análisis económico a cada pozo seleccionado, ingresos netos por

barril de $17.75. .......................................................................................... 169

Tabla 5. 4: Análisis económico a cada pozo seleccionado, ingresos netos por

barril de $ 33. .............................................................................................. 172

ÍNDICE DE FIGURAS

CAPÍTULO 2

Figura 2. 1: Costo de inversión en función del caudal y profundidad .............. 6

Figura 2. 2: Configuración del bombeo mecánico. ......................................... 7

Figura 2. 3: Nivel de fluido en relación a la profundidad de bombeo .............. 8

Figura 2. 4: Designación de las unidades de bombeo mecánicas según API.

...................................................................................................................... 13

Figura 2. 5: Unidad de Bombeo convencional .............................................. 15

Figura 2. 6: Unidad de Bombeo tipo MARK II ............................................... 16

Figura 2. 7: Unidad de Bombeo balanceada por aire ................................... 18

Figura 2. 8: Varilla de bombeo API y acoplamiento ...................................... 22

Figura 2. 9: Partes de una bomba de tubería y una de varilla ...................... 26

Figura 2. 10: Especificaciones de varillas API .............................................. 28

IX

Figura 2. 11: Fuerzas estáticas en la sarta de varillas al comienzo de la

carrera ascendente ....................................................................................... 30

Figura 2. 12: Fuerzas dinámicas en la sarta de varillas al comienzo y durante

la carrera ascendente ................................................................................... 31


carrera descendente ..................................................................................... 34

Figura 2. 14: Fuerzas dinámicas en la sarta de varillas al comienzo y durante

la carrera descendente ................................................................................. 35

Figura 2. 15: Fuerzas dinámicas en la sarta de varillas en la etapa de pre –

flotación y en el inicio de la flotación. ............................................................ 36

Figura 2. 16: Bomba Anclada ....................................................................... 39

Figura 2. 17: Tipo de bombas de subsuelo ................................................... 44

Figura 2. 18: Rangos de operación de bombeo mecánico ............................ 48

Figura 2. 19: Componentes del bombeo electrosumergible.......................... 52

Figura 2. 20: Ubicación geográfica del Bloque Tarapoa ............................... 56

Figura 2. 21: Campos de Andes Petroleum .................................................. 56

Figura 2. 22: Columna estratigráfica de la sección cretácica de la sección de

la Cuenca Oriente. ........................................................................................ 59

Figura 2. 23: Producción de agua y petróleo del Bloque Tarapoa en cada

campo. .......................................................................................................... 62

Figura 2. 24: Producción de petróleo diaria del Bloque Tarapoa por campo.

...................................................................................................................... 64


...................................................................................................................... 65

Figura 2. 26: Distribución de sistemas artificiales en el Bloque Tarapoa por

campo. .......................................................................................................... 73

Figura 2. 27: Porcentaje de Distribución de sistemas artificiales en el Bloque

Tarapoa ........................................................................................................ 74

Figura 2. 28: Producción de petróleo por campos acorde al sistema de

levantamiento artificial en el Bloque Tarapoa ............................................... 75

Figura 2. 29: Porcentaje de producción de petróleo por campos acorde al

sistema de levantamiento artificial en el Bloque Tarapoa ............................. 76

X

Figura 2. 30: Producción de agua por campos acorde al sistema de

levantamiento artificial en el Bloque Tarapoa ............................................... 77

Figura 2. 31: Porcentaje de producción de agua por campos acorde al

sistema de levantamiento artificial en el Bloque Tarapoa. ............................ 78

Figura 2. 32: Nivel dinámico y presión de fondo. .......................................... 80

Figura 2. 33: Comportamiento del Nivel dinámico y presión de fondo. ......... 81

Figura 2. 34: Operación de Ecómetro y nivel ................................................ 83

Figura 2. 35: Ecómetro ................................................................................. 83

CAPÍTULO 3

Figura 3. 1: Parámetros de la Norma API 11L .............................................. 87

Figura 3. 2: Diagrama de flujo de procedimiento de diseño de bombeo

mecánico. ..................................................................................................... 88

CAPÍTULO 4

Figura 4.1: Producción de los pozos seleccionados ................................... 123

Figura 4.2: Índice de productividad constante. ........................................... 125

Figura 4. 3: Índice de productividad constante, DORINE 59 (M1) .............. 128

Figura 4.4: Índice de productividad constante, DORINE 45 (U-INF) ........... 130

Figura 4. 5: Controlador de bombeo mecánico ........................................... 136

XI

ABREVIATURAS

API: American Petroleum Institute

BOPD: Barriles de petróleo por día

BWPD: Barriles de agua por día

BFPD: Barriles de fluido por día

Bo: Factor volumétrico del petróleo

BSW: Corte de agua

cpm: ciclos por minuto o vibraciones por minuto

Dp: Diámetro del pistón

ESP: Bombeo electrosumergible

ESPCP: Bombeo electrosumergible

HC: Pozos apagados por alto corte de agua

IP, Jf: Índice de productividad

JP: Bombeo hidráulico con fluido motriz y facilidades de producción

rentadas.

JP Fluido motriz: Bombeo hidráulico con fluido motriz sin facilidades de

producción rentadas.

Lbs: libras

md: milidarcies

MS: Pozos apagados por parada manual

P: Pozos produciendo

PD’T: Pozos no producen

Pr: Presión del reservorio

Pulg: pulgadas

PVT: Presión, volumen, temperatura

Pwf: Presión de fondo de entrada de la bomba

ROD PUMPING: Bombeo Mecánico

rpm: Revoluciones por minuto

SPE: Sociedad de ingenieros de petróleo

spm: Strokes por minuto

TA: Temporalmente abandonados

XII

VAN: Valor actual neto

TIR: Tasa interna de retorno

WWC: Pozos esperando workover

W’O: Workover

WPC: Pozos cerrados por control de producción de agua

1

1 INTRODUCCIÓN

En este trabajo de tiulación se desarrollará una análisis en distintos pozos en

los cuales su corte de agua sea elevado, por lo que se seleccionaran pozos

acorde a sus respectivas producciones de agua – petróleo y su método de

levantamiento sea bombeo electro sumergible.

Se propondrá reemplazar sistemas de levantamiento artificial de bombeo

electro sumergible por bombeo mecánico, tomando en cuenta aspectos

como: el mejor rendimiento del reservorio disminuyendo la cantidad de

manejo de agua de superficie y analizando las características del reservorio

para determinar el diseño óptimo de bombeo mecánico a utilizar.

El corte de agua de un campo petrolífero es un gran problema en los

distintos procesos en facilidades de superficie y principalmente en los

tanques de almacenamiento por lo que esto ha limitado la producción de

petróleo debido a estas razones se han cerrado pozos por su alto contenido

de agua y limitación del mismo en superficie.

Con este estudio se busca analizar el intercambio a bombeo mecánico en

lugar del bombeo electro sumergible para obtener mejores respuestas en los

pozos, con la utilización de una estrategia de bombeo y de esta forma

reducir la relación de agua – petróleo, disminuyendo principalmente el

manejo de agua en superficie y el consumo energético por pozo lo cual

permitirá reactivar pozos apagados y aumentar la producción de petróleo.

Finalmente se realizará un análisis económico a cada pozo seleccionado

para el cambio de bombeo electro sumergible a bombeo mecánico.

2

1.1 PROBLEMA

En nuestro país, Ecuador, la mayor fuente de ingreso está dada por la

industria hidrocarburifera; por ello se dedican los recursos necesarios para

mantener y optimizar la producción de petróleo, y se referencia en primer

lugar a las áreas de explotación y producción de petróleo.

En el Bloque Tarapoa existen pozos con grandes relaciones de agua -

petróleo operados por bombeo electro sumergible, adicionalmente existen

limitaciones para el manejo de agua de producción en cuanto a

capacidades de tanques de almacenamiento por lo que se ha visto la

necesidad de cerrar pozos debido a su relación de agua – petróleo por

consiguiente se analizará y propondrá en el trabajo de titulación la forma de

optimizar la operación y producción de diferentes pozos operados en el

Bloque Tarapoa proponiendo el cambio de bombeo electro sumergible a

bombeo mecánico en pozos con altos cortes de agua el cual permitirá

reducir el costo operativo del Bloque Tarapoa, disminuyendo el volumen de

agua producida y obteniendo una tasa de petróleo aceptable, se utilizara una

estrategia de bombeo a cada pozo seleccionado la cual minimizara la

relación agua – petróleo con el objetivo de reactivar pozos cerrados y

mejorar proporcionalmente la producción del Bloque Tarapoa.

1.2 JUSTIFICACIÓN

Con la finalidad del cambio a bombeo mecánico el estudio estará basado en

un análisis técnico y económico de una muestra de pozos los cuales son

sujetos para un cambio de levantamiento artificial, la investigación está

justificada debido a la alta producción de agua en el Bloque Tarapoa, la cual

exige un análisis en los pozos con el fin de incrementar producción de

petróleo en el Bloque Tarapoa, para esto se utilizará curvas IPR de los

pozos, análisis operacional, estrategias de bombeo, características propias

de cada reservorio, secuencia de cálculo para el diseño con la norma API

3

11L con el fin de justificar técnica y económicamente que la mejor opción

para la completación y producción es el bombeo mecánico.

1.3 OBJETIVO GENERAL

Realizar una Análisis técnico – económico para la factibilidad de reemplazar

el levantamiento artificial operado actualmente con bombeo electro

sumergible a bombeo mecánico en pozos con altos cortes de agua y baja

producción de petróleo en el Bloque de Tarapoa

1.3.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

a) Seleccionar pozos candidatos para el cambio de sistema artificial,

teniendo en cuenta distribución del sistema artificial actual en cada

campo y la producción de agua y petróleo con el fin de analizar el índice

de productividad en cada pozo seleccionado para proponer cual es el

mejor escenario de tasa de producción objetivo de fluido con el cambio a

bombeo mecánico.

b) Diseñar el equipo de bombeo mecánico usando la norma API 11L de

acuerdo a la propuesta de producción objetivo diaria de fluido para cada

pozo seleccionado con el fin de recomendar una lista de pozos

candidatos para el cambio de sistema de levantamiento artificial de

bombeo electrosumergible al sistema de bombeo mecánico.

c) Definir el mejor escenario de producción con la utilización de la estrategia

de bombeo y de esta forma elegir la unidad de bombeo mecánico acorde

a cada pozo seleccionado.

d) Analizar la situación operacional de cada pozo, haciendo énfasis en el

consumo energético y disponibilidad de manejo de fluido en superficie de

los pozos seleccionados con el fin de reactivar pozos apagados y de esta

4

forma realizar un análisis económico por pozo en su mejor escenario de

producción al igual que un análisis global del proyecto tomando en

consideración el ahorro de consumo energético e incremento de

producción de petróleo por pozos reactivados.

5

2 BOMBEO MECÁNICO

2.1 CONCEPTO

El bombeo mecánico ha sido el método de levantamiento artificial más usado

a nivel mundial debido a sus características operacionales como facilidad de

operación, workover y optimización y manejo de distintos crudos livianos,

medianos, pesados y extra pesados.

Aunque es limitada la taza de fluido de producción, proporcionalmente los

barriles de petróleo extraídos en relación al agua generan un mayor

rendimiento de un campo petrolífero ya que evita el tratamiento de grandes

cortes agua en superficie lo que limita a las capacidades superficie al igual

que su costo.

La producción de fluido por bombeo mecánico se encuentra de 5 a 1200

barriles de fluido debido a la profundidad donde se encuentre la bomba, por

lo que mientras sea más profundo la ubicación de la bomba los parámetros

óptimos se ven disminuidos como la el diámetro del émbolo, por lo que la

elongación de las varillas se ve afectada por la profundidad y a su vez

reduce la eficiencia volumétrica de la bomba por la que el fluido producido se

ve afectado también. En cuanto a la inversión mientras los pozos son más

profundos, se debe utilizar una unidad de bombeo mecánico convencional

más grande debido, al incremento de sarta de varillas, incremento de carga

de fluido, etc... Por lo que la inversión aumentará.

A continuación se muestra una Figura 2.1 que relaciona la tasa de flujo a

producir y la profundidad con la inversión con respecto a la unidad de

Bombeo mecánico convencional.

6

Figura 2. 1: Costo de inversión en función del caudal y profundidad

Fuente: (PDVSA, 2002)

Consiste en la transmisión de potencia a la bomba de succión del fondo del

pozo a través de un motor el cual emite el movimiento reciprocante a una

sarta de varillas través de un balancín para generar el movimiento vertical y

transmitir la potencia requerida a la bomba para levantar una columna de

fluido a superficie.

En relación a todos los sistemas de levantamiento artificial, el bombeo

mecánico es el mecánicamente más complejo, debido a que está expuesto a

mayores cantidades de esfuerzos debido a esto se requiere mayor atención

durante su operación y producción.

En la actualidad se han realizado mejoras al sistema en relación a la sarta

de varillas con la utilización de mejores materiales lo que alargo la vida útil,

además se mejoró el diseño con el fin de que se pueda emplear en todo tipo

de yacimiento, profundidad y fluido levantar.

Profundidad de la bomba (ft)

Caudal (BFPD)

INVERSIÓN $

7

2.2 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA CONVENCIONAL DE

BOMBEO MECANICO

“Consiste en elevar una columna de fluido desde el nivel que alcanzo en el

pozo y llevarlo hasta la superficie asentando la bomba debajo del nivel en

una profundidad acorde a las características de producción y por medio de

la tubería de producción y una bomba con características especificas acorde

a la producción, profundidad y eficiencia, la cual es accionada por la sarta de

varillas que transmiten el movimiento a la unidad de bombeo por medio de

un motor que puede ser eléctrico o de gas”. (THETHA Enterprise Inc, 2005).

Referirse a la siguiente Figura 2.2.

Figura 2. 2: Configuración del bombeo mecánico.

Fuente: (ESP Oil International Group, 2003)

8

Con respecto al nivel de fluido la bomba eleva el fluido desde el nivel

dinámico y no desde la profundidad a la cual está asentada. Por lo que si

existe nivel en el pozo las cargas se reducirán y de esta forma se usaran

unidades de bombeo más pequeñas y se optimizaran costos. Referirse a la

siguiente Figura 2.3.

Figura 2. 3: Nivel de fluido en relación a la profundidad de bombeo

Fuente: (THETHA Enterprise Inc, 2005)

Con el objetivo de una eficiente extracción es útil bajar el nivel de fluido tanto

como sea posible con el fin de evitar una contrapresión a la formación para

que no provoque un llenado parcial del barril de la bomba por lo que

disminuirá el rendimiento y podría causar golpe de fluido.

La tasa de producción a manejar en la superficie está relacionada con el

potencial del pozo y la profundidad a la cual la bomba se encuentra

asentada con el fin de obtener la máxima producción debe existir una gran

diferencial de presión, por lo que más adelante se detallará el índice de

productividad y la capacidad óptima a producir mediante bombeo mecánico.

9

En los campos operados por la compañía Andes Petroleum el nivel de los

pozos del Bloque Tarapoa se encuentran en un rango de 1500 a 2500 ft, por

lo que la aplicación de bombeo mecánico y el asentamiento de la bomba en

los diferentes pozos seleccionados no sobrepasara los 6000 ft y de esta

forma el funcionamiento de la unidad de bombeo será más eficiente

técnicamente y económicamente.

2.3 COMPONENTES SUPERFICIALES

El equipo superficial son todos los componentes que se pueden observar en

la superficie, su función es transmitir la energía hacia la bomba de subsuelo

con el fin de extraer una columna de fluido. Su proceso es a través del motor

que transmite el movimiento, con bandas y engranajes se reduce y controla

este movimiento rotacional, este es dirigido hacia el balancín el cual provoca

un cambio a movimiento reciprocante y rectilíneo a través de la manivela y la

biela.

Los componentes superficiales son:

- Unidad Motriz

- Unidad de bombeo

- Barra pulida

- Prensa Estopa

- Cabezal

- Líneas de Flujo

2.3.1 UNIDAD MOTRIZ

Es el componente que proporciona la energía al sistema, este puede ser un

motor eléctrico o de combustión interna. El motor potencia brinda un

movimiento rotacional, de alta frecuencia y bajo torque, posteriormente este

10

movimiento es transformado por la unidad de bombeo a reciprocante con el

fin de dar energía necesaria a la bomba de subsuelo.

“El motor afecta al consumo de energía y las cargas de la caja de engranaje,

depende de la profundidad de la bomba, nivel de fluido, velocidad de

bombeo, y balanceo de la unidad, por lo que se debe realizar un buen diseño

del tamaño del motor con el fin que no esté sobredimensionado acorde a las

características antes mencionadas”. (THETHA Enterprise Inc, 2005).

“La selección del tipo de motor a operar depende los recursos existentes en

el Bloque, del suministro y costo del combustible o energía eléctrica, de la

capacidad para el mantenimiento y del personal relacionado con este tipo de

operaciones”. (Martinez, 2001).

Los motores eléctricos son principalmente de 3 fases, estos determinan y

facilitan el análisis del comportamiento de la unidad de bombeo referente a

que se puede tomar datos como pérdidas o sobrecargas del peso en la sarta

de varillas sin interferir en la operación del pozo utilizando un amperímetro

de gancho. Este tipo de motores tienen bajo costo inicial, bajo costo de

mantenimiento si ajustan a un sistema automático.

Los motores a gas tienen un control de velocidad más flexible y pueden

operar en un rango más grande de condiciones de carga. Si existe la

disponibilidad de de combustible en campo, esta es una buena opción para

seleccionar la unidad motriz por lo que su precio es más bajo que un motor

eléctrico pero el costo de mantenimiento es mayor.

2.3.2 CAJA DE ENGRANAJE

Es el componente el cual reduce la velocidad operacional del motor a través

de engranes con el fin de proveer la exacta velocidad para la bomba de

subsuelo, también incrementa el torque sobre su eje de baja velocidad.

11

“Es necesario determinar exactamente la probable torsión máxima a la que

estará sujeto la caja de engranaje el método API (Instituto americano del

petróleo) usa la torsión máxima permisible en miles de pulgadas para el

rango de unidades de bombeo”. (Martinez, 2001).

2.3.3 CONTRAPESOS

Es necesario ubicar el contrapeso requerido en la unidad de bombeo por lo

que si no existiese la caja de engrane tuviese que suplir todo el torque que la

unidad de bombeo necesita para operar, por consiguiente su tamaño será

más grande.

Entonces, en una unidad no balanceada es decir sin contrapesos, todo el

trabajo útil del motor sería realizado durante la carrera ascendente y sería

nulo en la carrera descendente. Se requerirá un motor principal y caja de

engranes más grande para producir fluidos en una forma eficiente.

“Los contrapesos permiten minimizar el torque que la caja de engranaje

debe suministrar, el contrapeso ayuda a la caja en engranajes en la carrera

ascendente cuando las cargas en la barra pulida son las más grandes. En la

carrera descendente, la caja de engranaje levanta los contrapesos con la

ayuda de las cargas de las varillas, quedando listos nuevamente para ayudar

nuevamente en la carrera ascendente. En otras palabas, en la carrera

ascendente, las contrapesas proporcionan energía a la caja de engranaje (Al

caer). En la carrera descendente estos almacenan energía (subiendo)”.

(Martinez, 2001).

“La unidad se encuentra balanceada cuando la condición operacional ideal

es igualar el torque en la carrera ascendente y descendente usando la

cantidad correcta del momento de contrabalanceo”. (Martinez, 2001).

12

En la unidad balanceada el motor recibe ayuda durante la carrera

ascendente por la caída de los contrapesos, cuando se está elevando la

máxima carga de varillas y fluidos. Durante la carrera descendente, la fuerza

de gravedad que jala a las varillas, ayuda a que el motor principal eleve los

contrapesos, por lo que se almacena energía potencial en el sistema.

Si una unidad se encuentra no balanceada puede sobrecargar al motor y la

caja de engranes, por lo que puede resultar en fallas costosas y pérdidas de

producción si no se corrige a tiempo.

El balanceo estructural es la distribución de esfuerzos que actúa sobre los

apoyos de la unida para que se mantenga en equilibrio y obtenga una

operación óptima del sistema.

2.3.4 UNIDAD DE BOMBEO

Es un conjunto mecánico el cual transforma el movimiento rotacional del

engranaje reductor a un movimiento oscilante (ascendente y descendente)

con el fin de gesticular la sarta de varillas y la bomba de subsuelo para

levantar una columna de fluido a superficie.

En cuanto a la selección de la unidad de bombeo depende de la tasa de

flujo, profundidad y características del fluido por lo que mientras la unidad de

bombeo es más grande el costo incrementa.

“El correcto dimensionamiento de la unidad de bombeo depende de las

características propias del diseñador en cuanto a la sarta de varillas, tamaño

de la tubería de producción, diámetro del émbolo con el fin de optimizar

costos y llegar a la tasa de flujo deseada sin generar problemas de eficiencia

en cuanto a la bomba y a las cargas generadas”. (PDVSA, 2002).

13

2.3.4.1 Designación de unidades de bombeo convencional

Para la descripción de unidades de bombeo mecánico, API desarrollo un

método estándar para la configuración y descripción de las mismas.

Referirse a la Figura 2.4.

Figura 2. 4: Designación de las unidades de bombeo mecánicas según API.

Fuente: (Luuis & Martinez, 2009)

2.3.4.2 Tipos de unidades de bombeo convencionales

Según su geometría a la cual están acopladas se ha dividido el tipo de

unidades de bombeo.

2.3.4.2.1 Unidad convencional

Es una estructura las cual es fácil operar y con poco mantenimiento, el punto

de apoyo está ubicado en la parte central del balancín. Referirse a la Figura

2.5.

Se basa en transmitir la energía rotacional del motor a través de los

engranajes siendo reducida y controlada la velocidad por lo que a través de

14

la unidad de bombeo cambia a un movimiento vertical y reciprocante el cual

se nota en la viga viajera, el cual es comunicado a través de la barra lisa ya

que asciende y desciende verticalmente para transmitir la energía requerida

la bomba de subsuelo.

Características:

o La unidad de bombeo puede ser manejada en ambas direcciones

o Las contrapesas están localizadas en la punta de atrás del balancín o

sobre el brazo de la manivela

o En el momento en el que el balancín está en posición horizontal, el punto

de apoyo y el eje de la manivela están casi a la misma distancia vertical

o La acción de brazo doble es producida por el vástago viajero, operada en

la puntada de atrás y la barra lisa en la punta del frente (Clase 1,

Levantamiento de palanca)

Ventajas:

o Bajos costos en relación al mantenimiento y al adquirir algún repuesto

o En relación a otros tipo de unidades, este tiene bajo costo

o Pueden rotar CW (horario) o CCW (antihorario).

o Su bombeo es más rápido que otro tipo de unidad como MARK II

o A comparación que la MARK II necesita contrapesas más livianas.

Desventajas:

o Requiere cajas reductoras más grandes con el fin de operar con varillas

de acero, por consiguiente genera más costos.

15

Figura 2. 5: Unidad de Bombeo convencional

Fuente: (Lufkin Industries Inc, 1991)

2.3.4.2.2 Unidad Mark II

La función principal de esta unidad es disminuir el torque y de igual forma los

requerimientos de potencia a comparación de las unidades convencionales.

En la carrera ascendente la unidad MARK II es más rápida con una

aceleración baja, por lo que la carga es más alta, por consiguiente existen

menores cargas máximas y las varillas de bombeo tienen mejor duración.


Características:

o Unidad de bombeo unidireccional es decir siempre es operada en sentido

antihorario.

o Emplea sistema de palanca de Empuje.

o Las contrapesas están ubicadas próximas a la cabeza del balancín, es

característica propia de las unidades MARK II.

o Existe mayor uniformidad neta para la variación del torque ya que se

basa en un ciclo completo de bombeo. El movimiento de rotación de las

contrapesas se encuentran localizadas sobre un brazo separador de

contrabalanceo que se opone al brazo de la manivela y genera un ángulo

de 24°.

16

o Reduce el torque en la caja reductora aproximadamente un 35 %. Por lo

que esto infiere a la reducción de electricidad y del tamaño del motor.

Ventajas:

o Reduce costos en la mayoría de aplicaciones

o Es eficiente mayormente a comparación de las unidades convencionales

o A comparación con unidades convencionales, opera con bajos torques

puede ser operada con varillas de acero.

Desventajas:

o Genera pandeo cuando la bomba es operada a grandes velocidades, por

lo que en la carrera descendente es acelerado el recorrido.

o Rota únicamente en sentido antihorario.

o Si existe un golpe de fluido generalmente sufre daño las varillas y la

bomba.

o Normalmente si la parte inferior de la sarta de varillas genera una gran

compresión, por consiguiente habrá falla por pandeo.

Figura 2. 6: Unidad de Bombeo tipo MARK II


17

2.3.4.2.3 Unidad balanceada por aire

Es una unidad la cual es caracterizada por ser operada por un cilindro con

aire y un compresor, este sistema administra el contrabalanceo necesario

para que el sistema opere sin problemas. Su uso radica en pozos profundos,

maneja altas tasas de fluidos, y puede ser operada con fluidos viscosos. Con

aproximadamente 40% más pequeñas y más livianas que las unidades

convencionales. Referirse a la Figura 2.7.

Su costo inicial es mayor en relación a las unidades convencionales pero su

traslado reduce los mismos.

Características:

o Opera en las 2 direcciones, horario y antihorario.

o El contrabalanceo necesario es ejecutado por el aire comprimido dentro

del cilindro y conectado al balancín que actúa como un pistón para dar la

fuerza necesaria, únicamente entra aire del compresor al cilindro cuando

ejecuta esta acción.

o Existe un sello de aire el cual opera con un depósito de aceite al tope del

pistón para evitar la salida de aire entre el pistón y el cilindro.

o Existe un compresor el cual provee aire dentro de un rango establecido

para controlar y mantener la presión del sistema con el fin de que este en

el nivel de trabajo.

o Existe un mejor control del contrapeso porque esta unidad utiliza aire

comprimido en lugar de pesas.

o Esta unidad se caracteriza estructuralmente por tener conectado los

brazos de la manivela entre el punto de carga y el punto de apoyo, a

diferencia de las unidades convencionales que está ubicado el punto de

apoyo entre la carga y los brazos de manivela, por lo que existe una

mayor distancia de carrera del vástago pulido en relación si

emplearíamos una unidad de convencional del mismo tamaño.

18

Ventajas:

o Es compacta, de fácil balance y su diseño se adecua a espacios cortos

comparado con otro tipo de unidades.

o Costos de transporte más bajos por lo que es más liviana y pequeña a

comparación del traslado de otras unidades.

o Se dispone de varios tamaños a la necesidad presentada a diferencia de

las otras unidades.

o Rota en sentido antihorario y horario.

Desventajas:

o Requiere mayor mantenimiento por lo que usa, compresores, cilindros de

aire, etc…

o Si existe condensación de agua en el cilindro, generaría problemas en la

operación por lo que genera costos en relación a la reparación o cambio.

o Si no se tiene un control completo del cilindro de aire, este podría perder

presión y la caja reductora se vería afectada.

Figura 2. 7: Unidad de Bombeo balanceada por aire


19

2.3.5 BARRA LISA, BARRA PULIDA O VARILLÓN PULIDO

Es un componente perteneciente a la unidad de bombeo el cual brinda la

conexión entre el balancín y la sarta de varillas y asegura un sello de la

superficie en el cabezal del pozo previniendo que los fluidos salgan del pozo.

Tiene una superficie lisa y brillante, esta previene el desgaste de las

empacaduras de la prensa estopa.

La prensa estopa tiene como función principal es proveer un sello en la

conexión de la barra lisa junto con la sarta de varillas por el movimiento

ascendente y descendente con el fin que no se manifiesten fluidos en el

exterior.

Las empacaduras de la prensa estopa están diseñadas para prevenir fugas

de fluido. Si el pozo no produce suficiente petróleo para mantener lubricada

la barra pulida entonces se usa lubricadores, instalados por encima de la

prensa estopa, por consiguiente este lubricador prevendrá daños en la

prensa estopa y la barra pulida con la constante lubricación.

2.3.6 LINEA DE FLUJO Y CABEZAL DE POZO

Las líneas de flujo conectan el cabezal del pozo con el separador, la barra

lisa además de soportar el peso de la sarta de varillas y el fluido debe

también sobreponerse a la presión en la línea.

“Altas presiones en las líneas de flujo pueden resultar en altar cargas en la

barra lisa y una disminución en la eficiencia del sistema, estas cargas extras

en la barra lisa depende del diámetro del pistón. Si el tamaño del pistón es

más grande el efecto de la presión de la línea de flujo será mayor”. (THETHA

Enterprise Inc, 2005).

En la empresa operadora en el Bloque Tarapoa debido a que las facilidades

de producción y las estaciones de producción se encuentran relativamente

20

lejanas desde el pozo de producción existe una presión necesaria extra para

que el fluido llegue hasta la estación.

2.4 COMPONENTES DE SUBSUELO

Es el conjunto de componentes que ejecutan la extracción del crudo,

transmitiendo la energía necesaria para levantar una columna de fluido a la

superficie, básicamente está limitado al diámetro de la tubería de

revestimiento por lo que puede presentar limitación al momento del diseño.

2.4.1 SARTA DE VARILLAS

Es un conjunto de varillas de succión que va insertada dentro de la sarta de

producción del pozo. Su utilidad se basa en transmitir el movimiento

mecánico y la potencia de la unidad de bombeo a la bomba del subsuelo es

decir proporciona el acople mecánico entre la bomba de subsuelo y el

equipo de superficie.

Son piezas metálicas cilíndricas con una configuración de un solo diámetro o

distintos diámetro dependiendo las condiciones de pozo y fluido.

2.4.1.1 Consideraciones de la sarta de varillas

Se recomienda usa tuberías con diámetros más grandes en la parte superior

y diámetros menores en la parte inferior. La configuración es diseñada para

favorecer las cargas y tener un integridad de la unidad de bombeo por lo que

se diseñan sartas de varillas ahusadas (distintos diámetros) en pozos

profundos y en pozos someros tuberías continuas de un solo diámetro con el

fin de tener una eficiencia optima en relación a la bomba de fondo y a la

unidad de bombeo en superficie.

21

“El diseño de la sarta de varillas consiste esencialmente en determinar la

sarta más ligera, y por lo tanto la más económica que pueda utilizarse sin

exceder el esfuerzo de trabajo de las propias varillas”. (Martinez, 2001).

El máximo esfuerzo de trabajo para las varillas depende de su composición

química y propiedades mecánicas, además de la naturaleza del fluido

bombeado, en otras palabras, si es o no corrosivo. Como regla general se

entiende que el esfuerzo de varillas no debe superar las 30,000 lbs/plg2.

Cuando las bombas están ubicadas a profundidades mayores a 3500 pies,

se recomienda usar sarta de varillas ahusadas. A profundidades menores a

3500 pies donde la carga en las varillas es más grande se emplean varillas

de diámetros mayores, con el fin de que la carga en las varillas sea grande,

ya que una varilla de diámetro mayor pesa más que una de menor diámetro.

Por esta razón representa una carga más pequeña en la unidad de bombeo

que la que se obtiene con una sarta de varillas ahusada, por consiguiente

representa ahorro.

2.4.1.2 Tipo de varillas

Existen algunas clases de varillas de succión entre ellas se menciona las

más importantes de estudio:

o Convencionales API

o No convencionales NO API

o Continuas

o Fibra de vidrio

Las varillas API y las varillas de fibra de vidrio presentan uniones entre una y

otra a través de dispositivos mecánicos llamados cuellos, mientras que las

continuas carecen de conexiones entre las varillas. Estas varillas presentan

problemas por desenrosque y rotura de los cuellos. Referirse a la Figura 2.8.

22

Tabla 2. 1: Especificaciones de varillas API


Los mayores problemas se dan por partiduras y el desenroscado de las

mismas las cuales se debe a las siguientes causas:

o Extremadamente ajustadas.

o Efectos de corrosión.

o Aplicación de esfuerzos que exceden el límite de tolerancia.

o Daños causados durante su manejo.

Figura 2. 8: Varilla de bombeo API y acoplamiento

Fuente: (Martinez, 2001)

23

El modulo de elasticidad del acero es aproximadamente 30.5 MM lbs/plg2,

con un pequeño ajuste debido al cuello. La velocidad de propagación de la

onda de esfuerzo de las varillas es alrededor de 16000 pies/seg. En la

siguiente Tabla 2.2 se distingue las varillas API según resistencia, dureza y

metalurgia.

Tabla 2. 2: Especificaciones de fabricación. Varillas API


El uso de las varillas continuas es referente a crudos pesados y

extrapesados en pozo de bombeo mecánico siendo estos direccionales o

desviados.

Dentro de las varillas NO API se encuentran las siguientes:

o Varillas Electra

o Varillas COROD

o Varillas de Fibra de vidrio

o Varillas Norris 97, LTV HS y UPCO

2.4.1.3 Clase de varillas

Clase K.: Son varillas de níquel-molibdeno. Son resistentes a la corrosión y

su resistencia mínima a la tensión es de 85000 lbs/plg2.

Clase C: Son varillas de aleación carbón-manganeso. Son para trabajo

pesado y medio; su inhibición contra la corrosión es muy efectiva, su

24

resistencia mínima a la tensión es de 90000 lbs/plg2. En la mayoría de los

pozos se utiliza este tipo de varilla.

Clase D: Son varillas de aleación níquel -cromo-molibdeno. Su resistencia

mínima a la tensión es de 115000 lbs/plg2. Estas varillas se utilizan donde

las varillas tipo C quedan en punto crítico, generalmente para pozos de alta

producción y que no manejen ácido sulfhídrico.

En el desarrollo del trabajo de titulación en el capítulo de diseño de bombeo

mecánico es considerado el uso de varillas convencionales API clase K,

debido a que las condiciones del fluido de los pozos en el Bloque Tarapoa

contiene acido sulfhídrico por lo que el uso apropiado de la sarta varillas

prevendrá daños a la sarta de varillas, a la bomba y al pozo.

2.4.2 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

Es el componente cuya función es transportar los fluidos desde el subsuelo

hacia superficie, este soporta los fluidos en el lapso en el que la bomba baja

a recoger otra carga de fluido. Normalmente en operaciones en la región

oriental la profundidad se encuentra entre 3000 y 5000 pies por lo que la

tubería debe anclarse y no suspenderse en teoría sin embargo en práctica

se ha visto la necesidad de no anclar la tubería de producción, por otra parte

la producción de gas es relativamente mínima (menores a 150PCS/BF) y por

su gran empuje hidráulico activo favorece a una presión de yacimiento

constante por lo que el nivel de fluido en la mayor parte de los pozos tiende

a encontrarse entre (1500-2500 ft) en el Bloque Tarapoa por lo que estos

factores favorecen a las consideraciones de diseño aumentando la eficiencia

de la bomba y brindando mayores alternativas óptimas con el fin de

incrementar la tasa de flujo a manejar, otro factor a favor es el tipo de

tubería de producción que se utiliza en el Bloque Tarapoa esta es de 3 ½” la

cual ayuda aún más a usar mayores diámetros de pistón por consiguiente

generamos mayor tasa de flujo a manejar por bombeo mecánico.

25

2.4.3 COMPONENTES DEL ENSAMBLAJE DE FONDO

Básicamente consta de un barril, pistón, válvula viajera y una válvula fija, la

función principal es permitir que el fluido de la formación entre a la tubería de

producción y este sea levantado desde el nivel del pozo hasta la superficie.


El tamaño de la bomba determina la tasa de producción y es el corazón de

una instalación de bombeo pues de su correcto funcionamiento depende la

producción de fluido.

Las bombas de subsuelo se caracterizan por ser de desplazamiento positivo

y son de cilindro – pistón.

Sus partes la conforman:

o Barril o cilindro

o Válvula fija

o Válvula viajera

o Pistón o embolo

o Anclaje de fondo (opcional)

2.4.3.1 Barril

Básicamente es una parte de la tubería el cual en su interior sus paredes

son pulidas para que el movimiento del pistón sea accesible. El tamaño de la

bomba es el diámetro interno del barril.

“Existen diferentes tipos de barriles ya sean estacionarios o móviles, con

paredes delgadas para pozos poco profundas es decir someros y paredes

gruesas para pozos profundos”. (Campos & Panchi, 2011). De igual manera

existe su respectivo anclaje de fondo o superficial, por lo que da lugar a

26

barriles tipo varilla o camisa y tipo tubería. Estos son fabricados con

dimensiones estándar 24 pies a 100 pies por lo que tienen varios barriles

unidos”.

Figura 2. 9: Partes de una bomba de tubería y una de varilla

Fuente: (Florez & Sierra, 2008)

2.4.3.2 Pistón o émbolo

Básicamente su funcionamiento se basa en la corrida que ejerce en el barril

ya que de esta depende generar la presión para la succión de los fluidos a

superficie.

Existen dos tipos de pistones: metal-metal y empaque suave. Empaque

suave son menos costosos al momento de comprar o repararlos, sin

embargo, estos no son tan eficientes como los de metal-metal y no pueden

bombear en pozos profundos. Para usar los distintos tipos depende las

27

características propias de los fluidos del yacimiento ya que este provocara

daños al embolo.

La longitud del pistón varía entre 6 y 12 pulgadas por cada 1000 pies de

profundidad de la bomba. Esta longitud varia también dependiendo de la

viscosidad del fluido, temperatura de fondo, diámetro del pistón y espacio

libre entre el pistón y el barril. Por ejemplo, si se utiliza un pistón de 8

pulgadas por cada 1000 pies entonces a un pozo de 6000 pies necesitara un

pistón de 4 pies.

2.4.3.3 Válvula viajera y válvula fija

Su funcionamiento radica en el principio de una bola y un asiento, estas son

de vital importancia ya que de ellas depende una operación eficiente de

bombeo.

Su fabricación son con materiales resistente a la corrosión y erosión por lo

que su acabado tanto el asiento y la bola son esmeriladas para su

sellamiento.

Durante el movimiento constante de la bola sobre el asiento, este genera

daños por lo que se ha visto la necesidad de crear cámaras o jaulas para

restringir el movimiento en la válvula. Normalmente se usa cerámicas

exóticas para la fabricación de las bolas y los asientos ya que son

resistentes a la corrosión, abrasión y tiene más vida útil que las válvulas

metálicas.

Su funcionamiento se basa en el viaje de la bomba para la carga de fluido,

es decir la válvula fija se cierra en la carrera descendente estando abierta la

válvula viajera para llenar el barril de trabajo en el momento de la carrera

ascendente la válvula fija se abre para la entrada de fluidos y el barril sube

por presión estando cerrada la válvula viajera.

28

2.4.3.3.1 Ciclo de bombeo

El análisis de una carta dinagráfica es un gráfico de carga versus posición.

Para entender cómo sería la carta dinagráfica de la bomba cuando la bomba

este llena. Se observa la siguiente Figura 2.10.

Figura 2. 10: Especificaciones de varillas API


a) Es el inicio de la carrera ascendente, la válvula viajera está cerrada en su

parte superior está cargado por fluidos la cual es soportado por la sarta de

varillas, la válvula fija se encuentra abierta para que el fluido sea succionado

a causa del diferencial de presión existente en su parte inferior y superior en

la cámara entre las válvulas.

b) Aquí se aprecia el movimiento del pistón hacia la parte superior, por lo que

presenta la máxima carga de todo el sistema.

29

c) Es el inicio de la carrera descendente, la válvula viajera está abierta, la

apertura depende principalmente del contenido de gas libre en el fluido en la

cámara de compresión, la válvula fija está cerrada, aquí se da la carga de

fluido para posteriormente en la carrera ascendente levantarlo a superficie.

d) Aquí se aprecia el movimiento del pistón hacia la parte inferior para dar lugar

a la entrada de fluidos hacia el barril de trabajo, este proceso finaliza cuando

la presión del barril es menor a la presión en el pistón, por lo que

posteriormente la válvula fija se va abrir para permitir la entrada del fluido de

la formación.

Los fluidos viscosos no generan problemas ya que se utiliza una

configuración precisa de bombeo mecánico para adaptar a este

requerimiento. Las partes móviles y las superficies deslizantes limitan en

relación a la producción de sólidos al igual que las tasas de producción ya

que es aplicable en pozos de baja a media taza.

2.4.3.3.2 Análisis de fuerzas en el comportamiento de las carreras

ascendentes y descendentes

A continuación se muestra la descripción del proceso de la carrera

ascendente y descendente y su interacción con las cargas e interviniendo el

concepto de flotación.

30


carrera ascendente


Como se puede observar en la Figura 2.11 al comienzo de la carrera

ascendente la válvula viajera se encuentra abierta y la válvula fija cerrada

por lo cual la sarta de varillas resiste su peso en el fluido y la carga de fluido

sobre el pistón. Debido a que no existe movimiento estas fuerzas son

estáticas.

31

Figura 2. 12: Fuerzas dinámicas en la sarta de varillas al comienzo y

durante la carrera ascendente


En la Figura 2.12 de lado izquierdo se puede observar que comienza la

carrera ascendente y existe movimiento por lo que sus fuerzas son

dinámicas, la válvula viajera se encuentra cerrada, y la válvula fija se abre

con el fin de que durante la carrera ascendente exista el ingreso de fluidos al

barril, como se puede observar en la Figura 2.12 de el lado derecho existen

fuerzas que se oponen al movimiento como la carga por aceleración (Wacc),

carga por fricción entre la tubería y las varillas (Wfrc), carga de fluido (Fo),

carga por fricción de la bomba (Wrfb), y existe una fuerza de empuje o

flotación la que se denomina peso de las varillas en el fluido (Wrf). Durante

la carrera ascendente se obtiene la carga máxima sobre la barra pulida

(PPRL).

Las fuerzas que intervienen en un sistema de varillas elásticas en

movimiento son complejas, por lo que, a fin de entender los conceptos

32

básicos del bombeo con varillas de succión, es conveniente empezar por

dividir el movimiento en sus dos componentes más simples y considerar que

en la carrera ascendente la carga de varillas y fluido está concentrada en

una masa no elástica, como una enorme pelota, y que en la carrera

descendente la carga de varillas equivale a una pelota de menor tamaño o

peso.

“Por ejemplo: se supone momentáneamente que la sarta de varillas está

concentrada en una masa de 6000 lbs y la carga de fluido en una segunda

masa de 4000 lbs, para un total de 10000 lbs de carga en la carrera

ascendente, despreciando las cargas por fricción. Ahora se aplica una fuerza

ascendente de 10000 lbs en la varilla pulida, contra las 10000 lbs del peso

concentrado de varillas y fluido. Entonces el sistema permanece en

equilibrio, debido a que la varilla pulida jala hacia arriba con la misma fuerza

con que las varillas y fluido jalan hacia abajo”. (Martinez, 2001).

Las fuerzas simplemente permanecen estáticas. Sin embargo, si la fuerza

aplicada en la varilla pulida es cualquier valor mayor que las 10000 lbs, la

masa concentrada de varillas y fluido empezará a moverse hacia arriba con

una cierta aceleración, debido a la mayor fuerza o jalón de la varilla pulida.

“Entonces, si se aplica un 10% adicional a la fuerza con que jala a la varilla

pulida, es decir 10000 + 1000 = 11000 lbs, la carga de varillas y fluido se

moverá hacia arriba con una cierta aceleración”. (Martinez, 2001).

Este componente de fuerza adicional ascendente se llama factor de impulso

o factor de aceleración (Wacc) y se expresa como uno (1.0) más algún

porcentaje de la carga estática. En el caso anterior, agregar un 10% a la

carga estática de varillas y fluido, equivale a multiplicar por 1.1. Para

bombear más rápidamente es necesario aplicar una fuerza ascendente igual

al peso estático de varillas y fluidos más 30% ó 40% de dicho peso para

obtener un impulso o factor de aceleración de 1.3 ó 1.4, respectivamente.

33

El producto del peso estático de las varillas y fluido por el factor de impulso,

da como resultado, aproximadamente, la carga máxima (carga pico) aplicada

en la barra pulida por una masa concentrada, como se considera en un

sistema de bombeo mecánico en un pozo somero con cargas ligeras.

Regresando al concepto de la masa concentrada, la carga máxima en la

varilla pulida está controlada por la magnitud de la aceleración en el fondo

de la carrera ascendente. Mayor aceleración, mayor carga máxima, y en

consecuencia, se incrementa el esfuerzo en las varillas y la carga en la

estructura de la unidad. En el levantamiento de la máxima carga de varillas y

fluido desde el fondo, al componente de inercia se suma el peso estático. Al

invertirse el movimiento en la parte superior de la carrera, el componente de

inercia se resta del peso de las varillas flotando es decir, el valor de la carga

máxima en la varilla pulida y en la estructura, se tiene al invertirse el

movimiento en el fondo de la carrera, mientas que el valor mínimo de carga

se tiene al invertir el movimiento en la parte superior de la carrera.

34


carrera descendente


Como se puede observa en la Figura 2.13 al comienzo de la carrera

descendente la válvula viajera aun sigue cerrada y la válvula fija se cierra,

esto sucede por un pequeño instante en el tope de la carrera, por

consiguiente no existe movimiento, y las fuerzas son estáticas, se entiende

que la carga ahora solo es debido a los fluidos y al peso de las varillas en el

fluido.

35

Figura 2. 14: Fuerzas dinámicas en la sarta de varillas al comienzo y

durante la carrera descendente


Como se puede observar en la Figura 2.14 de el lado izquierdo al comienzo

de la carrera descendente, la válvula viajera se abre y la válvula fija

permanece cerrada, con el fin de iniciar el ingreso de fluidos a la tubería de

producción por consiguiente va empezar el movimiento y las fuerzas son

dinámicas, en este instante el peso de las varillas en el fluido es igual a

mínima carga del sistema (MPRL). En la Figura 2.14 del lado derecho

representa las fuerzas dinámicas durante la carrera descendente ya que

existe movimiento. Las cargas por aceleración, por fricción de la sarta de

varillas y la tubería, y la carga por fricción de la bomba (incluye ahora la

fricción en la jaula y el asiento), todas estas se oponen al movimiento del

sistema y la que contribuye a vencer esta carga es el peso de las varillas en

el fluido (Wrf), es decir fuerza de empuje debido a la flotación de las varillas

no debe ser mayor que la carga por el peso de las varillas en el fluido(Wrf),

caso contrario se provocara flotación como se muestra en la Figura 2.15 de

36

el lado derecho, por consiguiente una muestra de este efecto es que la

válvula viajera se cierra durante el viaje. La pre-flotación representa que la

mínima carga en el sistema es casi cero (MPRL=0) como se observa en la

Figura 2.15 de lado izquierdo y se nota que aún sigue por poco tiempo la

válvula viajera abierta. En esta carrera existe el ingreso de fluido a la tubería

de producción por lo tanto la carga se encuentra sobre la tubería de

producción. A comparación que en la carrera ascendente la carga se

encuentra en la sarta de varillas.

Wfrb + Wrfc + Wacc < Wrf (No hay flotación)

Figura 2. 15: Fuerzas dinámicas en la sarta de varillas en la etapa de pre –

flotación y en el inicio de la flotación.


2.4.3.3.3 Efectos de la operación de la unidad de bombeo convencional

En concordancia al funcionamiento de la unidad de bombeo sin considerar

las fuerzas armónicas en la sarta de varillas, y suponiendo que la unidad

37

está bombeando todo el fluido disponible del pozo a una cierta velocidad de

bombeo, existen tres factores que controlan el movimiento de la carrera

descendente y la velocidad de bombeo:

1) Longitud de carrera.

2) Fuerzas que retardan la carrera descendente.

3) Geometría de la unidad.

Cuando la unidad está elevando la columna de fluido, hay varios factores

importantes que deben reconocerse.

Primeramente, el ciclo de bombeo se divide en dos partes:

Productivo y No Productivo. La parte productiva del ciclo ocurre durante la

carrera ascendente cuando se eleva la columna de fluido, y el no productivo

durante la carrera descendente que tiene como función principal regresar a

las varillas y el pistón a su posición en el fondo, de modo que la columna de

fluido pueda ser elevada nuevamente. El regreso más rápido de las varillas

en esta parte del ciclo no productivo hace que la carrera ascendente

productiva se presente más pronto.

La carrera ascendente es productiva por dos razones:

a) Es el tiempo durante el cual la columna de fluido se eleva.

b) Es el tiempo durante el cual el fluido del pozo entra al barril de la bomba.

Por consiguiente, la producción es posible tanto por la elevación de la

columna de fluido durante la carrera ascendente, como por el tiempo que

dura ésta mientras que la bomba se carga. Es decir, mayor tiempo en la

carrera ascendente, mayor tiempo de llenado y más cantidad de fluido que

entra al barril para que sea elevado.

38

La forma en que realmente trabaja la unidad es: Durante la carrera

ascendente eleva las varillas y el fluido; durante la carrera descendente, la

fuerza de gravedad jala a las varillas hacia abajo en contra de las fuerzas de

fricción y la flotación.

En la unidad de bombeo mecánico hay cuatro características importantes de

movimiento:

Aceleración máxima desde el fondo para elevar la carga total de varillas y

fluido.

El tiempo que dura la carrera ascendente, es el mismo durante el que se

llena el barril de la bomba.

Aceleración máxima al iniciar la carrera descendente.

2.4.3.4 Anclaje de fondo

Es anclaje de fondo asentado sobre un niple, este permite anclar y sellar la

bomba de fondo con la tubería de producción, es decir sirven para fijar una

parte estacionaria de una bomba de varilla como el barril o el pistón a la

tubería de producción.

Existen fuerzas verticales las cuales son impartidas por la bomba en la parte

estacionaria de la misma por lo que estas son transmitidas al ancla, la cual

debe resistir dichas fuerzas porque caso contrario la bomba no se asienta y

deja de producir. El anclaje de fondo sirve también para evitar que los fluidos

se regresen por la tubería.

Normalmente en pozos profundos se utilizan anclajes mecánicas ya que está

diseñada para altas temperaturas por lo que el seguro mecánico hace

improbable que ellas se desasienten. En cambio las anclas tipo copa son

menos resistentes de un material similar al plástico por lo que se utilizan en

pozos poco profundos.

39

Si existe presencia de gas en el líquido producido este reduce la eficiencia

de la bomba.

En la carrera descendente, la bomba comprime el gas hasta que la presión

dentro del barril es lo suficientemente alta para abrir la válvula viajera.

Dependiendo de la cantidad de gas libre, una gran parte de la carrera

ascendente puede desperdiciarse en la compresión del gas antes que algún

líquido sea producido. Por consiguiente, eficiencias volumétricas menores al

50% son comunes cuando el gas entra a la bomba.

“En la carrera ascendente, como el gas entra a la bomba, este ocupa una

gran parte del volumen de la bomba. Esto reduce la cantidad de líquido que

puede entrar a la bomba. Las anclas de gas ayudan a reducir la cantidad de

gas libre que entra en la bomba. Esto ocurre al permitir la separación del gas

y su flujo hacia la superficie a través del anular revestidor tubería antes de su

entrada a la bomba”. (THETHA Enterprise Inc, 2005). Referirse a la siguiente

Figura 2.16.

Figura 2. 16: Bomba Anclada


40

La anterior Figura 2.16 muestra un diagrama simplificado de la manera de

actuar el ancla de gas. Forzando el fluido a moverse hacia abajo antes de

entrar a la bomba, la mayor parte del gas se separa y fluye hacia arriba entre

el anular revestidor-tubería.

En el desarrollo de los diseños de bombeo mecánico del Bloque Tarapoa,

por experiencia en campo se ha visto la necesidad de no usar ancla de gas

en el fondo de los pozos, debido a que el arranque de producción se veía

afectado. Además tenemos una relación de gas-fluido con rangos menores a

150 PCS/BF y el nivel estático en la mayoría de los pozos se encuentra de

1500 a 2500 pies por lo que genera una eficiencia de la bomba arriba del 75-

80% en los diseños considerando la máxima producción acorde al potencial

del pozo.

2.4.4 BOMBAS DE SUBSUELO

Las bombas de subsuelo o bombas de fondo son en el componente clave

del sistema. El tamaño del pistón de la bomba determina la tasa de

producción, cargas en las varillas y cargas en todos los componentes del

sistema. Además de las cargas de varillas y la unidad de bombeo, la

elección del al bomba afecta la rentabilidad del pozo. Si los componentes del

ensamblaje de fondo se desgastan, la eficiencia de toda la unidad de

bombeo se reduce. Por lo que la selección de l bomba adecuada incrementa

la eficiencia del sistema y extiende la vida del equipo.

Generalmente una bomba grande y velocidades de bombeo bajas

incrementan la eficiencia de bombeo.

2.4.4.1 Bombas de tubería (TH-TP)

Tienen una construcción simple, el barril forma parte de la tubería por lo que

de ahí nace su nombre, es diseñada para altos caudales y pozos someros.

41

Ventajas:

- Presenta mayor desplazamiento de fluido que otro tipo de bomba debido

a que existen bombas más grandes para un diámetro específico de

tubería.

- Presentan menores perdidas de presión de la bomba debido a los

mayores tamaños de válvulas, por lo que es posible la producción de

fluidos viscosos.

- Su construcción es más fuerte, el barril es una parte integral de la tubería

y de esta forma puede soportar grandes cargas. La sarta de varillas está

directamente conectada al émbolo, sin necesidad de una varilla en la

válvula, por lo que la conexión es más confiable que en las bombas de

varillas.

- Su costo en bajo en relación a las bombas de varillas, por lo que tiene

menor partes.

- Se usa en altas tasas de producción y en crudos pesados.

- Se usa en pozos con problemas de producción de arena.

- Si existe baja presión en la entrada de la bomba, no presenta problemas.

Desventajas:

- Si existe una alta relación gas-petróleo (GOR) no es recomendable su

uso.

- Su costo de mantenimiento es alto debido a que si es necesario sacar la

bomba, se debe sacar toda la tubería de producción.

- La profundidad de levantamiento es limitada ya que por las grandes

cargas asociadas con mayores diámetros de pistón, por lo que se

necesitaría altas resistencias de la sarta de varillas.

2.4.4.2 Bombas insertables o de varilla (RH-RW)

Son bombas que se anclan en el niple de asiento, estas vienen en un solo

ensamblaje es decir el barril, el pistón y las válvulas forman un solo conjunto

42

y van introducidas en la tubería de producción y conectadas a la sarta de

varillas, son económicas por lo es fácil su instalación y mantenimiento.

Existen varios tipos de bombas dependiendo de las características del pozo

tales como producción y profundidad. Referirse a la Tabla 2.3.

Tabla 2. 3 Especificación API de las bombas de subsuelo

TIPO DE BOMBA

DESIGNACION POR LETRAS

PARED DEL BARRIL PARED DEL BARRIL

GRUESA DELGADA GRUESA DELGADA

BO

MB

AS

DE

VA

RIL

LAS

Barril estacionario y

ancla RHA RWA - RSA

Superior

Barril estacionario y

ancla RHB RWB - RSB

inferior o de fondo

Barril viajero y ancla RHT RWT - RST

inferior o de fondo

BOMBAS DE

TUBERIA TH - TP -

Fuente: (Obando, 2014)

Características:

a) Barril estacionario con anclaje en el fondo (RHB – RWB – RSB)

Recomendadas en:

o Pozos con baja presión de entrada a la bomba.

o Pozos profundos.

o Pozos con producción de gas de un separador (ancla de gas).

43

No usar en:

o Presencia de producción de arena.

o Pozos con controladores de bombeo.

o Pozos corrosivos.

b) Barril viajero con anclaje en el fondo (RHT – RWT – RST)

Recomendadas en:

o Pozos con producción de arena

o Pozos corrosivos

o Pozos con controladores de bombeo

No usar en:

o Pozos profundos.

o Pozos con baja presión de entrada a la bomba.

c) Barril estacionario con anclaje en el tope (RHA – RWA – RSA)

Recomendadas en:

o Pozos con producción de arena

o Pozos con baja presión en la entrada de la bomba

o Pozos que tengan controladores de bombeo

o Pozos con producción de gas con ayuda de un separador (ancla de gas)

No usar en:

o Pozos profundos.

o Pozos con producción de crudos pesados.

A continuación se muestra en la Figura 2.17 bombas de varillas y de tubería.

44

Figura 2. 17: Tipo de bombas de subsuelo


2.4.5 SELECCIÓN DE BOMBA DE SUBSUELO

En la selección de la bomba se analiza características fundamentales como

el tamaño de la bomba, longitud de carrera y los golpes por minuto en

relación a la tasa de producción deseada.

El diseño de bombeo tiene que estar acorde a las características del pozo

para garantizar una operación exitosa.

De acuerdo a la optima eficiencia de la bomba respecto al nivel los pozos del

Bloque Tarapoa se encuentran entre 1500 a 2500 ft de fluido, medido con

Echometer al mes de junio del presente año por lo que las opciones de

trabajo en cuanto al diámetro del pistón brindaran un mayor aporte de fluido

es decir un mayor tasa de producción. La optimización se basa en establecer

los parámetros que mantengan una eficiencia óptima de la bomba y de igual

forma de la unidad de bombeo, con respecto a la profundidad cabe recalcar

45

que el asentamiento de la bomba no excederá los 5000 pies debido a que es

una inversión innecesaria debido a que si mi asentamiento de tubería es

más profundo, parámetros como cargas en el sistema, diámetros de pistón

se ven afectados, por consiguiente disminuyen mi rendimiento y aumentan

mi inversión.

En la siguiente Tabla 2.4 el uso de un pistón de 2.75 pulgadas alcanza una

profundidad máxima de 6,600 pies por lo que el uso de una bomba de

tubería es necesario para este tipo de caso. Sin embargo si la profundidad

es mayor, es decir si en el asentamiento de la bomba se busca la interface

que favorezca la producción de petróleo debido a la densidad del petróleo y

el agua, puede la profundidad de asentamiento de la bomba aumentar como

disminuir, por lo que si quisiese asentar una bomba a profundidades

mayores a 5000 pies , como es el casi de una bomba anclada en el fondo

con una pared de barril delgada, el diámetro optimo del pistón seria de 2.50

pulgadas, este es un valor con el cual podría producir altas tasas de fluido.

De acuerdo a estos criterios la selección de la bomba busca una eficiencia

mayo al 80%, aplicando la máxima producción posible, tomando en cuenta

que con diámetros de pistones mayores aumento mi tasa, y se recomienda

que se use carreras de la barra lisa mayores a 74 pulgadas con velocidades

de bombeo bajas con el fin de mantener una eficiencia de la bomba y de las

varillas acordes a las condiciones de pozo.

46

Tabla 2. 4: Profundidad máxima de asentamiento según el tipo de bomba y

pistón.


A continuación se muestra la Tabla 2.5 la cual determina la producción en

BFPD (Barriles de fluido por día) mediante el diámetro del pistón y nivel de

fluido, con el fin de mantener una eficiencia de la bomba mayor al 80% con

carreras de la barra pulida mayores a 74 pulgadas.

47

Tabla 2. 5: Diámetros de émbolos recomendados para condiciones óptimas.

Fuente: (Martinez, 2001)

En la anterior Tabla 2.5 cabe recalcar que el nivel de los pozos del Bloque

Tarapoa es menor a 4000 pies por lo que la accesibilidad de tasa de flujo es

de 1000 barriles por día con el mayor diámetro de pistón. A esto se le debe

añadir que el tipo de barril que se desea usar a igual que el anclaje y tipo de

bomba por lo que se determinaría que a profundidades de 3000 pies usaría

una bomba de tubería, y a profundidades de 5000 pies acordes a las

condiciones de yacimiento puedo usar una bomba de varilla de pared

delgada anclada en el fondo con el fin de mantener mi eficiencia volumétrica

arriba del 80%.

48

Figura 2. 18: Rangos de operación de bombeo mecánico

Fuente: (Tovar & Esparza)

De acuerdo a la anterior Figura 2.18 anterior se puede decir que en el

bombeo mecánico los factores determinantes son la profundidad de

asentamiento de la bomba y la producción, en cuanto a otros sistemas de

levantamiento artificial este se encuentra limitado a profundidad pero con el

avance y desarrollo de mejor material de la sarta de varillas, tuberías de

producción más grandes, distintos tipos de completación de bombeo

mecánico acorde a las condiciones del pozo este factor limitante puede ser

disminuido y a su vez aprovechar las características distintas de los pozos

para seleccionar una optima bomba de fondo y a su vez optimizar costos

teniendo producciones de petróleo mayores.

2.4.5.1 Designación de las bombas mecánicas

Referirse a la Tabla 2.6 para la designación de las bombas mecánicas.

La designación incluye:

- Diámetro nominal de la tubería

49

- Diámetro básico de la bomba

- Tipo de bomba

- Tipo de barril

- Ubicación

- Tipo de anclaje

- Longitud del pistón

- Longitud de cada una de las extensiones

Información adicional:

- Calidad de barril

- Calidad del pistón

- Luz entre barril y pistón

- Calidad de los asientos y bolas

Tabla 2. 6: Designación de las bombas mecánicas de subsuelo.

Fuente: (Bolland, 2005)

50

2.4.6 VENTAJAS DEL BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL

- Diseño simple, fácil de operar y analizar

- Bajos costos de operación referente a consumo energético.

- Se lo puede utilizar hasta el fin de la vida del pozo a cusa de sus

características operacionales promedio

- Aplica a crudos viscosos y extra pesados

- Su fuente de energía puede ser combustible o electricidad.

- Según el diseño opera puede operar a altas temperaturas y bajas

profundidades.

- La tasa de producción es controlada a través de la velocidad de la

embolada y longitud de carrera.

- Ofrece un amplio rango de tasas de producción acorde al diseño,

tamaño, tipo de unidad, diámetro de tubería, sarta de varillas y tamaño de

la bomba.

- Todos los componentes son fáciles de adquirir y cambiar, por lo que su

costo reduce.

2.4.7 LIMITACIONES DEL BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL

- Dependiendo del tipo de unidad de bombeo, esta requiere grandes

espacios para su operación.

- El gas libre en el pozo disminuye la producción de fluidos. Hasta 700

SCF/BF

- Tiene problemas de fricción en pozos desviados y medios corrosivos.

- Las limitaciones se presentan a mayor profundidad debido a la

resistencia de la sarta de varillas, y al diámetro de tubería por lo que se

ve afectado el volumen de bombeo.

- Mesurado manejo de sólidos

- Presencia de arena genera desgaste de equipo.

51

2.4.8 RANGO DE APLICACIÓN DEL BOMBEO MECÁNICO

CONVENCIONAL

- Tazas entre 15 y 1200 BFPD

- Generalmente no se usa en pozos desviados

- Aplica a profundidades hasta 9000 pies

- Limitado a reservorios con producción de arenas

- Aplica temperaturas hasta 500 °F de fondo.

2.5 COMPARACION DE VARIABLES ENTRE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE Y BOMBEO MECANICO.

2.5.1 GENERALIDADES DE BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE

Es un sistema integrado de levantamiento artificial, es uno de los métodos

más utilizados en la industria debido a su alta capacidad para producir

grandes volúmenes de fluido desde grandes profundidades en una variedad

de condiciones de pozo. Es aplicable en yacimientos que estén bajo la

influencia de empuje hidraúlico, o en yacimientos con inyección de agua, y

además que tengan altos porcentajes de agua y sedimento (BSW).

El sistema de bombeo electrosumergible se clasifica en 2 componentes,

equipo de superficie y equipo de fondo. El equipo de fondo cuelga de la

tubería de producción y cumple la función de levantar la columna de fluido

necesaria para producir el pozo, este consta de un motor eléctrico, un sello,

un separador de gas y una bomba electrocentrífuga. El cable de poder o

cable plano transmite la energía eléctrica de la boca del pozo hasta el motor.

El quipo de superficie provee de energía eléctrica al motor electrosumergible

y controla el funcionamiento, este consta de transformadores, variador de

frecuencia y la caja de venteo. Los demás componentes de superficie son el

cabezal de producción, empacadores, protectores de cable y flejes, válvulas

52

de retención y de drenaje. El equipo opcional puede incluir un sensor de

presión de fondo de pozo (VSH) y temperatura para observar las

condiciones en el hueco del pozo.

El bombeo electrosumergible consiste en una bomba electrocentrífuga de

multietapas, la cual convierte la energía provista por un motor eléctrico en

energía de presión permitiendo que el fluido proveniente del yacimiento

salga a superficie.

Este es el tipo más común de instalación en el Bloque Tarapoa, en este tipo

de instalación la unidad es instalada por encima de los intervalos perforados.

El fluido producido es forzado a moverse hacia arriba desde los disparos

pasando por el motor, este fluido producido en el momento de pasar por el

motor absorbe el calor generado en el mismo y lo enfría.

Figura 2. 19: Componentes del bombeo electrosumergible.

Fuente: (Kermit Brown)

53

2.5.2 COMPARACIÓN DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE CON

BOMBEO MECÁNICO

Las principales variables para tomar en cuenta en este trabajo de titulación

favorecen al cambio de levantamiento artificial a bombeo mecánico, ya que

las condiciones del pozo y las condiciones del fluido brindan la posibilidad de

interactuar con diferentes diseños con el fin de optimizar la producción de

petróleo en el Bloque Tarapoa. Cabe recalcar que el levantamiento de

bombeo electrosumergibles es una buena opción para aplicar en distintas

condiciones de pozo y de fluido, ya que maneja grandes tasas de producción

en pozos profundos y brinda la posibilidad de transportar el fluido a largas

distancias desde el pozo a las facilidades de producción, sin embargo el

consumo energético, el costo de workover, y las grandes tasas de

producción de agua da lugar a un análisis con el fin de optimizar producción

de petróleo disminuyendo costos de operación actuales con bombeo

electrosumergible.

El Bloque Tarapoa tiene un empuje hidráulico de fondo y los distintos daños

de formación como: daños por invasión de fluidos, daños por cementación,

daños disparo, contribuyen a una conificación rápida de agua y por

consiguiente el agua es un problema que está asociado directamente con las

distintas arenas del Bloque Tarapoa, se puede decir que la arena M-1 es

productora de petróleo pero con gran aporte de agua con un corte de agua

arriba del 90%.. En definitiva los distintos tipos de levantamiento aplicados

en el Bloque Tarapoa contribuyen a la producción de fluido sin embargo no

todos optimizan la producción de petróleo como lo hace el sistema de

bombeo mecánico.

Como se puede observar en la siguiente Tabla 2.7 el bombeo mecánico es

un sistema fácil de operar, no genera un consumo excesivo de energía

eléctrica, su diseño puede interactuar con diferentes variables del pozo, en

cuanto al nivel dinámico del fluido se puede decir que gracias a la inyección

de agua, la presión del yacimiento incrementa y se mantiene, por lo que mi

54

nivel dinámico se encuentra entre 1500-2500 pies, los diferentes pozos en

cuanto a su valor de °API se encuentran en un rango de crudo pesado por

lo que favorece al bombeo mecánico. Sin embargo la tasa de producción se

encuentra relativamente limitada en cuanto al bombeo electrosumergible

actual de los pozos, por lo que la capacidad productiva se ve disminuida con

el bombeo mecánico pero existen estrategias de bombeo con las cuales se

puede optimizar producción de petróleo que más adelante se detallara.

Tabla 2. 7: Comparación entre bombeo electrosumergible y bombeo

mecánico.

Bombeo electrosumergible Bombeo mecánico

Es de fácil operación Diseño simple, fácil de operar y analizar

Alto costo de operación referente al consumo

energético

Bajos costos de operación referente a consumo

energético.

Su fuente de energía es únicamente la

electricidad

Su fuente de energía puede ser combustible o

electricidad.

Capacidad de levantar altas tasa de producción

hasta 18000 BFPD

Tazas entre 20 y 2000 BPPD. La tasa de producción es

controlada a través de la velocidad de la embolada y

longitud de carrera.

Alta capacidad para manejar crudos livianos y

pesados Aplica a crudos pesados y extra pesados

Puede ser instalado en altas profundidades

hasta 12000 pies y resiste alta temperatura del

fondo 350 °F

Aplica a profundidades hasta 9000 pies y temperaturas

hasta 500 °F de fondo.

Puede instalarse en pozos desvíados y

horizontales

Tiene problemas de fricción en pozos desviados y

medios corrosivos. Generalmente no se usa en pozos

desviados

Largo período de vida útil, promedio de 3 años, y

bajo costo de mantenimiento

Se lo puede utilizar hasta el fin de la vida del pozo a

cusa de sus características operacionales promedio

Baja capacidad para manejar gas luibre, máximo

el 15% de de gas libre. dentro de la bomba

El gas libre en el pozo disminuye la producción de

fluidos. Hasta 700 SCF/BF

Limitación en pozos con producción de

materiales sólidos

Mesurado manejo de sólidos y la presencia de arena

genera desgaste de equipo.

Equipo muy costoso, y genera alto gasto de

inversión inicial.

La inversión no es muy alta en relación al bombeo

electrosumergible debido al costo de los equipos.


55

2.6 DESCRIPCIÓN DEL BLOQUE “TARAPOA”

2.6.1 UBICACIÓN

El Bloque Tarapoa se encuentra ubicado en la región Oriental, Provincia de

Sucumbios. Se encuentra limitado al Este por el Escudo Guayanes y al

Oeste por la Cordillera de los Andes.

2.6.2 HISTORIA DEL BLOQUE

Antiguamente este Bloque pertenecía a la concesión asignada a la empresa

Cayman corporation la cual trabajaba junto a sus socios City Investing

Company Southm Union Production Company en la década del setenta. En

esta década la empresa Cayman Corporation abandona la operación al igual

Sourthen Company, por consiguiente City Investing Company fue la única

operadora, tiempo después AEC realizo la compra de acciones de City

Investing Company la cual se unió con Pacncadian Energy Corporation, y

formaron la empresa EnCana Ecuador Ltd.

En el ano del 2006, la compañía Andes Petroleum Company Ltd, obtuvo

oficialmente los activos de la empresa EnCana Ecuador Ltd y comenzó sus

operaciones el 28 de Febrero.

Actualmente producen aproximadamente un promedio de 34,000 barriles de

petróleo por día con una producción de agua promedio de 500,000 barriles

por día con un corte de agua promedio del 94%.

56

Figura 2. 20: Ubicación geográfica del Bloque Tarapoa

Fuente: (Andes Petroleum, 2014)

Figura 2. 21: Campos de Andes Petroleum


57

2.6.3 DESCRIPCION DE LOS YACIMIENTOS DEL BLOQUE TARAPOA

2.6.3.1 Napo

2.6.3.1.1 Arena u

Esta formación tiene presencia de hidrocarburos su característica visual es

de color gris oscuro, cuarzosa de grano muy fino a medio, sedimentario y

arcilloso.

Permeabilidad entre 50 y 400 md con porosidad promedio de 18 %.

a) U inferior

El espesor de la arena entre 20 a 140 pies, es una arenisca cuarzosa con un

tipo de grano medio a fino, tiene pequeñas cantidades intercalaciones de

lutitas y limonitas principalmente en el miembro superior, características del

grano es subredondeado a subangular. Este reservorio tiene calidad baja en

el miembro superior sin embargo es excelente en el miembro principal.

b) U superior

Es una formación con un espesor entre 30 a 130 pies con características de

arenisca cuarzosa de grano fino a medio, con intercalación de cuerpos

lutiticos, la forma del grano es subredondeado a subangular. La calidad de

este reservorio es pobre a bueno.

2.6.3.1.2 Arena t

Comprende una serie de intercalaciones de arenisca y lutitas, las arenas en

su mayoría glauconitas contienen variables cantidades de arcilla y

58

carbonatos en la matriz, el espesor aumenta en dirección al sur, la

permeabilidad varía entre 100 y 400 md con porosidad promedio de 15 %.

a) T inferior

Arenisca cuarzosa de grano medio a grueso su característica de la forma es

subangular a subredondeado. La porosidad promedio es del 15 %, y el

espesor entre 20 a 118 pies.

b) T superior

Comprende arenisca de grano fino a muy fino, generalmente de grano

medio, la característica de la forma del grano es subangular a

subredondeado. La porosidad promedio es del 14 % y con espesor entre 15

a 50 pies.

2.6.3.2 Arena m1

Arena cuarzosa frecuentemente de color café clara su tamaño de grano de

fino a mediano con forma subangular a subredondeada. Presenta manchas

de hidrocarburo de color café oscuro, no existe fluorescencia natural.

En el inferior de la arena presenta arenisca intercalada con lutita y su

tamaño del grano es normalmente grueso. El espesor está entre 15 a 100

pies con permeabilidad de 1000 a 450 md y porosidad promedio de 27 %.

2.6.3.3 Basal tena

Arena con intercalaciones de limonita y arcillolita, el tamaño del grano es de

muy fino a fino, con propiedades como: cuarzosa, subtransparente, cemento

calcáreo y matriz kaolinitica generalmente de color blanca lechosa a blanca.

59

El espesor entre 6 a 90 pies con una permeabilidad de 600 a 1000 md y

porosidad promedio de 17 %.

Figura 2. 22: Columna estratigráfica de la sección cretácica de la sección de

la Cuenca Oriente.


Finalmente, a continuación en la Tabla 2.8 se muestra una descripción de

las características petrofísicas de los fluidos de las arenas productoras de

los campos del Bloque Tarapoa en estudio para el análisis.

60

Tabla 2. 8: Propiedades petrofísicas de los campos del Bloque Tarapoa.


Como se puede observar en la Tabla 2.8 la salinidad del agua de formación

en los campos Dorine, Fanny, Marian no sobrepasa en promedio los 15,000

partes por millón por lo cual se considera que el agua es relativamente dulce

en la mayor parte del Bloque Tarapoa.

2.6.4 ESTADO ACTUAL DEL BLOQUE “TARAPOA”

2.6.4.1 Producción del Bloque “Tarapoa”

La producción de petróleo del Bloque Tarapoa proviene de las formaciones

Napo principalmente de la arena U, arena T, arena M1 y Basaltena. Cabe

recalcar que existe inyección de agua en el Norte del Bloque por lo que la

presión de reservorio se encuentra relativamente constante en la mayoría de

pozos del reservorio M1 cercanos a la inyección de agua por lo que esta se

ve reflejado con alta producción de agua en la mayoría de los campos del

Bloque Tarapoa.

La siguiente Tabla 2.9 muestra la producción del Bloque Tarapoa por día,

tomando en cuenta la producción mensual para el mes de Mayo del presente

U 18 21.0 7.84 1.19 26 550 210 13,000 3,100

T 19 30.0 1.93 1.26 31 400 215 9,000 3,200

M-1 22 19.0 13.47 1.15 29 2,400 200 9,000 2,200

U 17 25.0 4.09 1.19 31 480 210 13,000 3,200

T 16 30.5 1.81 1.26 33 350 215 8,000 3,200

M-1 24 21.0 9.57 1.10 27 2,500 198 16,300 2,400

Ui 24 20.0 10.19 1.12 27 550 205 9,000 3,200

M-1 29 13.5 41.10 1.12 24 1,280 201 16,995 2,600

DORINE M-1 25 22.0 7.74 1.10 23 2,300 200 13,500 2,800

ALICE M-1 24 23.5 6.00 1.12 24 2,600 200 19,000 2,700

U.inf 18 20.0 10.19 1.22 25 600 205 13,500 3,300

Basal tena 18 20.0 15.95 1.19 37 880 180 26,000 2,450

MARIANN

MARIANN

4A

FANNY

SHIRLEY

Pr (psi)Salinidad

(ppm)Tr (F)K (md)

Swi

(%)

Bo

(bls/STB)µ (cp)°API

Ф

(%)RESERVORIOCAMPO

61

año, de esta forma se obtiene un promedio de producción diaria de cada

campo del Bloque Tarapoa.

Tabla 2. 9: Producción del Bloque Tarapoa por campo.

CAMPO BFPD BOPD BWPD BSW %

FANNY 189,341.43 14,565.00 174,776.43 92.3%

DORINE 197,012.52 6,060.37 190,952.15 96.9%

DORINE NORTE 798.85 249.55 549.30 68.8%

DORINE G 206.57 82.04 124.53 60.3%

MARIANN 4 A 14,807.53 869.78 13,937.75 94.1%

MARIANN 23,772.96 3,779.16 19,993.80 84.1%

MARIANN NORTE 261.61 92.14 169.47 64.8%

MARIANN SUR 2,229.71 1,898.22 331.49 14.9%

SONIA 6,326.71 158.84 6,167.87 97.5%

SHIRLEY 1,349.66 45.91 1,303.75 96.6%

ALICE 64,213.19 2,871.82 61,341.37 95.5%

CHORONGO 1,059.51 190.99 868.52 82.0%

ESPERANZA 6,753.71 967.43 5,786.28 85.7%

COLIBRI 10,163.03 1,819.35 8,343.68 82.1%

MAHOGANY 4,851.16 260.93 4,590.23 94.6%

TOTAL 523,148.15 33,911.53 489,236.62 93.5%


Se observa que la producción de agua en el Bloque es extremadamente

grande, aproximadamente de 500,000 barriles de agua por día por lo que

aumenta el costo de tratamiento de agua de superficie en cuanto a las

capacidades de almacenamiento en superficie son limitadas al manejo de

fluido por lo cual se han de cerrado pozos productores de petróleo por altos

cortes de agua.

62

Figura 2. 23: Producción de agua y petróleo del Bloque Tarapoa en cada

campo.


En la anterior Figura 2.23 claramente se aprecia producción de petróleo

muy baja en comparación al fluido total extraído en los pozos de cada

Campo, razón por la cual se vuelve necesario plantear un análisis

investigativo para optimizar la producción de petróleo y manejo de agua de

producción en el Bloque Tarapoa. Los campos más influyentes en relación a

la producción de agua y petróleo son: Fanny, Dorine y Alice.

A continuación se anexa la Tabla 2.10 donde se puede observar que toda la

producción de agua es reinyectada e inyectada por ciertos pozos en el

Bloque Tarapoa.

-

20.000,00

40.000,00

60.000,00

80.000,00

100.000,00

120.000,00

140.000,00

160.000,00

180.000,00

200.000,00B

arri

les

po

r d

ía

Producción del Bloque Tarapoa

BFPD BOPD BWPD

63

Tabla 2. 10: Reinyección e inyección de pozos en Bloque Tarapoa.

TIPO POZO BAPD

REINYECTORES

FANNY Y DORINE

Fanny W1-1 3986

Fanny 18 B-15 10120

Fanny 18B-17 14448

Fanny 18B-74 6582

Dorine 9 7862

Dorine 1 WDW 7137

Anne 1 13379

REINYECTORES

MARIANN Y

SHIRLEY

Mariann - 3 11382

Mariann - 5 9426

Mariann - 4A2 3680

Shirley 7 2317

IYECTORES M1

Fanny 18B-40 4451

Fanny 18B-41 19145

Fanny 18B-82 17046

Fanny 18B-8REWIW 28417

Fanny 18B-14WIW 20736

Isabel 1 9776

Isabel 2 9536

Isabel 3 6661

Isabel 4 25593

Anne 4 21270

Sonia 6HWDW 9436

Anne 3WDW 4703

Sonia 1 6328

Sonia 3 17262

Sonia 4 19242

Alice 5 17110

Alice 7 11720

Alice 9 3279

Dorine 4 19710

Dorine 11H WIW 20976

Dorine 12H 19196

Dorine 43 20131

Dorine 2 25336

Dorine 7 24371

Dorine 8 14378

INYECTOR U

INFERIOR Marian 4A-9 10557

TOTAL 489.867


64

La producción promedio mensual de petróleo es 33,911.53 por día en el

Bloque Tarapoa y se mantiene en el rango de este valor mensualmente.

Para el mes de mayo del presente año se representa en la Figura 2.24.



2.6.4.2 Estado actual de los pozos

EL Bloque Tarapoa se considera maduros ya que ha estado operando por

más de 40 años, por lo que existe una declinación constante de la

producción y un incremento en el corte de agua muy significativo. Debido a

diferentes factores se han abandonado pozos y se han cerrado otros por

altos cortes de agua, por otra parte existen pozos reinyectores de agua

ubicados en el flanco oeste de la falla no sellante desde los campos Fanny y

Dorine.. A continuación se detalla una Tabla 2.11 con respecto al estado

actual de los pozos.

65

Tabla 2. 11: Estado de los pozos del Bloque Tarapoa.

ESTADO DE LOS POZOS NUMERO DE POZOS

PRODUCE (P) 153

NO PRODUCE (PD’T) 1

TEMPORALMENTE ABANDONADO (TA) 5

CONTROL DE AGUA DE PRODUCCIÓN (WPC) 20

ESPERANDO WORKOVER (WWO) 31

PARADA MANUAL (MS) 3

ALTO CORTE DE AGUA (HC) 5

REINYECTORES e INYECTORES 47

TOTAL 265




La anterior Tabla 2.11 muestra que existe 153 pozos “PRODUCIENDO” con

distintos tipos de levantamiento artificial que más adelante se detallaran

siendo estos candidatos si su levantamiento artificial es por bombeo

electrosumergible, su corte de agua es mayor al 90% y su producción diaria

de petróleo se encuentra entre 20 y 80 barriles de petróleo por día.

58%

0% 2%

8%

11%

0%

1%

2% 18%

ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS

PRODUCIENDO

PD't=DON'T PRODUCE

TA=TEMPORARYABANDONED

WPC=WATER PRODUCTIONCONTROL

WWO=WAITING WORKOVER

BU = BLUID UP

MS = MANUAL STOP

66

Se observa que existen veinte (20) pozos en estado de “CONTROL DE

AGUA DE PRODUCCIÓN” esto se refiere a que estos pozos han sido

apagados por su alto corte de agua siendo productores de petróleo debido al

costo y limitado almacenamiento en superficie, también existen 5 pozos que

han sido apagados por su estado de “ALTO CORTE DE AGUA”.

Este trabajo de titulación a través del análisis técnico y económico para el

cambio de levantamiento artificial de bombeo electrosumergible a bombeo

mecánico desarrollará la opción de reactivar pozos que han sido apagados

con el fin de incrementar la producción de petróleo del Bloque Tarapoa

A continuación se detalla la Tabla 2.12 de pozos de cerrados que han sido

apagados por problemas de producción de agua. Cabe recalcar que estos

pozos en cualquier momento se los puede prender y comenzar a producir.

En el desarrollo de este trabajo de titulación, se propondrá los pozos más

opcionados a reactivar con el fin de incrementar producción de petróleo.

67

Tabla 2. 12: Pozos apagados por alta producción de gua (WPC) en el

Bloque Tarapoa

N° ARENA CAMPO POZO FECHA BFPD BOPD BWPD BSW

% CAUSA

1 M1 FANNY FANNY 3 (M-1) 30-Jul-13 2052 31 2021 98.5 WPC

2 M1 FANNY FANNY 9 (M-1) 21-Jan-14 4.5 1 4 87.6 WPC

3 M1 FANNY FANNY 21 (M-1) 19-Mar-14 3531 81 3450 97.7 WPC

4 M1 FANNY FANNY 27 (M1) 4-Oct-13 17 10 7 44.0 WPC

5 M1 FANNY FANNY 28 (M-1) 8-Oct-13 20 11 9 43.0 WPC

6 M1 FANNY FANNY 29 (M-1) 22-Sep-12 2348 61 2287 97.4 WPC

7 UI FANNY FANNY 31 (U-INF) 16-Mar-14 6156 142 6014 97.7 WPC

8 M1 FANNY FANNY 64 (M-1) 12-Sep-12 4.8 1 4 76.4 WPC

9 M1 FANNY FANNY 65 (M-1) 14-May-13 2 0 2 94.5 WPC

10 UI FANNY FANNY 69 (U-INF) 30-May-12 3648 62 3586 98.3 WPC

11 M1 FANNY FANNY 89H (M-1) 12-Mar-10 4305 103 4202 97.6 WPC

12 UI FANNY FANNY 97 (U-INF) 9-Apr-11 1022 9 1013 99.1 HC

13 UI FANNY FANNY 115 (U INF) 6-Dec-12 635 8 627 98.8 HC

14 M1 FANNY FANNY 118H (M-1) 4-Jun-10 4888 112 4776 97.7 WPC

15 M1 FANNY FANNY 134H (M-1) 31-Jan-12 4116 66 4050 98.4 WPC

16 M1 FANNY FANNY 140H (M1) 6-Mar-14 2170 54 2116 97.5 WPC

17 UI FANNY FANNY 143 (U-INF) 23-Dec-12 2.9 0 3 92.3 HC

18 M1 FANNY FANNY 145H (M1) 29-Nov-13 23 9 14 61.6 WPC

19 UI FANNY FANNY 148 (U-INF) 10-Apr-14 1113 10 1103 99.1 WPC

20 M1 FANNY FANNY 151H(M1) 6-Mar-14 3016 90 2926 97.0 HC

21 M1 DORINE DORINE 67H (M-1) 12-Feb-14 10804 32 10772 99.7 WPC

22 M1 DORINE DORINE 74H (M-1) 18-Dec-11 4941 40 4901 99.2 WPC

23 M1 MAHOGANY MAHOGANY 8H (M-

1) 9-Dec-13 33 17 16 49.0 HC

24 M1 ALICE ALICE 19H (M-1) 19-Apr-14 5031 75 4956 98.5 WPC

25 Umed MARIANN MARIANN 15 (U-

MED) 31-Aug-13 643 0 643 100.0 HC


WPC: Control de agua de producción

HC: Alto corte de agua

A continuación se detalla la Tabla 2.13 de los demás pozos cerrados debido

a diferentes causas.

68

Tabla 2. 13: Pozos cerrados por diferentes causas en el Bloque Tarapoa.


WWO: Esperando workover

MS: Parada manual

TA: Temporalmente en abandono

PD’t: No produce

Los pozos inyectores y reinyectores se presentaron en la Tabla 2.10 del

capítulo de la producción del Bloque Tarapoa

N°CAMPO ARENA POZO FECHA BFPD BOPD BWPD BSW % CAUSA

1 FANNY M1 FANNY 11 (M-1) 6-Aug-11 3 0 3 95.0 TA

2 FANNY M1 FANNY 35 (M-1) 22-Dec-08 18 16 2 10.0 WWO

3 FANNY M1 FANNY 47 (M-1) 21-Jun-12 11.6 1 11 96.7 WWO

4 FANNY M1 FANNY 52 (M-1) 26-Feb-14 716 150 566 79.0 WWO

5 FANNY UI FANNY 68 (U-INF) 16-May-13 10 2 8 81.0 TA

6 FANNY UI FANNY 70 (U-INF) 5-Apr-11 47.1 32 15 32.5 WWO

7 FANNY M1 FANNY 72 (M-1) 13-Sep-11 7.3 3 4 60.5 TA

8 FANNY M1 FANNY 75 (M-1) 4-Jun-13 5.8 6 0 0.0 WWO

9 FANNY M1 FANNY 76 (M-1) 25-Feb-14 13.7 6 8 60.0 WWO

10 FANNY UI FANNY 88 (U-INF) 4-Jun-12 37.8 25 13 34.0 WWO

11 FANNY UI FANNY 90 (U-INF) 8-Jan-13 61 7 54 88.6 WWO

12 FANNY UI FANNY 91 (U-INF) ( Tucan 1) 23-Oct-12 672 23 649 96.6 WWO

13 FANNY UI FANNY 92 (U-INF) 11-Apr-14 30 22 8 25.0 WWO

14 FANNY UI FANNY 103 (U-INF) 3-Mar-14 2250 90 2160 96.0 WWO

15 FANNY UI FANNY 105H (U-INF) 29-Dec-11 8 0 8 100.0 WWO

16 FANNY M1 FANNY 108H (M1) 8-Aug-13 28 13 15 52.4 WWO

17 FANNY M1 FANNY 117H (M-1) 3-Feb-14 8.1 8 0 0.0 WWO

18 FANNY M1 FANNY 155H (M1) 11-May-14 1787 127 1660 92.9 WWO

19 DORINE M1 DORINE 5 (M-1) 22-Mar-13 36 5 31 86.0 WWO

20 DORINE M1 DORINE 30 (M-1) 18-Jun-11 25 0 25 100.0 WWO

21 DORINE M1 DORINE 34 (M-1) 30-Oct-12 26.2 1 25 94.1 WWO

22 DORINE M1 DORINE 35 (M-1) 22-Jan-13 4.4 1 3 72.0 WWO

23 DORINE M1 DORINE 38 (M-1 interv. sup) 21-Mar-14 574 54 520 90.6 MS

24 DORINE M1 DORINE 44 (M-1) 10-Aug-12 3.6 4 0 0.0 MS

25 DORINE M1 DORINE 46 (M-1) 10-Jul-13 17 6 11 67.0 WWO

26 DORINE M1 DORINE 47 (M-1) 11-Jan-14 2791 53 2738 98.1 WWO



29 DORINE M1 DORINE 56 (M-1) 17-Feb-14 4410 128 4282 97.1 WWO

30 DORINE M1 DORINE 61 (M-1 Upper interv.) 4-Oct-13 147 40 107 73.0 PD't

31 DORINE M1 DORINE 66 (M-1) 22-May-13 2361 113 2248 95.2 WWO

32 DORINE M1 DORINE 76H (M-1) 22-Jul-13 2331 7 2324 99.7 TA

33 FANNY BT TARAPOA SUR 1 (BASALTENA) 30-Nov-11 134 83 51 38.0 WWO

34 SONIA M1 SONIA 2 (M-1) 19-Jul-13 0.5 1 0 98.7 WWO

35 ALICE M1 ALICE 1 (M-1) 23-Aug-12 32 4 28 88.4 WWO

36 ALICE M1 ALICE 4 (M-1) 9-Mar-14 27 12 15 53.8 WWO

37 MARIANN UI MARIANN 9 (U-INF) 6-Sep-13 78 70.0 8 10.0 MS

38 SHIRLEY UI SHIRLEY 3 (U-INF) 2-Mar-13 362 34 328 90.7 WWO

39 SHIRLEY UI SHIRLEY 5 (U-INF) 20-Jun-11 135 10 125 92.5 WWO

40 SHIRLEY UI SHIRLEY 6 (U-INF) 23-Jul-11 96 19 77 80.0 WWO

41 SHIRLEY UI SHIRLEY 8 (U-INF) 22-Jul-11 90.2 1 89 99.2 TA

69

Los Pozos en estado “Produciendo” se detallan en la siguiente Tabla 2.14

siendo un total de 153 pozos.

Tabla 2. 14: Pozos produciendo en el Bloque Tarapoa

N° CAMPO ARENA POZO FECHA BFPD BOPD BWPDBSW

%

GOR

(pcs/bf)

1 M1 FANNY 1 (M-1) 1-May-14 1638 72 1566 95.6 139

2 M1 FANNY 6 (M-1) 8-May-14 250 123 127 50.9 130

3 M1 FANNY 10 (M-1) 10-May-14 6710 289 6421 95.7 135

4 M1 FANNY 12 (M-1) 11-May-14 3318 93 3225 97.2 118

5 M1 FANNY 13 (M-1) 9-May-14 3578 254 3324 92.9 106

6 M1 FANNY 16 RE1 (M-1) 7-May-14 40 26 14 35.0 115

7 M1 FANNY 18B 18HRE1 (M-1) 12-May-14 7726 317 7409 95.9 132

8 M1 FANNY 19H (M-1) 13-May-14 8328 583 7745 93.0 130

9 M1 FANNY 20 (M-1) 3-May-14 4594 165 4429 96.4 133

10 UI FANNY 23 RE 1(U-INF) 5-May-14 1550 59 1491 96.2 136

11 M1 FANNY 24H (M-1) 14-May-14 11435 435 11000 96.2 133

12 M1 FANNY 25 (M-1) 14-Apr-14 924 187 737 79.8 123

13 M1 FANNY 26 (M-1) 2-Apr-14 144 26 118 82.0 308

14 M1 FANNY 37 (M-1) 16-May-14 3278 200 3078 93.9 130

15 M1 FANNY 38 (M-1) 9-May-14 1178 143 1035 87.9 119

16 M1 FANNY 42 (M-1) 24-Apr-14 1650 333 1317 79.8 132

17 M1 FANNY 44 (M-1) 2-Feb-14 292 58 234 80.0 138

18 UI FANNY 45 (U-INF) 1-May-14 1022 97 925 90.5 124

19 M1 FANNY 46 (M-1) 20-Apr-14 4002 244 3758 93.9 123

20 M1 FANNY 49 (M-1) 23-Apr-14 2450 238 2212 90.3 126

21 M1 FANNY 53 (M-1) 14-May-14 1348 75 1273 94.4 160

22 M1 FANNY 56 (M-1) 24-Apr-14 1554 129 1425 91.7 155

23 M1 FANNY 57 (M-1) 17-Apr-14 3976 151 3825 96.2 126

24 M1 FANNY 60 (M-1) 1-May-14 2126 136 1990 93.6 132

25 M1 FANNY 61(M-1) 2-Mar-14 5138 170 4968 96.7 135

26 M1 FANNY 63 (M-1) 17-May-14 2624 391 2233 85.1 128

27 M1 FANNY 66 (M-1) 6-May-14 3884 144 3740 96.3 132

28 UI FANNY 71 (U-INF) 15-May-14 3892 109 3783 97.2 128

29 UI FANNY 79 (U-INF) 10-May-14 3395 143 3252 95.8 126

30 M1 FANNY 80 (M1) 17-May-14 1100 81 1019 92.6 136

31 UI FANNY 85 (U-INF) 2-May-14 1740 136 1604 92.2 132

32 UI FANNY 87 (U-INF) 12-May-14 696 51 645 92.7 137

33 M1 FANNY 93 H (M-1) 6-May-14 7630 458 7172 94.0 116

34 M1 FANNY 94 H (M-1) 25-Apr-14 160 91 69 43.0 110

35 UI FANNY 95 (U-INF) 15-Feb-14 1540 69 1471 95.5 116

36 M1 FANNY 98H (M-1) 8-May-14 3948 130 3818 96.7 185

37 M1 FANNY 99H (M-1) 13-Apr-14 1808 36 1772 98.0 139

38 M1 FANNY 100H (M-1) 18-Feb-14 3124 84 3040 97.3 202

39 UI FANNY 102 (U-INF) 8-Mar-14 328 91 237 72.2 121

40 UI FANNY 104 (U-INF) 9-Mar-14 478 124 354 74.0 129

41 M1 FANNY 106H (M-1) 28-Apr-14 8624 517 8107 94.0 112

42 UI FANNY 107 (U INF) 7-Feb-14 1900 89 1811 95.3 135

43 UI FANNY 109 (U INF) 7-Apr-14 2280 84 2196 96.3 131

44 UI FANNY 112 (U INF) 6-Feb-14 926 19 907 98.0 158

45 M1 FANNY 114H(M1) 5-Feb-14 462 139 323 70.0 101

46 M1 FANNY 120H (M-1) 20-Apr-14 5678 216 5462 96.2 130

47 M1 FANNY 121H (M-1) 30-Apr-14 6322 348 5974 94.5 141

48 M1 FANNY 123H (M-1) 4-Apr-14 3666 337 3329 90.8 136

49 M1 FANNY 124 (M-1) 15-Feb-14 1384 197 1187 85.8 122

50 UI FANNY 125 (U INF) 15-Apr-14 1466 45 1421 96.9 200

51 UI FANNY 126 (U INF) 17-Apr-14 420 171 249 59.2 129

52 UI FANNY 127 (U INF) 30-Apr-14 1526 58 1468 96.2 121

53 UI FANNY 128 (U INF) 3-May-14 1258 48 1210 96.2 146

54 UI FANNY 129 (U-INF) 21-Apr-14 1428 183 1245 87.2 120

55 M1 FANNY 132 H (M-1) 28-Apr-14 5086 570 4516 88.8 156

56 M1 FANNY 133 H (M-1) 21-Apr-14 4766 257 4509 94.6 160

57 UI FANNY 135 (U-INF) 11-May-14 210 12 198 94.3 167

58 M1 FANNY 136H (M1) 29-Apr-14 4448 187 4261 95.8 80

59 M1 FANNY 137H (M1) 25-Apr-14 4090 503 3587 87.7 127

60 M1 FANNY 138H (M1) 30-Mar-14 2674 262 2412 90.2 118

61 UI FANNY 141 (U-INF) 9-May-14 601 215 386 64.2 135

62 UI FANNY 142 (U-INF) 14-May-14 1143 95 1048 91.7 253

63 UI FANNY 146 ST1 (U-INF) 16-May-14 592 166 426 72.0 127

64 UI FANNY 147 (U-INF) 26-Apr-14 721 197 524 72.7 132

65 M1 FANNY 150 (M1) 27-Apr-14 676 95 581 86.0 158

66 UI FANNY 154 (U-INF) 10-May-14 379 284 95 25.0 134

67 M1 FANNY 156H (M1) 16-May-14 1154 155 999 86.6 129

68 UI FANNY 158H(U-INF) 14-May-14 866 502 364 42.0 127

FA

NN

Y

70

Continuación Tabla 2.14

51 UI FANNY 126 (U INF) 17-Apr-14 420 171 249 59.2 129

52 UI FANNY 127 (U INF) 30-Apr-14 1526 58 1468 96.2 121

53 UI FANNY 128 (U INF) 3-May-14 1258 48 1210 96.2 146

54 UI FANNY 129 (U-INF) 21-Apr-14 1428 183 1245 87.2 120

55 M1 FANNY 132 H (M-1) 28-Apr-14 5086 570 4516 88.8 156

56 M1 FANNY 133 H (M-1) 21-Apr-14 4766 257 4509 94.6 160

57 UI FANNY 135 (U-INF) 11-May-14 210 12 198 94.3 167

58 M1 FANNY 136H (M1) 29-Apr-14 4448 187 4261 95.8 80

59 M1 FANNY 137H (M1) 25-Apr-14 4090 503 3587 87.7 127

60 M1 FANNY 138H (M1) 30-Mar-14 2674 262 2412 90.2 118

61 UI FANNY 141 (U-INF) 9-May-14 601 215 386 64.2 135

62 UI FANNY 142 (U-INF) 14-May-14 1143 95 1048 91.7 253

63 UI FANNY 146 ST1 (U-INF) 16-May-14 592 166 426 72.0 127

64 UI FANNY 147 (U-INF) 26-Apr-14 721 197 524 72.7 132

65 M1 FANNY 150 (M1) 27-Apr-14 676 95 581 86.0 158

66 UI FANNY 154 (U-INF) 10-May-14 379 284 95 25.0 134

67 M1 FANNY 156H (M1) 16-May-14 1154 155 999 86.6 129

68 UI FANNY 158H(U-INF) 14-May-14 866 502 364 42.0 127

69 TS DORINE 1 (T-Sup) 17-May-14 176 66 110 62.7 121

70 M1 DORINE 3 (M-1) 8-Apr-14 5006 100 4906 98.0 130

71 M1 DORINE 6 (M-1) 14-May-14 8696 104 8592 98.8 77

72 M1 DORINE 14H (M-1) 9-Apr-14 15300 413 14887 97.3 133

73 M1 DORINE 15 (M-1) 8-May-14 9278 251 9027 97.3 131

74 M1 DORINE 17 (M-1) 10-May-14 4626 185 4441 96.0 141

75 M1 DORINE 18 (M-1) 11-May-14 11906 429 11477 96.4 131

76 M1 DORINE 19 (M-1) 12-May-14 10306 361 9945 96.5 133

77 M1 DORINE 20 (M-1) 13-May-14 5690 284 5406 95.0 134

78 M1 DORINE 21 (M-1) 14-May-14 7704 462 7242 94.0 132

79 M1 DORINE 22 (M-1) 16-May-14 2989 203 2786 93.2 128

80 M1 DORINE 24 (M-1) 22-Apr-14 4312 164 4148 96.2 134

81 M1 DORINE 25 (M-1) 23-Apr-14 5004 130 4874 97.4 108

82 M1 DORINE 26 (M-1) 12-May-14 5414 265 5149 95.1 132

83 M1 DORINE 29 (M-1) 29-Apr-14 5218 188 5030 96.4 133

84 M1 DORINE 31 (M-1) 7-Mar-14 472 189 283 60.0 143

85 M1 DORINE 32 (M-1) 16-Apr-14 7492 97 7395 98.7 134

86 M1 DORINE 33 (M-1) 17-Apr-14 6096 98 5998 98.4 133

87 M1 DORINE 36H (M-1) 17-Apr-14 12000 252 11748 97.9 135

88 M1 DORINE 39 (M-1) 18-Apr-14 5306 64 5242 98.8 141

89 M1 DORINE 41 (M-1) 8-May-14 4892 103 4789 97.9 126

90 M1 DORINE 42 (M-1) 11-May-14 4428 164 4264 96.3 134

91 Ui DORINE 45ST-1 (U-INF) 12-May-14 2650 50 2600 98.1 120

92 M1 DORINE 52 (M-1) 20-Apr-14 2416 135 2281 94.4 133

93 M1 DORINE 53 (M-1) 23-Apr-14 2372 116 2256 95.1 138

94 M1 DORINE 54 (M-1) 30-Apr-14 2486 99 2387 96.0 131

95 M1 DORINE 55 (M-1) 1-May-14 3727 175 3552 95.3 131

96 M1 DORINE 57 RE1 (M1) 16-May-14 1292 78 1214 94.0 128

97 M1 DORINE 58 (M-1) 3-May-14 3529 159 3370 95.5 132

98 M1 DORINE 59 (M-1) 6-May-14 2726 52 2674 98.1 135

99 M1 DORINE 60 (M-1) 7-May-14 4954 367 4587 92.6 134

100 M1 DORINE 68H (M-1) 12-May-14 11382 205 11177 98.2 132

101 M1 DORINE 69 (M-1) 14-May-14 4882 244 4638 95.0 131

102 M1 DORINE 73 (M-1) 18-Mar-14 228 34 194 85.0 29

103 M1 DORINE 77H (M-1) 15-May-14 6114 110 6004 98.2 127

104 M1 DORINE 78H(M-1) 19-Apr-14 3220 280 2940 91.3 143

105 M1 DORINE 84H(M1) 6-Jan-14 2241 103 2138 95.4 136

106 M1 DORINE 85H(M1) 5-Jan-14 1635 165 1470 89.9 133

107 M1 SONIA 8 (M-1) 14-Apr-14 4887 78 4809 98.4 179

108 M1 SONIA 18H (M-1) 12-Apr-14 1398 151 1247 89.2 119

109 ESPERANZA M1 ESPERANZA 4H (M-1) 14-May-14 2344 265 2079 88.7 117

110 M1 MAHOGANY 1 (M-1) 13-Apr-14 208 25 183 87.8 0

111 M1 MAHOGANY 2 (M-1) 14-Apr-14 207 52 155 75.1 0

112 M1 MAHOGANY 5 (M1) 10-Apr-14 215 24 191 89.0 0

113 M1 MAHOGANY 9H (M-1) 12-Apr-14 4336 182 4154 95.8 110

114 M1 ALICE 2 (M-1) 8-May-14 1835 163 1672 91.1 141

115 M1 ALICE 3 (M-1) 7-Mar-14 169 6 163 96.4 167

116 M1 ALICE 6 (M-1) 9-May-14 2223 245 1978 89.0 118

117 M1 ALICE 8 (M-1) 10-May-14 2001 166 1835 91.7 145

118 M1 ALICE 10H (M-1) 11-May-14 13381 361 13020 97.3 133

119 M1 ALICE 11H (M-1) 25-Apr-14 7444 521 6923 93.0 136

120 M1 ALICE 12 (M-1) 13-May-14 986 141 845 85.7 135

121 M1 ALICE 14H (M-1) 15-May-14 6324 310 6014 95.1 136

122 M1 ALICE 15H (M-1) 16-May-14 10333 207 10126 98.0 135

123 M1 ALICE 16H (M-1) 14-Apr-14 8078 557 7521 93.1 138

124 M1 ALICE 17H (M-1) 15-Apr-14 8994 171 8823 98.1 135

DO

RIN

E

SONIA

AL

ICE

MA

HO

GA

NY

71

Continuación Tabla 2.14


2.6.5 DISTRIBUCIÓN DE SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

DEL BLOQUE “TARAPOA”

La producción del Bloque Tarapoa proviene de 153 pozos con una

producción promedio diaria de 33,911.53 barriles de petróleo y con una

producción de agua promedio de 489,236.62 barriles de agua por día, por

consiguiente el corte de agua se encuentra en promedio del 94%.

110 M1 MAHOGANY 1 (M-1) 13-Apr-14 208 25 183 87.8 0

111 M1 MAHOGANY 2 (M-1) 14-Apr-14 207 52 155 75.1 0

112 M1 MAHOGANY 5 (M1) 10-Apr-14 215 24 191 89.0 0

113 M1 MAHOGANY 9H (M-1) 12-Apr-14 4336 182 4154 95.8 110

114 M1 ALICE 2 (M-1) 8-May-14 1835 163 1672 91.1 141

115 M1 ALICE 3 (M-1) 7-Mar-14 169 6 163 96.4 167

116 M1 ALICE 6 (M-1) 9-May-14 2223 245 1978 89.0 118

117 M1 ALICE 8 (M-1) 10-May-14 2001 166 1835 91.7 145

118 M1 ALICE 10H (M-1) 11-May-14 13381 361 13020 97.3 133

119 M1 ALICE 11H (M-1) 25-Apr-14 7444 521 6923 93.0 136

120 M1 ALICE 12 (M-1) 13-May-14 986 141 845 85.7 135

121 M1 ALICE 14H (M-1) 15-May-14 6324 310 6014 95.1 136

122 M1 ALICE 15H (M-1) 16-May-14 10333 207 10126 98.0 135

123 M1 ALICE 16H (M-1) 14-Apr-14 8078 557 7521 93.1 138

124 M1 ALICE 17H (M-1) 15-Apr-14 8994 171 8823 98.1 135

125 TS MARIANN 6 (T-SUP) 17-May-14 307 138 169 55.0 116

126 UI MARIANN 10 (U-INF) 28-Mar-14 241 194 47 19.4 216

127 Umed MARIANN 16 (U-MED) 26-Mar-14 278 93 185 66.4 65

128 TS MARIANN 17 (T-SUP) 1-Apr-14 176 176 0 0.2 114

129 M1 MARIANN 18 (M-1) 7-Apr-14 1483 93 1390 93.7 226

130 UI MARIANN 21 (U-INF) 9-Apr-14 665 181 484 72.8 105


132 US MARIANN 24 (U-SUP) 18-Apr-14 2207 66 2141 97.0 76



135 UI MARIANN 29 (U-INF) 12-Feb-14 413 107 306 74.2 168



138 TS MARIANN 32 (T-SUP) 2-Apr-14 123 100 23 18.7 370


140 TS MARIANN 34 (T-SUP) 18-Mar-14 142 70 72 50.9 143

141 US MARIANN 35 (U-SUP) 1-Apr-14 1517 226 1291 85.1 124


143 TS MARIANN 37 (T-SUP) 16-Dec-13 205 205 0 0.2 166

144 TI MARIANN 39 (T INF) 10-May-14 501 158 343 68.5 95

145 MARIANN SUR TS MARIANN SUR 3 (T SUP) 16-May-14 449 242 207 46.1 132

146 SHIRLEY BT SHIRLEY 1 (BASAL TENA) 1-Mar-13 1374 67 1307 95.1 75

147 UI CHORONGO 1 (U-INF) 17-May-14 770 231 539 70.0 87

148 UI CHORONGO 2 (U-INF) 9-May-14 535 79 456 85.2 101

149 M1 MARIANN 4A 4 (M-1) 12-Mar-14 3956 119 3837 97.0 176

150 TS MARIANN 4A-7 ST2 (T-SUP) 24-Apr-14 174 30 144 82.8 167

151 M1 MARIANN 4A 10 (M-1) 16-May-14 4320 264 4056 93.9 186

152 M1 MARIANN 4A 11 (M-1) 15-May-14 3901 164 3737 95.8 159

153 TS MARIANN 4A 14 (T-SUP) 23-Apr-14 75 74 1 0.8 162

MA

RA

INN

MA

RIA

NN

4A

CHORONGO

AL

ICE

MA

HO

GA

NY

72

Globalmente en el Bloque Tarapoa según los tipos de levantamiento

aplicados se puede apreciar en la siguiente Tabla 2.15.

Tabla 2. 15: Distribución global de sistemas de levantamiento artificial en el

Bloque Tarapoa.

Tipo de Sist. Artificial Número de pozos

ESP 132

ROD PUMPING 8

ESPCP 2

JP FLUIDO MOTRIZ 4

JP 7

Total de Sist. Artificiales 153


Existen 5 tipos de sistemas de levantamiento artificial operando en el Bloque

Tarapoa actualmente.

En la siguiente Tabla 2.16 se muestra la cantidad de pozos distribuidos en

los campos y el tipo de levantamiento aplicado.

Tabla 2. 16: Distribución de sistemas artificiales en el Bloque Tarapoa


ESPCP: Bombeo electrosumergible con cavidades progresivas

ROD PUMPING: Bombeo mecánico

ESP: Bombeo electrosumergible

FANNY DORINE SONIA ESPERANZA MAHOHANY ALICE MARIANN MARIANN SUR SHIRLEYCHORONGO MARIANI 4A

ESP 62 35 2 1 1 10 15 0 1 2 3

ROD PUMPING 3 1 0 0 3 1 0 0 0 0 0

ESPCP 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

JP FLUIDO MOTRIZ 0 1 0 0 0 0 3 0 0 0 0

JP 1 1 0 0 0 0 2 1 0 0 2

TOTAL 68 38 2 1 4 11 20 1 1 2 5 153

CAMPOS

SIST. ARTIFICIAL

TO

TA

L

73

JP: Bombeo Hidráulico con fluido motriz y facilidades de producción rentadas

para la inyección.

JP FLUIDO MOTRIZ: Bombeo hidráulico con fluido motriz sin facilidades de

producción rentadas se aprovecha las diferentes líneas con el fin de inyectar

el fluido motriz.

En la siguiente Figura 2.26 se puede observar que en campos como Fanny,

Dorinne, Alice, Mariani en su mayor parte operan con bombeo

electrosumergible.

Figura 2. 26: Distribución de sistemas artificiales en el Bloque Tarapoa por

campo.


En la siguiente Figura 2.27 se muestra el porcentaje aplicado de

levantamiento artificial en todo el Bloque Tarapoa.

FAN

NY

DO

RIN

E

SON

IA

ESP

ERA

NZA

MA

HO

HA

NY

ALI

CE

MA

RIA

NN

MA

RIA

NN

SU

R

SHIR

LEY

CH

OR

ON

GO

MA

RIA

NI 4

A

CAMPOS

JP

JP FLUIDO MOTRIZ

ESPCP

ROD PUMPING

ESP

74

Figura 2. 27: Porcentaje de Distribución de sistemas artificiales en el Bloque

Tarapoa


Se puede apreciar que el 86 % es operado con bombeo electrosumergible,

5% con bombeo mecánico, 1% con bombeo electrosumergible con cavidad

progresiva, 3% con JP fluido motriz y 5% con bombeo hidráulico JP.

En definitiva se entiende que el Bloque Tarapoa opera en su mayoría con

bombeo electrosumergible, este tipo de levantamiento contribuye a manejar

un gran caudal en superficie y se la puede utilizar en pozos muy profundos.

La Figura 2.28 siguiente muestra la producción de petróleo con respecto al

tipo de levantamiento en cada campo.

86%

5% 1% 3%

5%

PORCENTAJE DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL BLOQUE TARAPOA

ESP ROD PUMPING ESPCP JP FLUIDO MOTRIZ JP

75

Figura 2. 28: Producción de petróleo por campos acorde al sistema de

levantamiento artificial en el Bloque Tarapoa


Se observa en la Figura 2.29 que la producción de petróleo en la mayor

parte del Bloque Tarapoa es operado con bombeo electrosumergible y en su

mínima parte con bombeo mecánico y bombeo electrosumergible por

cavidad progresiva.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000FA

NN

Y

DO

RIN

NE

SON

IA

ESP

ERA

NZA

MA

HO

HA

NY

ALI

CE

MA

RIA

NI

MA

RIA

NI S

UR

SHIR

LEY

CH

OR

ON

GO

MA

RIA

NI 4

A

CAMPOS

Produccion de petróleo por campos acorde al sistema de levantamiento

JP

JP FLUIDO MOTRIZ

ESPCP

ROD PUMPING

ESP

76

Figura 2. 29: Porcentaje de producción de petróleo por campos acorde al

sistema de levantamiento artificial en el Bloque Tarapoa


La anterior Figura 2.29 demuestra que el 92% de la producción de petróleo

en todo el Bloque es operado con bombeo electrosumergible y en porcentaje

que no supera el 5% es operado con bombeo mecánico, bombeo

electrosumergible con cavidad progresiva, JP fluido motriz y bombeo

hidráulico JP.

En conclusión el Bloque Tarapoa tiene una producción diaria alrededor de

530,000 barriles de fluido por dia siendo aproximadamente 500,000 de agua

por dia y menos 35,000 barriles de petróleo por día representando que toda

92%

1% 1%

2%

4%

PRODUCCION DE PETROLEO SEGUN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN TODO EL BLOQUE

ESP

ROD PUMPING

ESPCP

JP FLUIDO MOTRIZ

JP

77

su producción en su mayor parte es operado con bombeo electrosumergible

y mínima parte con otros levantamientos.

La siguiente Figura 2.30 muestra la producción de agua debido en su mayor

parte al bombeo electrosumergible respectivamente a cada campo.

Figura 2. 30: Producción de agua por campos acorde al sistema de

levantamiento artificial en el Bloque Tarapoa


La siguiente Figura 2.31 ratifica lo anteriormente mencionado acerca de la

producción de agua por bombeo electrosumergible la cual representa el 99%

por este método mientras que los otros tipos de levantamiento representa

hasta el 1% en el Bloque Tarapoa.

-

20.000,00

40.000,00

60.000,00

80.000,00

100.000,00

120.000,00

140.000,00

160.000,00

180.000,00

200.000,00

FAN

NY

SON

IA

MA

HO

HA

NY

MA

RIA

NI

SHIR

LEY

MA

RIA

NI 4

A

CAMPOS

Produccion de agua por campos acorde al sistema de levantamiento

JP

JP FLUIDO MOTRIZ

ESPCP

ROD PUMPING

ESP

78

Figura 2. 31: Porcentaje de producción de agua por campos acorde al

sistema de levantamiento artificial en el Bloque Tarapoa.


En resumen el bloque Tarapoa tiene gran producción de agua debido a la

contribución de grandes fluidos que aporta el bombeo electrosumergible,

cabe recalcar que existen pozos inyectores de agua q ayudan a mantener la

presión del reservorio constante.

Este trabajo de titulación desarrollará la oportunidad de escoger pozos

acorde la producción de petróleo y corte de agua con el fin de cambiar el

levantamiento de bombeo electrosumergible a bombeo mecánico tomando

en cuenta la distribución, producción y estado actual de los pozos, de esta

forma se diseñara el sistema artificial por bombeo mecánico, el cual ayudara

a disminuir la cantidad de fluido a manejar en superficie manteniendo o

incrementando la producción de petróleo con respecto a el agua, igualmente

99%

0% 0% 0%

1%

Porcentaje de producción de agua con respecto al tipo de levantamiento

ESP

ROD PUMPING

ESPCP

JP FLUIDO MOTRIZ

JP

79

disminuirá costos energéticos debido al tipo de levantamiento operado

actualmente, brindará la oportunidad de reactivar pozos que han sido

apagados por alta producción de agua y el principal objetivo será

incrementar la producción de petróleo en el Bloque Tarapoa.

2.7 MEDICIONES DE CAMPO

2.7.1 PRESIÓN DE ENTRADA A LA BOMBA Y NIVEL DE FLUIDO

El nivel dinámico es la profundidad a la cual se encuentra la columna de

fluido producido por el yacimiento en el pozo, este nivel se encuentra en el

espacio anular, si mi nivel es alto, la unidad de bombeo a diseñar es más

pequeña por consiguiente genero menores cargas ya que el nivel de fluido

favorece a la optima eficiencia de la bomba. Referirse a la Figura 2.32.

El nivel se puede medir con el Ecómetro el cual mediante una onda de

sonido propagada en el peso da información de nivel de fluido, presión de

fondo de la bomba.

80

Figura 2. 32: Nivel dinámico y presión de fondo.


2.7.1.1 Presión de entrada a la bomba

La presión de entrada a la bomba es un parámetro que se debe conocer con

el fin de definir la capacidad productiva de mi pozo con referencia a la tasa

de producción deseada. Se entiende que si este valor es mínimo, mi

diferencial de presión será mayor por lo que se obtendrá mayor tasa de

producción.

2.7.1.2 Nivel estático (NE)

El NE es la altura de la columna de fluidos que balancea la presión del

yacimiento en un pozo que produce por levantamiento artificial, es decir, un

pozo donde el yacimiento no tiene suficiente energía para vencer las

presiones desde el fondo hasta el separador de la estación.

81

2.7.1.3 Nivel dinámico (N)

El Nivel Dinámico es la altura de los fluidos en el anular del pozo una vez

que la rata de producción se ha estabilizado.

Figura 2. 33: Comportamiento del Nivel dinámico y presión de fondo.


Los pozos en la actualidad operando con bombeo electrosumergible en el

Bloque Tarapoa tienen niveles de 1500 a 2500 pies, la cual es un valor a

favor para optimizar el bombeo mecánico, a su vez existe inyección de agua

en el Bloque por lo que la presión de yacimiento de la arena M1 se mantiene

constante por ser un empuje hidráulico activo, en definitiva el cambio de

bombeo electrosumergible a bombeo mecánico es factible con

asentamientos de la bomba hasta 6,000 pies con la finalidad de optimizar

costos y obtener el mejor rendimiento del ensamblaje de fondo.

82

2.7.2 ECÓMETRO

Es un detector acústico de nivel. El objeto es determinar donde se encuentra

el nivel de fluido, determinación de la presión de fondo del pozo,

aprovechando la diferencia de densidad entre el gas y el líquido que

contenga el pozo.

“Consiste en producir una onda acústica en el espacio anular del pozo

producida por la detonación de una carga explosiva en la superficie y

registrar las reflexiones acústicas en una carta. Se realiza un disparo de aire

comprimido CO2 en el espacio anular”. (Fuentes & Vargas, 2012).

Las ondas acústicas se reflejan en toda obstrucción o variación de la sección

en el espacio anular (cupla de la columna de la tubería, ancla, nivel de

fluido), además tiene velocidad de propagación constante. Al encontrar una

discontinuidad se produce un Eco.

Obtenida la señal de regreso en superficie, marcará en el gráfico una

deformación menor en cada cupla de la tubería y una deformación mayor

que indicará el cambio de medio por el que se transmite o sea el nivel del

fluido.

Se capta con un micrófono en un punto fijo el sonido correspondiente, al

disparo y a todos los ecos que se produzcan, se registra la señal captada

por el micrófono y a partir del registro se determina el nivel tanto estáticos

como dinámicos, es posible calcular los valores de las presiones de fondo

fluyente, que son útiles para el cálculo de la máxima tasa de producción

posible del pozo. Referirse a la Figura 2.34.

83

Figura 2. 34: Operación de Ecómetro y nivel

Fuente: (Galindo, 2004)

Este procedimiento considera muchos parámetros para garantizar la

precisión de la medición, los resultados son mostrados de una manera

gráfica. Referirse a la Figura 2.35.

Figura 2. 35: Ecómetro


84

La siguiente Tabla 2.17 muestra resultados de una prueba con Ecómetro

para el pozo Dorine 59 del yacimiento (M-1) del Bloque Tarapoa que opera

actualmente con bombeo electrosumergible.

Tabla 2. 17: Ejemplo de resultado de prueba con Ecómetro.

Well Date Sensor VSD Freq Echometer MD TVD Ptbg/Pcsg

psi Hz psi ft ft psi

Dorine-59

(M-1) 24-Jun-14 Phoenix 2224 45 2107.5 1862.84 1834.55 160 / 59


Ptb: Presión en la tubería, psi.

Pcsg: Presión del casing, psi.

TVD: Nivel de fluido en referencia con la profundidad vertical verdadera

(TVD), pies.

MD: Nivel de fluido en referencia con la profundidad media (MD), pies.

VSD: Presión de fondo que registra el sensor de la bomba

electrosumergible, psi.

Echometer psi: Presión de fondo que registra la prueba con Ecómetro, psi.

Como se puede notar en la Tabla 2.17 actualmente el pozo Dorine 59 está

operando con una bomba electrosumergible, el sensor registra una presión

de 2224 psi, en comparación con la prueba con Ecómetro, este registra una

presión de 2107.5 psi, la cual tiene una variación de 116.5 psi. El nivel de

fluido de interés en la profundidad vertical verdadera a 1834.55 ft. Este

resultado representa como lo mencionado antes que existe en la mayoría de

pozos seleccionados un nivel entre 1500 pies a 2500 pies, por lo que es un

parámetro a favor para cambiar a bombeo mecánico por lo que se puede

optimizar diferentes características con el fin de mantener o incrementar

producción de petróleo.

85

3 DISEÑO DEL EQUIPO DE BOMBEO MECÁNICO

3.1 INTRODUCCIÓN

El objetivo en el diseño de una instalación de bombeo mecánico es predecir

los requerimientos de cargas, potencias y contrabalance, así como también,

las relaciones de esfuerzo, torques y tasas de producción. Una vez que

estos parámetros son conocidos, se prosigue a la selección del equipo

apropiado para cumplir los requerimientos de operación.

Cuando se diseña un sistema de bombeo mecánico se intenta determinar el

equipo, emboladas por minuto y longitud de la carrera requerida para

obtener la producción deseada al más bajo costo posible en otras palabras

con el correcto diseño se optimiza costos.

“Es importante determinar la prioridad de diseño con el fin de conocer si se

requiere una configuración para la máxima producción de fluidos, o si se

necesita una configuración con el óptimo consumo de energía. Esto es

válido cuando los costos de energía afectan de manera sensible la

rentabilidad del proyecto”. (PDVSA, 2002).

Si la máxima prioridad radica en reducir los costos de energía, se puede

utilizar bombas más grandes y velocidades de bombeo menor, pero bombas

más grandes incrementan las cargas en las varillas y torques en la caja de

engranaje, por lo tanto se requiere de unidades de bombeo más grande, por

consiguiente incide en los costos de inversión. En cambio, si se quiere

utilizar bombas de menor dimensión, pero con igual producción, es

necesario aumentar la velocidad y la carrera de bombeo, esto incrementa el

consumo de energía pero podría reducir el requerimiento del tamaño de la

unidad de bombeo. Básicamente se tiene mantiene una relación

dependiente entre eficiencia, carga en la varillas y el tamaño de la unidad de

bombeo

86

3.1.1 NORMA API – RP 11L

“En 1954, un grupo de productores y fabricantes delega a un grupo en el

“Midwest Research Institute” para entender más acerca del complejo

comportamiento de los sistemas de bombeo mecánico. La API publicó el

resultado de este estudio en 1967 como “Recommended Practice 11L”.

Desde su aparición, la API RP- 11L se ha convertido en el método de diseño

más popular, sin embargo, el método tiene muchas limitaciones debido a las

suposiciones realizadas cuando fue desarrollado”. (PDVSA, 2002).

La norma API-RP-11L (Recommended Practice for design calculation for

Sucker Rod Pumping Systems) fue publicada por primera vez en el año de

1967, actualizada en 1988 y reafirmada en el año 2000. Este método utiliza

correlaciones con variables adimensionales para la optimización de los

parámetros de diseño.

Este método se basó en el uso de un computador para simular las

condiciones de bombeo para luego generar cartas dinagráficas de fondo y

de superficie.

La API incorporó ciertas asunciones y limitaciones:

Llenado completo de la bomba de subsuelo (sin interferencia de gas o

golpe de fluido)

Varillas de acero con diseño API.

Unidades de bombeo de geometría convencional.

Poco deslizamiento del motor.

Unidad perfectamente balanceada.

No debe existir grandes efectos de fricción o aceleración del fluido.

No hay efectos por aceleración del fluido.

Tubería de producción no anclada.

Profundidades mayores a 2000 pies.

87

Los parámetros de interés en la técnica API son mostrados en la siguiente

Figura 3.1.

Figura 3. 1: Parámetros de la Norma API 11L

Fuente: (PDVSA, 2002)

3.2 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO

En primer lugar se debe recolectar de datos, éstos pueden ser de una

instalación existente o de datos calculados. Por consiguiente se realiza el

cálculo de los parámetros adimensionales independientes, luego utilizando

las gráficas de diseño API, se debe obtener los parámetros adimensionales

dependientes. A partir de los parámetros adimensionales dependientes, se

determina los parámetros operacionales del sistema. A continuación se

muestra en la Figura 3.2 la cual sugiere el procedimiento a calcular.

88

Figura 3. 2: Diagrama de flujo de procedimiento de diseño de bombeo

mecánico.


89

A continuación se realizara un ejemplo de diseño del cambio de sistema de

bombeo electrosumergible a bombeo mecánico, se detallarán asunciones

con el fin de obtener una producción de fluido óptima con respecto al

funcionamiento del sistema de bombeo mecánico.

Después se analizar la producción óptima de fluido mediante la capacidad

productiva del yacimiento se procede a realizar el diseño, se debe recopilar

la información mediante pruebas de producción y pruebas con ecómetro

Información respecto al pozo y al fluido Dorine-39 (Yacimiento M-1)

para el diseño de bombeo mecánico.

Pozo:

Profundidad de la bomba (L): 5000 pies

Diámetro de tubería (Dt): 3.5 pulg

Diámetro del pistón de la bomba (Dp): 2.75 pulg.

Emboladas por minuto (N): 9

Longitud de la carrera de la barra pulida (S): 120 pulg.

Combinación de sarta de varillas: 56.5%-7/8”;43.5%-3/4” – RODO 76

Nivel de fluido (H): 1293 pies

Presión del yacimiento (Pr): 2800 psi

Presión de la tubería (Ptb): 90 psi

Presión del casing (Pcsg): 49 psi.

Fluido:

°API: 22.5

BSW %: 98.9

G: 0.999

El diámetro de la bomba es seleccionado de 2.75 pulgadas, bajas

emboladas por minuto y carreras largas de la barra lisa con el fin obtener la

máxima producción, para carreras de la barra pulida o lisa mayores a 74

90

pulgadas se recomienda usar diámetros de pistones hasta 2.75 pulgadas

con niveles de fluido entre 2000 y 3000 pies con el fin de obtener una

eficiencia de la bomba mayor al 80% tomando en cuenta la profundidad

máxima de asentamiento de la bomba. Referirse a la Tabla 2.4 y 2.5 del

capítulo de la selección de la bomba.

La velocidad de bombeo es una variable importante en el diseño que puede

significativamente afectar la eficiencia y las cargas del sistema de bombeo

mecánico. Velocidades de bombeo altas representa más desgaste del

equipo y en eficiencias bajas del sistema. Velocidades de bombeo bajas

pueden también causar problemas tales como lubricación inadecuada de la

caja de engranaje y más tiempo para que ocurra el escurrimiento de fluido a

través de pistón. De acuerdo a ciertos fabricantes si la velocidad de bombeo

es menor que 5 spm, se debe usar un juego de lubricadores en los

engranaje de baja velocidad para asegurar la lubricación apropiada.

Calcular la producción deseada o teórica de la bomba (PD) con la

Ecuación 3.1:

(3. 1)

Donde:

PD: Producción deseada, BFPD

S: Longitud o carrera de la barra pulida, pulg.

N: Velocidad de bombeo, spm.

Dp: Diámetro del pistón. pulg.

Se desarrolla el cálculo:

91

La producción deseada o teórica de la bomba es 952 barriles de fluido por

día con una eficiencia volumétrica (Ep) del 100% sin embargo no es un dato

real debido a que la eficiencia volumétrica es menor a 1 por los siguientes

factores:

- Efecto de escurrimiento

- Formación de una capa de gas en la superficie del líquido

- La liberación de gas es un factor muy significativo en la estimación de la

eficiencia volumétrica, ya que por ejemplo: en pozos con alta relación gas

–líquido se tienen eficiencias muy bajas, del 25% al 50%, en aquellos

pozos donde existe una buena separación del gas de formación se

tendrán eficiencias del 50% al 70%, en pozos con una buena separación

y buena sumergencia de la bomba las eficiencias serán del orden del

70% al 80% y para pozos sin gas pero con un alto nivel de fluido las

eficiencias volumétricas pueden aproximarse al 100%.

Mediante Tabla 2 del Anexo A definimos los factores de acuerdo al

diámetro de pistón y combinación:

Peso de varillas por pie (Wr): 1.967 lb/pie

Constante elástica de las varillas (Er): 0.000000751 pulg/lb-pie

Factor de frecuencia (Fc): 1.094

Constante elástica de la tubería de producción (Et): 0.000000154 pulg/lb-pie

Se debe tomar en cuenta que para la elección de la combinación de sarta de

varillas a medida que incrementa el ROD (Distribución de sartas de varillas),

el peso de varillas por pie (Wr) es un promedio por unidad del total de la

sarta de varillas e incrementa también, debido a que la Norma API 11L

recomienda usar un sarta de varillas de combinados diámetros a medida que

incrementa la profundidad por el aumento de cargas, por lo que a 3000 pies

hasta 5000 pies de asentamiento de la bomba es preferible usar un ROD 76.

92

Se entiende que la constante elástica de la sarta de varillas es debido a la

acción de las válvulas dado que las válvulas viajera y fija, abren y cierran

durante el ciclo de bombeo, la carga del fluido es transferida

alternativamente de la tubería a la sarta de varillas, lo que ocasiona

deformaciones elásticas periódicas. Durante la carrera descendente, cuando

la válvula fija está cerrada y la válvula viajera está abierta, la carga del fluido

está sobre la tubería, lo que provoca una cierta elongación en este miembro,

en cambio, al inicio de la carrera ascendente, cuando la válvula viajera está

cerrada y la válvula fija está abierta, se origina una elongación en las varillas.

Calcular variables adimensionales independientes.

Calcular la carga diferencial del fluido sobre el área total del émbolo (Fo)

con la siguiente Ecuación 3.2:

(3. 2)

Donde:

Fo: Carga de fluidos sobre el pistón, lbs.

G: Gravedad específica del fluido

Dp: Diámetro del pistón, pulg.

H: Nivel de fluido desde la superficie, pies.


Esta es la carga de fluido que se ejerce sobre la varilla pulida, únicamente

en la carrera ascendente.

La carga de fluido sobre la bomba (Fo), depende de la gravedad específica

del fluido (G) propiamente dicho, la profundidad de levantamiento (H) y el

diámetro del pistón (Dp). La información del pozo indica que la bomba está

93

instalada en el fondo, a los 5000 pies y el nivel de fluido esta a 1293 por lo

tanto la sumergencia (FOP) de la bomba en el fluido es la diferencia entre la

profundidad de asentamiento de la bomba y el nivel de fluido se obtiene con

la Ecuación 3.3:

(3. 3)

Donde:

FOP: Sumergencia de la bomba, pies.

L: profundidad de la bomba, pies.

H: Nivel de fluido desde la superficie, pies.


Con el fin de determinar la presión provocada por el nivel de fluido (Pwf’)

donde se encuentra sumergida a la bomba y levantamiento neto (FL) se

realiza el primer cálculo de (Pwf’) con la Ecuación 3.4:

(3. 4)

Donde:

Pwf’ = Pi: Es la presión de provocada por la sumergencia donde se ubica la

bomba, psi.

Gc: Gravedad específica del fluido en el casing (Se considera que el mismo

fluido que se encuentra en la tubería esta en el casing también).

Pcsg: Presión en el casing, psi

FOP: Sumergencia de la bomba, pies


94

La presión de entrada de la bomba, es un parámetro esencial con el fin de

entender cuanto fluido ingresa a la bomba en referencia a la capacidad de

producción es decir si minimizo la presión de fondo de entrada de la bomba,

debido al aumento de la velocidad de bombeo, genero mayor tasa de

producción, sin embargo hay que considerar las características del diseño de

bombeo mecánico para obtener una buena eficiencia de la bomba, debido a

esto podemos decir que con una presión de entrada de bomba de 1622,02

psi y una velocidad de bombeo de 9 spm producen 952 BFPF con una

eficiencia de la bomba del 100 %. Otra forma de obtener la presión es

mediante el Índice de productividad constante con los datos de la presión de

reservorio (Pr) y la producción de fluidos actuales. (BFPD).

Se entiende que el levantamiento neto (FL) será menor de 5000 pies por lo

que el nivel favorece al diseño de bombeo mecánico, reduciendo cargas y

por lo tanto la unidad de bombeo será más pequeña por consiguiente menos

costosa. Por consiguiente se obtiene el levantamiento neto de fluido con la

Ecuación 3.5.

(3. 5)

Donde:

FL: Levantamiento neto o el nivel de fluido desde la superficie, pies


Este valor de 1293 pies quiere decir la profundidad que tendrá que levantar

la bomba en pies hasta la superficie, debido al nivel de fluido este favorece

a la reducción de las cargas en las varillas por lo que el torque máximo

disminuye.

Calcular la constante elástica para el total de la sarta de varillas (1/Kr):

95

Las propiedades de estiramiento total de la sarta de varillas, están

relacionadas con su constante Kr, cuyo recíproco es la Ecuación 3.6:

(3. 6)

Donde:

1/Kr: Constante elástica para el total de la sarta de varillas, pulg/lb.

Er: Constante elástica de la sarta de varillas, pulg/lb-pie.

L: Profundidad de la bomba, pies.


Esto significa que los 5,000 pies de varillas se estirarán 0.004 pulgadas por

cada libra aplicada sobre ella.

Calcular las libras de carga necesaria para alargar el total de la sarta de

varillas una cantidad igual a la carrera de la barra pulida (SKr) con la

Ecuación 3.7.

(3. 7)

Donde:

S: Longitu de la barra pulida, pulg.

1/Kr: Constante elástica para el total de la sarta de varillas, pulg/lb.

Skr: Libras de carga necesaria para alargar el total de la sarta de varillas una

cantidad igual a la carrera de la barra pulida, lbs.


96

Calcular el estiramiento de las varillas adimensional, es una de las

relaciones claves para determinar una carta dinagráfia parecida con la

Ecuación 3.8.

(3. 8)

Donde:




Fo/Skr: Estiramiento de las varillas adimensional


Esto quiere decir, que los 5000 pies de varillas se estirarán alrededor del

10,4 % de la carrera de superficie, cuando levanta 3,321.658 lbs de carga de

fluido.

Calcular la relación de velocidad de bombeo adimensional (N/No). Este

factor es el coeficiente entre la velocidad de bombeo y la frecuencia

natural de las varillas de un solo diámetro. Esta última, es la

frecuencia mediante la cual, la sarta de varillas vibrará sin fricción, y si

estuviera fija en tope y libre en el fondo. Aplicando la siguiente Ecuación

3.9.

(3. 9)

97

Donde:


L: Profundidad de asentamiento de la bomba, pies.

No: ciclos por minuto o vibraciones por minuto de la sarta de varillas de un

solo diámetro, cpm.

N/No: Relación de velocidad de bombeo adimensional


Calcular la relación de velocidad de bombeo adimensional (N/No’). Este

factor es el coeficiente entre la velocidad de bombeo y la frecuencia

natural de las varillas de diámetros combinados. Esta última, es la

frecuencia mediante la cual, la sarta de varillas vibrará sin fricción, y si

estuviera fija en tope y libre en el fondo. Aplicando la siguiente Ecuación

3.10.

(3. 10)

Donde:



No: ciclos por minuto o vibraciones por minuto de la sarta de varillas de

diámetros combinados, cpm.

N/No: Relación de velocidad de bombeo adimensional

Fc: Factor de frecuencia.


98

Donde:

cpm: ciclos por minuto o vibraciones por minuto

El valor 1.094 es el factor de corrección de frecuencia (Fc) obtenido de la

Tabla 2 del Anexo A, el cual depende del diseño de varillas. Es importante

destacar que el factor de frecuencia natural de una sarta combinada es

mayor que una de un solo diámetro de igual longitud; es decir, Fc es mayor

que uno (1) cuando se utiliza combinación de diámetros de varillas.

Para el ejemplo, significa que, la sarta utilizada vibrará naturalmente (si no

existe fricción) a razón de 49 ciclos/minuto si está fija en el tope y libre en el

fondo.

En definitiva se entiende que la relación de bombeo (N/No') significa que la

velocidad de 9 spm es el 16.8 % de la frecuencia natural de la sarta

combinada de 49 cpm.

En general, mientras mayor sea el valor Fo/SKr y menor el N/No, mayor

será la elongación de la sarta y menor será la carrera real, efectiva o neta

del pistón Sp, por lo tanto menor eficiencia de la bomba.

No’ generalmente es mayor a 30 vibraciones por minuto o mayor, la

velocidad de bombeo rara vez es mayor a 20 spm por lo que el valor N/No’

varia entre 0,0 y 0,6

Se entiende que, altos valores de N/No reducen la eficiencia del sistema y

pueden causar problemas en la sarta de varillas.

La combinación de Fo/SKr y N/No determina la posibilidad de que la sarta

muestre “sobreviaje” o “bajoviaje” del pistón de la bomba.

99

Un “sobreviaje” puede ser beneficiosa para la tasa de producción pero es

perjudicial para la integridad de la sarta de varillas, al contrario un “bajoviaje”

indica una carrera efectiva del pistón menor que la del balancín.

Con el fin de evitar una “sobreviaje” o un “bajoviaje”, debemos restringir lo

siguiente:

No/No' < 0.35 y Fo/Skr < 0.5

Las unidades convencionales tienden a generar “bajoviaje” mientras que las

de tipo Mark II o de aire generan “sobreviaje”.

Calcular la constante elástica para la tubería de producción no anclada

(1/Kt) con la Ecuación 3.11:

(3. 11)

Donde:

1/Kt: Constante elástica para el total de la tubería de producción, pulg/lb.

Et: Constante elástica de la tubería de producción, pulg/lb-pie.

L: Profundidad de la bomba, pies.


Esto significa que los 5,000 pies de tubería de producción se estirarán

0.000777 pulgadas por cada libra aplicada sobre ella. Es decir la tubería de

3,5 pulgadas, es una tubería pesada y con mucha dureza la cual a 5000 pies

su constante elástica se ve grandemente disminuida a comparación si se

usara tubería de menor diámetro por lo que su constante de elasticidad es

mayor.

100

Al igual que la constante de la sarta de varillas a medida que aumenta la

profundidad, la constante de sarta de varillas va disminuyendo debido a que

su peso incrementa, por lo que su material debe ser más resistente a

mayores profundidades esto se puede apreciar en la Tabla 2 del Anexo A.

Se entiende que (1/Kt) es la constante para tubería desanclada, es decir no

existe anclaje de fondo. Por experiencia de la empresa operadora en diseño

y operación de bombeo mecánico se toma en cuenta que a profundidades

de asentamiento de la bomba hasta 3000 pies no se recomienda anclar la

bomba y a mayores profundidades de 5000 pies, si se recomienda anclar la

tubería. Esta recomendación es relativa en cuanto a la decisión del

diseñador de bombeo mecánico. Para este ejemplo se propondrá no anclar

la tubería a 5000 pies.

Sin embargo si es necesario considerar una tubería anclada los cálculos se

efectuarán de la misma forma que con la tubería de producción no anclada,

pero con la consideración de que la constante elástica de la tubería de

producción es (1/Kt = 0.0) Por consiguiente la constante elástica, debido a

que se considera que la tubería permanece integra cuando soporta la carga

de los fluidos por la tanto, es cero, la mayoría de los cálculos que se

realizaron para la tubería de producción desanclada no cambian, los únicos

valores que cambian son la carrera efectiva del émbolo (Sp) y el

desplazamiento teórico de la bomba (PD real)

Calcular el desplazamiento real de la bomba (PD real) mediante la Figura

2 del Anexo A se obtiene el valor para el factor de corrección de la

carrera efectiva del pistón (Sp/S), se utilizan en las graficas los valores

anteriormente calculados (N/No’ y F0/SKr):

(3. 12)

101

Donde:

Sp: Longitud de carrera efectiva del pistón, pulg

S: Longitud de la carrera de la barra pulida, pulg

Sp/S: Factor de corrección de la carrera efectiva del pistón adimensional.

Hay que tomar en cuenta si:

Sp/S < 1: Indica un viaje menor de la bomba debido a la elongación

Sp/S > 1: Indica un sobre viaje en la bomba

Sp/S = 0.94 (Tomado de la Figura 2 del Anexo A)

Utilizando este valor podemos calcular la carrea efectiva del pistón (Sp) con

la Ecuación 3.13:

(3. 13)

Donde:



Sp/S: Factor de corrección de la carrera efectiva del pistón adimensional.

1/Kt: Constante elástica para el total de la tubería de producción, pulg/lb.



Este valor quiere decir que la longitud de carrera de la barra pulida en

superficie es mayor a la carrera efectiva del pistón en subsuelo debido a

diferentes factores como la fricción.

La carrera efectiva del émbolo, es la carrera de la barra pulida disminuida

por los efectos de elongación en las varillas y la tubería, debido a la carga

102

del fluido e incrementada por el efecto de la sobrecarga del émbolo como

resultado de la aceleración.

Se puede calcular la carrera efectiva del pistón (Sp) se obtiene restando la

longitud de carrera de la barra lisa menos el estiramiento (Fo/SKr). Así:

(3. 14)

Donde:


Fo/Skr: Estiramiento de las varillas adimensional


Como se puede notar este valor no difiere mucho del valor calculado por

medio de la Figura 2 del Anexo A anteriormente calculado debido que

pueden existir errores visuales al momento de la interpolación.

Se entiende que la carrera efectiva del pistón disminuye debido a que los

5000 pies se estiran el 10.8% de la carrera de la barra pulida de superficie,

cuando levanta 3,459.422 lbs de carga de fluido. Las elongaciones de la

sarta de varillas se debe a que en la carrera ascendente levanta su peso y el

peso de la carga de fluidos, en cambio en la carrera descendente la tubería

de producción es la que soporta la carga de fluidos por lo tanto esta adquiere

elongaciones y la sarta de varillas no.

Calcular la producción real (PDr) con la Ecuación 3.15:

(3. 15)

Donde

PDr: Tasa de producción real de la bomba, BFPD

103



Dp: Diámetro del pistón. pulg.


La tasa de producción real depende de la velocidad de bombeo, diámetro del

pistón y de la carrera efectiva del pistón. Por consiguiente el recorrido del

pistón de la bomba depende d la profundidad de la bomba, diseño y material

de la sarta de varillas, velocidad de bombeo y tipo de unidad de bombeo.

La tasa de producción manejada en cada carrera del émbolo no depende de

la longitud de carrera de la barra pulida, sino de un movimiento relativo del

émbolo en el barril de trabajo. Este movimiento es conocido como carrera

efectiva del émbolo y difiere significativamente de la carrera de la barra

pulida. Esta diferencia se debe a las constates elástica o llamadas también

elongaciones en la varilla (Er) y en la tubería (Et),

Calcular la eficiencia volumétrica de la bomba (Ep) con la Ecuación

3.15.1.

(3.15.1)


Se observa que se tiene una eficiencia del 91,2 % por lo que el diseño

satisface las características del fluido y condiciones del pozo para trabajar

óptimamente y eficientemente sin generar problemas por gas, golpe de

fluido, etc.

104

Según la designación de bombas mecánicas se puede seleccionar la

siguiente bomba. Referirse a la Tabla 2.6:

30 – 275TW -16 -4 (120”)

Las bombas de tubería se usan en pozos no tan profundos y con altas tasas

de producción su desventaja radica en que si se desea reparar se necesita

sacar toda la sarta de producción ya que forma parte de esta, pero su

compactación y construcción fuerte no genera problemas con cargas debido

a la alta producción, se la puede usar en pozo con producción arena sin

anclaje mecánico y con un barril de pared gruesa debido a la corrosión por

ácido sulfhídrico, el cual se tiene en todo el Bloque Tarapoa.

La longitud del pistón varía entre 6 y 12 pulgadas por cada 1000 pies de

profundidad de la bomba, esto depende de la viscosidad del fluido,

temperatura de fondo, diámetro del pistón y espacio libre entre el pistón y el

barril.

Se recomienda si se utiliza un pistón de 8 pulgadas por cada 1000 pies,

entonces a un pozo de 6000 pies se necesitara un pistón de 4 pies. Se

considera que no se utilicen extensiones en la selección de la bomba.

Calcular el peso total de la sarta de varillas en el aire (W) con la Ecuación

3.16.

(3. 16)

Donde:

Wr: Peso de las varillas por pié, representa en peso promedio de la

combinación de diámetros de la sarta de varillas por unidad de longitud,

lb/pie.

W: Peso total de la sarta de varillas en el aire, lbs.


105


Este valor representa el peso total de todas las varillas en el aire.

Debido a que la sarta de varillas está sumergida en un fluido con gravedad

específica de 0.989, su peso será menor debido a la flotabilidad.

La flotabilidad es definida según Arquimides el cual dice “Todo cuerpo total o

parcialmente sumergido en un fluido recibe un empuje vertical ascendente

con una fuerza de flotación que es igual al peso del fluido desalojado por

dicho cuerpo”. A continuación se muestra la Ecuación 3.17 para el cálculo

del peso total de las varillas en flotación (Wrf).

(3. 17

Donde:

Wrf: Peso total de las varillas en flotación, lbs.

W: Peso total de la sarta de varillas en el aire, lbs.

G: Gravedad específica del fluido.


Calcular la relación peso promedio de las varillas en el fluido sobre libras

de cargas necesaria para alargar la sarta de varillas a una cantidad igual

a la longitud de la barra pulida (Wrf/SKr) con la Ecuación 3.18:

(3. 18)

Donde:

Wrf: Peso total de las varillas en flotación, lbs.

106




Este valor está relacionado con el factor de corrección del torque máximo así

que originalmente, cuando el computador fue utilizado para generar cartas

dinagráficas calculadas, el peso específico de las varillas en flotación (Wrf)

fue estimado y graficado para valores de (Wrf/SKr) = 0,3. Si el fluido del

pozo bajo análisis es diferente a ésta relación, es necesario hacer una

corrección al torque calculado.

Como (Wrf/SKr) es diferente a 0,3 se utiliza la Figura 6 del Anexo A para

realizar la corrección respectiva al torque calculado. Más adelante se

detallará el cálculo respectivo para el ejemplo.

Calcular parámetros adimensionales dependientes, utilizando las

Figuras 1, 3, 4, 5, 6 del Anexo A respectivamente para el diseño API de

bombeo mecánico y con los valores anteriormente calculados (Fo/SKr;

N/No y N/No’) determinar:

Por consiguiente utilizando estos parámetros adimensionales dependientes,

se determinara los parámetros operacionales del sistema.

CARGA MÁXIMA SOBRE LA BARRA PULIDA (PPRL)

107

Mediante la Figura 1 del Anexo A determinar:

(3. 19)

Donde:

: Factor Carga máxima sobre la barra pulida.

Se obtiene:

De modo que para calcular la carga máxima sobre la barra pulida (PPRL)

con la Ecuación 3.20 es:

(3. 20)


Esto significa que la máxima carga sobre la estructura o viga de la unidad

será 15,288.30 Lbs, y esto determina las especificaciones de carga de la

unidad de bombeo. La selección, bien podría ser, un balancín con una

capacidad estructural de 21,3 MLbs y trabajaría en 71% %. Pero, en ningún

caso, se debería utilizar uno con capacidad 14.3 MLbs, porque estaría

sobrecargado.

En la Figura 1 del Anexo A toma en cuenta el efecto armónico de la sarta de

varillas, así como los efectos normales de aceleración.

El método API no introduce ningún factor para tomar en cuenta las unidades

de geometría especial

108

CARGA MÍNIMA SOBRE LA BARRA PULIDA (MPRL)


(3. 21)

Donde:

: Factor de Carga mínima sobre la barra pulida.

Se obtiene:

En la Figura 3 del Anexo A se toma en cuenta el efecto armónico de la sarta

de varillas, asi como los efectos normales de aceleración.

De modo que para calcular la carga mínima sobre la barra pulida (MPRL) se

usa la Ecuación 3.22 es:

(3. 22)


La importancia del cálculo de ésta carga mínima es la siguiente:

El rango entre las cargas máximas y mínimas en la barra pulida,

gobiernan los límites de esfuerzos impuestos sobre la sarta de

varillas, y son factores claves en la fatiga y vida útil de la misma.

El límite elástico no puede ser usado convencionalmente, sin

embargo, puede ser usado como un criterio para establecer el

esfuerzo de tensión máximo de trabajo permisible de la sarta,

109

entonces se repite el ciclo de transmisión de esfuerzo de cargas en

las varillas dando como resultado la fatiga y falla de las mismas, lo

cual ocurre generalmente abajo del límite elástico. El límite elástico

es el esfuerzo de tensión aplicado provocado por la deformación

(elongación) de la sarta; el esfuerzo de tensión al cual esta falla

ocurre es cuando el material llega a su límite elástico.

Para el acero, el límite de duración puede ser tomado como un

máximo esfuerzo de tensión, el cual permite 10’000,000 (diez

millones) de inversiones antes de que falle el material. El límite de

duración de la sarta depende de:

o Los componentes que presenta el acero (carbón, manganeso,

silicón, níquel, cromo y molibdeno).

o Los agentes corrosivos que se presentan en los fluidos del

pozo (ácido sulfhídrico, bióxido de carbono, oxígeno).

o El rango de esfuerzos de tensión en las varillas.

TORQUE MÁXIMO (PT)


(3. 23)

Donde:

: Factor: Torque máximo.

Se obtiene:

Recordando que es necesario el factor de corrección del torque máximo

(Ta), se procede a realizar el siguiente análisis.

Como:

110

Wrf/Skr es diferente a 0.3, se utiliza la Figura 6 del Anexo A, para realizar la

corrección respectiva. Caso contrario si Wrf/Skr es igual a 0.3, el factor de

corrección del torque máximo (Ta =1)

%X Leído = 0.07 (Figura 6 del Anexo A)

Se calcula el Factor de corrección de torque máximo (Ta) con la Ecuación

3.24:

(3. 24)

Donde:

Ta: Factor de corrección de torque máximo, adimensional.


De modo que para calcular el torque máximo (PT) con la Ecuación 3.25:

(3. 25)

Donde:

PT: Torque máximo, lbs-pulg.


111

Este valor es el torque máximo en la caja de engranajes y significa que una

caja de engranajes con capacidad de 228 MLbspulgs estaría sobrecargada

bajo estas condiciones; en cambio, una de 320 MLbs-pulgs no lo estaría y

trabajaría en un 93% de su capacidad máxima.

POTENCIA DE LA BARRA PULIDA (FPRHP)


(3. 26)

Donde:

: Factor Potencia de la barra pulida.

Se obtiene:

De modo que para calcular la potencia de la barra pulida (FRHP) con la

Ecuación 3.27 es:

(3. 27)

Donde:

FPRHP: Potencia de la barra pulida, HP.


Este valor representa la potencia necesaria para mover las cargas del pozo

soportadas por la barra pulida, es de 12,22 HP. Pero, el motor debe tener

una capacidad o potencia mayor de 12,22 HP, debido a las cargas cíclicas

112

del motor, pérdidas mecánicas en la caja de engranajes y estructura de la

unidad de bombeo.

Probablemente, un motor con una potencia doble a la calculada será el

adecuado. Entonces, Potencia del motor requerido = 2 x 12,22 = 24,44 HP.

CONTRAPESO REQUERIDO (CBE)

Por último se debe calcular el contrapeso requerido con la Ecuación 3.28:

(3. 28)

Donde:

CBE: Contrapeso requerido, lbs.


En principio, 10,852.36 lbs de contrabalance efectivo en la barra pulida debe

balancear la unidad, de tal manera que, el torque máximo en la carrera

ascendente sea igual al de la carrera descendente. Este valor de

contrabalance es equivalente a

Se selecciona la unidad de bombeo mecánico siguiente, referirse a la Figura

2.4 para la selección:

C – 320D – 213 – 120

113

3.2.1 MÉTODO API MODIFICADO

Ciertos fabricantes de las unidades de bombeo han modificado la API 11L

con el objetivo de determinar el diseño con Unidades MARK II, Unidades

Balanceadas por Aire, y otras Unidades por lo cual permiten el uso de otro

tipo de varillas NO API, esta modificación permite ampliar el rango a pozos

profundos. Las modificaciones usan constantes empíricas con el fin de

cambiar las ecuaciones originales.

a) Unidades balanceadas por aire

(3. 29)

(3. 30)

(3. 31)

b) Unidades MARK II

(3. 32)

(3. 33)

(3. 34)

(3. 35)

3.3 MÉTODO DE LA ECUACIÓN DE ONDA

Mientras se desarrollaban las Practicas Recomendadas 11L de la API, el Dr.

Sam Gibbs desarrolló un método de diseño más sofisticado usando un

modelo matemático basado en la ecuación de onda. Este método requiere el

uso de computadoras para resolver el modelo de la ecuación de onda para

una sarta de varilla. Este método no tiene las limitaciones del API RP 11L,

114

sin embargo, debido a su complejidad no goza de tanta popularidad como la

API RP 11L. Hoy en día el uso de computadoras ha aumentado y muchas

compañías de petróleo, de servicios y universidades han desarrollado sus

propios métodos de solución para resolver las ecuaciones de ondas.

3.3.1 CARGA EN LAS VARILLAS

“La carga en las varillas depende del nivel de fluido, tamaño del pistón de la

bomba velocidad de bombeo, longitud de la carrera del pistón y material de

las varillas. A 10 golpes por minuto, una sarta de varillas está sujeta a

14.400 reversiones de tensión en 24 horas o 5.256.000 reversiones de

tensión al año. Es por esto que la sarta de varillas es usualmente la parte

más débil del sistema de bombeo”. (Martinez, 2001).

Para reducir el número de reversiones de tensión se recomiendan largas

carreras de la barra pulida y baja velocidad de bombeo. Además, la sarta

debe estar diseñada apropiadamente de manera que las tensiones sean

iguales en el tope de cada sección. La mayoría de las varillas de succión (un

90%) usadas hoy en día son de acero el resto son mezclas de fibra de vidrio

y acero. La selección y el diseño de la sarta de varillas dependen de la

profundidad de la bomba, condiciones del pozo, tasa de producción deseada

y problemas de corrosión.

El comportamiento de la sarta de varillas tiene un efecto significativo en la

eficiencia de levantamiento de fluidos. Por consiguiente su diseño correcto

asegura una eficiente y optima operación.

El análisis de tensión en las varillas permite verificar que la tensión no sea

mayor a la permitida en base al tipo de varilla escogida.

Las posibles cargas que soportan las varillas durante el ciclo de bombeo a

cualquier profundidad, pueden clasificarse en:

115

Peso de las varillas: Esta fuerza está distribuida a lo largo de la sarta. En

cada sección, esta carga es igual al peso de las varillas que se

encuentran por debajo de dicha sección. Esta carga es positiva tanto en la

carrera ascendente como en la descendente.

Fuerzas de flotación: Esta fuerza es opuesta al peso de las varillas y es

debido a la fuerza que ejerce el fluido sobre la varilla cuando es

sumergida.

Carga del fluido: Esta fuerza es debido al fluido manejado en la carrera

ascendente. Esta carga es positiva.

Fuerzas dinámicas: Estas cargas son el resultado de cambios de

aceleración y de movimiento durante el ciclo de bombeo.

Fuerzas de fricción: estas fuerzas son de dos tipos, fricción por el fluido y

fricción mecánica.

Revisando estas fuerzas durante un ciclo completo se observa que la sarta

de varilla está expuesta a cargas cíclicas. Aunque la varilla superior esta

siempre en tensión, el nivel de tensión se incrementa considerablemente

durante la carrera ascendente, debido al peso del fluido levantado, las

fuerzas dinámicas y las fuerzas de fricción. Durante la carrera descendente

la carga consiste solamente en el peso de la sarta de varillas en flotación. Es

debido a esto que la sarta de varillas debe ser diseñada con resistencia a la

fatiga.

Según el modelo de Gibbs la siguiente Figura 3.2 muestra la sección de una

sarta de cabillas con una sección transversal uniforme, A y de longitud L. Los

ejes coordenados x y u están dirigidos hacia abajo y representan la distancia

axial y el desplazamiento de la varilla a lo largo de la sarta respectivamente.

116

Con el fin de encontrar la ecuación que gobierna el movimiento de la sarta,

es necesario realizar un balance de fuerzas a un elemento diferencial de la

varilla. Como se muestra en la figura, las siguientes fuerzas actúan sobre el

elemento diferencial.

Figura 3.2: Balance de fuerza en un elemento diferencial de varillas.

Fuente: Diseño de instalaciones por bombeo mecánico. PDVSA

W: Peso sumergido del elemento de sarta

Fx: Fuerza de tensión que representa el halado del elemento hacia arriba

Fx+Dx: Fuerza de tensión que representa el empuje del elemento.

Fd: Fuerza de amortiguamiento opuesto al movimiento del elemento, la cual

resulta del efecto del fluido y de fricción.

117

3.3.2 DIAGRAMA MODIFICADO DE GOODMAN

La norma API publicación RP11BR recomienda el uso del diagrama

modificado de Goodman para calcular la tensión máxima permisible en

varillas API de acero. Este método se puede aplicar gráficamente o con

ecuaciones. En el ejemplo anteriormente realizado se procede a analizar el

porcentaje de cargas con ecuaciones, se utilizará una sarta de varillas tipo K,

debido a la manifestación de acido sulfhídrico en la producción de fluido.

Para calcular el porcentaje de carga en las varillas es usado el método

Modificado de Cargas de Goodman (MGS). De acuerdo con el método MGS,

el porcentaje de carga en las varillas está dado por la Ecuación 3.36:

(3. 36)

Donde:

Smax: Tensión máxima, psi.

Smin: Tensión mínima, psi.

T: Tensión mínima permisible de la varilla, psi

FS: Factor de servicio.

La Tensión máxima es (Smax) se calcula con la Ecuación 3.37:

(3. 37)

Donde:

Ar: Área de la varilla o varillas

La tensión mínima es (Smin) se calcula con la Ecuación 3.38, este valor

nunca debe exceder el rango de tensión permisible. El cálculo de la tensión

mínima se realiza con la misma ecuación pero considerando la carga

mínima.

118

(3. 38)

La tensión mínima permisible (T) de cada tipo de varilla se encuentra en las

especificaciones de fabricación API. Referirse a la Tabla 2.2.

Al usar varillas de succión en ambientes corrosivos, se debe ajustar la

tensión permitida para asegurar la carga apropiada y prevenir fallas

prematuras. Esto se puede lograr con factores de servicio. Un factor de

servicio es un número, típicamente entre 0.7 y 1.0 y multiplica la carga

máxima permisible calculada por el Diagrama API de Goodman. La

reducción de la tensión máxima permisible, ayuda a extender la vida útil de

la sarta de cabillas.

Las condiciones del pozo difieren ampliamente dependiendo del fluido

producido, la presencia de sulfuro de hidrogeno (H2S), dióxido de carbono

(CO2) y el programa químico inhibidor. Así, el factor de servicio debe ser

ajustado según las condiciones locales del campo. Los factores de servicio

de 0.7 a 0.75 se recomiendan para condiciones severas tales como

presencia de grandes cantidades de H2S. Factores de servicio de 0.8 a 0.85

se recomiendan para corrosión por CO2 o pequeñas cantidades de H2S.

Factores de servicio de 0.9 a 0.95 se remiendan para corrosión media como

cuando se produce salmuera. También se debe ajustar el factor de servicio

para varillas usadas, pozos desviados, golpe de fluido severo y problemas

similares además de corrosión. La tensión mínima para una varilla tipo K es

85,000 psi. Referirse a la Tabla 6 del Anexo A. Para el caso del ejercicio

anterior el factor de servicio para una varilla tipo K es 0.75.

A continuación se realizar el análisis de tensión de las varillas continuando

con el ejemplo anterior para el pozo DORINE 39 (M-1). El área de los

diferentes diámetros de la sarta de varillas en este caso 7/8” y 3/4 “se

obtienen de la Tabla 3 del Anexo A.

119

Con la Ecuación 3.37 calculamos la tensión máxima (Smax):

Con la Ecuación 3.38 calculamos la tensión mínima (Smin):

Con la Ecuación 3.36 calculamos el porcentaje de carga en las varillas.

El porcentaje de carga en las varillas es de 70.5%, por lo que el diseño y la

combinación de sarta de varillas para una profundidad de 5000 pies con una

carga de fluido de aproximadamente de 800 BFPD se encuentra en optimas

condiciones para operar sin generar problemas mecánicos tanto en la

bomba como en la sarta de varillas. Existen diferentes métodos para el

análisis de tensión dirigido a varillas NO API como lo son:

- Análisis de tensión de varillas Norris 97, LTV HS y UPCO 50 K

- Análisis de tensión de varillas de fibra de vidrio

- Análisis de tensión de varillas electro (EL).

Estos análisis son aplicados a pozos muy profundos donde se necesite

varillas más resistentes debido a mayores cargas soportadas por la unidad

de bombeo. En este trabajo de titulación se establecerá diseños de bombeo

mecánico convencional para los pozos seleccionados a profundidades de

3000 pies, 5000 pies o 6000 pies, por lo que se utilizará una sarta de varilla

API clase K.

120

4 ANÁLISIS TÉCNICO DE POZOS PARA EL CAMBIO

A BOMBEO MECÁNICO

4.1 INTRODUCCIÓN

El análisis técnico del cambio de sistema artificial está dirigido a todos los

pozos del Bloque Tarapoa, en los cuales su sistema de levantamiento

artificial sea por Bombeo electrosumergible, el corte de agua se encuentre

arriba del 90%, y la producción de petróleo sea menor a 80 barriles. Estas

consideraciones son premisas tomadas en cuenta con el fin de delimitar la

selección de pozos de modo que este trabajo de titulación brindará

posibilidades de solución para el incremento de producción de petróleo y

disminución de corte de agua en el Bloque Tarapoa,

De acuerdo con la selección de pozos se analizará el comportamiento de

cada uno de ellos en referencia a la capacidad productiva y presión de

entrada a la bomba que se obtendrá con el cambio de sistema artificial de

bombeo electrosumergible a bombeo mecánico, para esto se utilizará el

método de índice de productividad constante debido a que todos los pozos

tiene su corte de agua arriba del 90%.

Con la determinación de la tasa de producción deseada acorde al índice de

productividad de los pozos, se desarrollará el diseño de cada uno de ellos

utilizando la norma API 11L con las consideraciones y secuencia de cálculo

realizadas en el ejemplo del Capítulo 3 de diseño de bombeo mecánico. Se

determinara diseños en cuanto a escenarios para cada pozo con respecto a

la profundidad y de esta forma analizar la estrategia de bombeo óptima con

la utilización de controladores de bombeo en referencia al incremento de

producción de petróleo, disminución de corte de agua, reducción de fallas

de la bomba mecánica como el golpe de fluido, etc.

A continuación se analizará la situación operacional de los pozos candidatos

para el cambio de sistema artificial a bombeo mecánico. Se desarrollaran

121

tablas de consumo energético operado con bombeo electrosumergible de

cada pozo en su respectivo campo. A demás se analizará el manejo de agua

en superficie de los pozos seleccionado con el fin de conocer qué capacidad

se dispone en cada campo para reactivar pozos.

Finalmente se desarrollara un resumen de todos los pozos con su respectiva

unidad de bombeo y se anexará una tabla con la propuesta de pozos

candidatos a cambiar de sistema artificial y pozos que pueden ser activados.

4.2 SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS

4.2.1 POZOS SELECCIONADOS EN CUANTO A PRODUCCIÓN DE

AGUA Y PETRÓLEO

En el Capítulo 2.1.6.5 en la distribución de sistemas de levantamiento

artificial del Bloque Tarapoa, se analizó que la mayor parte del Bloque

Tarapoa está operando con Bombeo electrosumergible, los reservorios

productivos de petróleo básicamente se encuentran “inundado”, es decir el

corte de agua promedio en todo el Bloque es del 94%, por lo que la

producción de petróleo es baja. El bombeo electrosumergible es un

levantamiento que contribuye una alta producción de fluido en superficie la

cual es dirigida a facilidades de superficie distantes del pozo. Por con

siguiente considerando pozos de producción de petróleo hasta 80 barriles

por día (BPPD) y corte de agua mayores al 90% (BSW), este trabajo de

titulación se enfocará en optimizar la producción de petróleo, disminuir corte

de agua y consumo energético en aquellos pozos que cumplan con estas

premisas anteriormente mencionadas.

A continuación se muestra la Tabla 4.1 con la selección de pozos. La

información descrita a continuación es tomada de una prueba de producción

hasta el mes de junio del presente año.

122

Tabla 4.1: Pozos seleccionados


Salinidad FREC

PPM TBG CSG ACTUAL

CI Na psi psi Hz

1 FANNY 1 (M-1) 13-Jun-14 1,630 78 1,552 95.2 12 154 21.7 15923 1,203.58 2380.4 215 115 59 49 24 ESP ON

2 FANNY 23 RE 1(U-INF) 5-Jun-14 1,516 58 1,458 96.2 8 138 20.2 8285 1,767.64 1525.1 NR 168 105 47 34 ESP ON

3 FANNY 53 (M-1) 14-May-14 1,348 75 1,273 94.4 12 160 22.3 16335 2,385.55 1865.9 208 90 27 50 34 ESP ON

4 FANNY 87 (U-INF) 10-Jun-14 698 48 650 93.1 7 146 19.6 11550 3,157.31 2032.5 248 250 248 50 29 ESP ON

5 FANNY 99H (M-1) 13-Apr-14 1,808 36 1,772 98.0 5 139 12.9 16335 1,619.50 2146.6 214 225 68 49 42 ESP ON

6 FANNY 125 (U INF) 26-May-14 1,492 70 1,422 95.3 10 143 20.2 10395 2,496.97 1923 226 128 121 50 56 ESP ON

7 FANNY 127 (U INF) 26-May-14 1,544 46 1,498 97.0 7 152 20.1 10725 3,729.73 1821 224 121 120 50 56 ESP ON

8 FANNY 128 (U INF) 3-May-14 1,258 48 1,210 96.2 7 146 20.4 12350 4,521.05 1124.4 229 135 110 49 62 ESP ON

9 DORINE 39 (M-1) 13-Jun-14 5,330 59 5,271 98.9 8 136 22.5 15510 1,293.00 2239 NR 90 49 50 80 ESP ON

10 DORINE 45ST-1 (U-INF) 14-Jun-14 2,648 53 2,595 98.0 6 113 22.6 16170 2,195.00 1935 235 95 53 65 38 ESP ON

11 DORINE 57 RE1 (M1) 14-Jun-14 1,252 75 1,177 94.0 8 107 22.4 16500 1,293.00 1978 234 95 75 47 29 ESP ON

12 DORINE 59 (M-1) 5-Jun-14 2,712 52 2,660 98.1 7 135 22.2 15335 1,834.55 2107.5 213 160 59 45 63 ESP ON

SIST.

ART

STATU

S POZOBOPD BWPD

Tempera

tura

ºF

GAS

mpcd

GOR

pcd/bblBFPD

WHPBSW

%AMP

ECÓMETR

O

PSI

API

SECO

PARAMETROS DE OPERACION

NIVEL (pies)

DATOS DEL POZO DATOS DE PRODUCCIÓN

FECHAPOZON°

123

Como se observa en la anterior Tabla 4.1, son 12 pozos seleccionados,

los cuales cumplen con la condición de producción de agua y petróleo.

En la siguiente Figura 4.1 se muestra el comportamiento de los pozos

seleccionados, la producción de agua es excesiva en comparación con la

de petróleo lo cual exige una solución en estos pozos con el fin de

optimizar producción.

Figura 4.1: Producción de los pozos seleccionados


4.2.2 TASA DE PRODUCCIÓN OBJETIVO

Para seleccionar el equipo de superficie y de fondo, se debe determinar la

capacidad de productiva que el sistema de bombeo deberá tener. Esto

puede hacerse usando o bien el método del índice de productividad, o el

método de Vogel's. Estos son los dos métodos más comúnmente usados

para modelar la curva de comportamiento de afluencia (IPR) de un pozo. La

(IPR) es un gráfico de tasa de fluidos de producción vs presión de la

formación. El método de índice constante de productividad (IP) es

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

BSW

%

BO

PD

Y B

WP

D

BOPD

BWPD

BSW %

124

recomendado para pozos con altos cortes de agua (80% o más). El método

de Vogel's es recomendado para pozos con mezclas gas-fluido que están

produciendo por debajo del punto de burbuja.

En este trabajo de titulación se analizara los pozos con el método de índice

de productividad constante.

4.2.2.1 Índice de productividad constante

El índice de productividad (IP) define los cambios en la tasa de producción

por caída de presión. Son unidades son (bls/día)/psi.

“La técnica de (IP) constante asume que los cambios en la productividad del

pozo son proporcionales a los cambios en la presión de entrada de la

bomba. Por lo tanto, la curva (IPR) es una línea. Para trazar una (IPR) se

necesitan dos puntos de la curva por ejemplo, la línea recta de la (IPR)

puede dibujarse si se conoce la presión la formación del yacimiento, la

presión de entrada en la bomba y la lasa de producción actual. A

continuación se muestra en la Figura 4.2 un ejemplo de la curva (IPR) por el

método de índice de productividad”. (THETHA Enterprise Inc, 2005).

125

Figura 4.2: Índice de productividad constante.


Donde:

Jf, IPR: Índice de productividad constante

En la anterior Figura 4.2 se muestra la curva (IPR) la cual es una recta

donde su presión de formación es 2800 psi, y su máxima tasa de producción

es de 2000 barriles de fluido por día (BFPD). Cabe recalcar que la presión

de burbuja es 504 psi y es preferible trabajar tasas de producción por encima

de ellas con el fin de evitar la formación de gas en el pozo.

En la solución de problemas tales como el ejemplo anterior es fácil usar el

(IP) del pozo.

El (IP) son los cambios en la tasa de producción por cada psi de cambio de

presión. A continuación se muestra la Ecuación 4.1.

(4. 1)

Donde:

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000

PR

ES

ION

(p

si)

CAUDAL (bopd)

IPR, Jf

126

Pr: Presión de reservorio, psi.

Pwf: Presión de entrada a la bomba, psi.

BFPD: Tasa de producción (Barriles de fluido por día)

El índice de productividad es la identificación del pozo, es decir si se conoce

el índice de productividad del pozo de acuerdo a la presión de formación, la

tasa de producción y la presión de fondo de la bomba (normalmente

registrada por un sensor), se puede calcular varias tasas de producción en

función de la presión de fondo, es decir si se disminuye la presión de

entrada de la bomba; la producción de fluidos aumentara y por consiguiente

el índice de productividad también.

A continuación se realiza un ejemplo para el pozo DORINE 59 (M-1) con

índice de productividad constante.

Se desea reemplazar en el pozo Dorine 59 (M-1) la completación de bombeo

electrosumergible a bombeo mecánico para lo cual se necesita un objetivo

de producción que esté acorde a un optimo y eficiente funcionamiento del

sistema. Para lo cual se desarrolla una premisa para el cambio de sistema

artificial la cual es “Para todos los pozos seleccionados su producción de

petróleo diaria debe ser mayor a 10 barriles”.

DATOS ACTUALES (DORINE 59 M-1), Referirse a los datos de producción

para el mes de junio del presente año, Tabla 4.1. Para la información del la

presión de reservorio (Pr) y presión de burbuja (Pb) referirse el análisis PVT

en la Tabla 2.8, por consiguiente se puede calcular el índice de productividad

con la Ecuación 4.1.

127

Tabla 4. 2: Información del pozo DORINE 59 (M-1)

Presión de burbuja (Pb) 504 psi

Presión de reservorio (Pr) 2800 psi

Presión de entrada a la bomba (Pwf) 2108 psi

BSW 98.1 %

IP 3.92 BFPD/psi


BFPD = 2712

Se observa que 3.92 barriles de fluido por día por cada psi de presión

representa un gran potencial del pozo de 2712 BFPD. Por consiguiente se

puede generar la siguiente Tabla 4.3 variando únicamente la tasa de

producción con el fin de obtener valores de presión de la entrada a la bomba

para definir que tasa de producción objetivo para el cambio de sistema

artificial a bombeo mecánico, cabe recalcar que el índice de productividad

obtenido y la presión de reservorio son valores que no se pueden variar

debido a que representan características propias del reservorio.

Tabla 4. 3: Tasa de producción objetivo en referencia a la presión de entrada a la bomba.

Tasa de producción objetivo (BFPD)

Presion de entrada a la bomba (psi)

300

2,723.5

600

2,646.9

800

2,595.9

1000

2,544.9


128

Como se puede observar en la Tabla 4.3, tasas entre 800 y 1000 BFPD,

representan una adecuada producción de petróleo dependiendo el corte de

agua del pozo. Es decir si el BSW del pozo es 98.1%, la producción de

petróleo será de 19 barriles que representan 1000 barriles de fluido por día.

A continuación se muestra el cálculo respectivo usando la Ecuación 4.2 y se

agrega la Figura 4.3 la cual representa el índice de productividad constante

para el pozo DORINE 59 (M-1).

(4. 2)

Reemplazando se tiene:

Como lo mencionado anteriormente 19 BOPD representan un valor optimo

para producir, cabe recalcar que este es un valor referencial ya que no se ha

incluido la estrategia de bombeo que incrementará la producción de petróleo

a un valor mayor al actual operado con bombeo electrosumergible; más

adelante en este trabajo de titulación se detallara este proceso escogiendo el

mejor escenario de producción.

Figura 4. 3: Índice de productividad constante, DORINE 59 (M1)


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000

PR

ES

ION

(p

si)

CAUDAL (bFpd)

IPR DORINE 59 (M1)

129

4.2.2.2 Resumen de los índices de productividad de los pozos

seleccionados

A continuación se procederá a describir las Tablas de producción objetivo

para cada pozo, mediante el método índice de productividad constante para

cada pozo seleccionando considerando las premisas y la secuencia de

cálculo anteriormente descritas en el ejemplo del pozo DORINE 59 (M1).

DORINE 45 (U-INF)

El índice de productividad (IP) constante se obtiene aplicando la Ecuación

4.1 con la información del pozo.

Tabla 4. 4: Información del pozo, DORINE 45 (U-INF)

Pb 585 psi

Pr 3200 psi

Pwf 2000 psi

BSW 98 %

BFPD (BES) 2648

IP 2.67 BFPD/psi


130

Figura 4.4: Índice de productividad constante, DORINE 45 (U-INF)


A continuación se calcula la presión de entrada a la bomba para varios

casos de producción con la Ecuación 4.3.

(4. 3)

Se desarrolla el cálculo para 1000 BFPD como ejemplo para los demás

casos de producción. En la Tabla 4.5. Se anexa los resultados para los

demás casos de producción, manteniendo la presión de reservorio y el

índice de productividad ya que son datos propios de reservorio, por

consiguiente se varia la tasa y se obtienen las presiones de entrada a la

bomba con el fin de seleccionar una tasa de de producción optima, se debe

tomar en cuenta como premisa lo anteriormente mencionado que la

producción de petróleo sea mayor a 10 barriles de petróleo por día para el

cambio de sistema artificial a bombeo mecánico.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 2.000 4.000 6.000 8.000

PR

ES

ION

(p

si)

CAUDAL (bopd)

IPR DORINE 45 (U-Inf) IPR, Jf

131

Tabla 4. 5: Tasa de producción objetivo, DORINE 45 (U-INF)

Tasa de producción objetivo (BFPD) Pwf (psi)

300 3,087.6

600 2,975.3

800 2,900.4

1000 2,825.5


Tasa de producción seleccionada para el cambio de sistema artificial a

Bombeo mecánico entre 800 a 1000 BFPD. Referirse a la Ecuación 4.2 para

el cálculo.

En comparación con la antigua tasa de producción operado con bombeo

electrosumergible, esta tasa de 20 BOPD para el cambio de sistema de

levantamiento artificial a bombeo mecánico siempre va a ser menor si se

mantiene el BSW, pero disminuirá la cantidad de fluido a manejar en

superficie, por consiguiente brindará opción a reactivar pozos y reducirá el

consumo energético, todo esto sin considerar la estrategia de bombeo ya

que con la aplicación de esta se disminuirá el BSW y se podrá aumentar la

producción de petróleo en comparación a la obtenida con bombeo

electrosunmergible con el mejor escenario de producción.

A continuación se detalla la tabla con los resultados de los casos de

producción seleccionados para cada pozo. Los cálculos y la curva (IPR) se

encuentran en el Anexo B para cada pozo.

132

Tabla 4. 6: Tasa de producción objetivo para los pozos seleccionados

POZO BFPD BOPD BWPD BSW

% NIVEL (pies)

ECÓMETRO (Pwf) PSI

TAZA DE PRODUCCIÓN

OBJETIVO (BFPD)

FANNY 1 (M-1)

1,630 78

1,552

95.2

1,203.58 2380.4

800-1000

FANNY 23 RE 1(U-INF)

1,516 58

1,458

96.2

1,767.64 1525.1

800-1000

FANNY 53 (M-1)

1,348 75

1,273

94.4

2,385.55 1865.9

600-800

FANNY 87 (U-INF)

698 48

650

93.1

3,157.31 2032.5

600-800

FANNY 99H (M-1)

1,808 36

1,772

98.0

1,619.50 2146.6

800-1000

FANNY 125 (U INF)

1,492 70

1,422

95.3

2,496.97 1923

600-800

FANNY 127 (U INF)

1,544 46

1,498

97.0

3,729.73 1821

800-1000

FANNY 128 (U INF)

1,258 48

1,210

96.2

4,521.05 1124.4

600-800

DORINE 39 (M-1)

5,330 59

5,271

98.9

1,293.00 2239

800-1000

DORINE 45ST-1 (U-INF)

2,648 53

2,595

98.0

2,195.00 1935

800-1000

DORINE 57 RE1 (M1)

1,252 75

1,177

94.0

1,293.00 1978

800 - 1000

DORINE 59 (M-1)

2,712 52

2,660

98.1

1,834.55 2107.5

800-1000


4.3 DISEÑO DE BOMBEO MECÁNICO PARA CADA POZO

SELECCIONADO

El diseño de bombeo mecánico que se realizara a cada pozo seleccionado

no toma en cuenta el exceder la producción actual operando con bombeo

electrosumergible, ya que el objetivo es optimizar la producción en cuanto a

costos y manejo de agua de superficie. Por lo que considerando la tasa de

producción objetivo realizado en cada pozo seleccionado, se intentará

alcanzar la producción estimada, con el fin de obtener un diseño eficiente y

acorde a las características y consideraciones mencionadas en el Capítulo

Diseño de Bombeo Mecánico, es decir se tomara en disponibilidad de

equipos e instrumentos con los que cuenta la compañía, como la sarta de

producción de 3 ½ “, se diseñaran equipos con diámetros de pistón de 2,75

pulgadas con el objetivo de llegar a la tasa de producción objetivo, se

133

mantendrá una eficiencia de la bomba mayor al 80%, se utilizará anclaje de

fondo a profundidades mayores a 5000 pies, se usara sarta de varillas de

acero API clase K debido a la manifestación de ácido sulfhídrico en el

Bloque, por consiguiente se mantendrá en el diseño de bombeo mecánico

carreras largas de la varillas pulida y velocidades de bombeo bajas, con el

fin de evitar muchas reversiones de la sarta de varillas ya que este

componente es el que más se deteriora, con el fin de mantener una

eficiencia del bomba mayor al 80% bajar el diámetro establecido de 2.75

pulgadas, en cuanto a la problemático de relación gas – petróleo en todos

los campos de estudio no excede los 200 PCD/bl, por consiguiente es

despreciable ya que el diseño de bombeo mecánico limita su operación

hasta 700 PCD/bl, en referencia al manejo de sólidos se seleccionará la

bomba apropiada para la operación. A continuación se realizarán diseños de

bombeo mecánico estableciendo escenarios con respecto a la profundidad y

el máximo caudal.

4.3.1 RESUMEN DE DISEÑO DE BOMBEO MECÁNICO PARA CADA

POZO SELECCIONADO

A continuación en la Tabla 4.7 se establece las unidades de bombeo

seleccionadas para cada pozo seleccionado acorde a las distintas

profundidades y logrando alcanzar la tasa de producción objetivo. El

desarrollo de cálculo para los demás pozo se encuentra en el Anexo C.

134

Tabla 4. 7: Selección de unidades de bombeo mecánico con escenario de profundidad.


3000 30 - 275TH -16 - 2 C - 228D - 213 - 120 952 903 9 94.8 NO 76 47.8

5000 30 - 275TH -16 - 4 C - 320D - 213 - 120 952 900 9 95 SI 76 71.3

3000 30 - 275TH -16 - 2 C - 320D - 213 - 120 952 869 9 91.3 NO 76 62.9

5000 30 - 275TH -16 - 4 C - 456D - 213 - 120 952 824 9 87 SI 76 78

3000 30 - 275TH -16 - 2 C - 320D - 256 - 100 794 676 9 85.2 NO 76 73

5000 30 - 275TH -16 - 4 C - 456D - 213 - 120 741 689 7 93 SI 76 87.6

4000 30 - 225TH -16 - 4 C - 456D - 256 - 144 765 686 9 89.7 NO 76 80

6000 30 - 225TH -16 - 4 C - 640D - 256 - 144 765 696 9 91 SI 86 62.5

3000 30 - 275TH -16 - 2 C - 320D - 213 - 120 952 870 9 91.4 NO 76 63.1

5000 30 - 275TH -16 - 4 C - 456D - 213 - 120 952 851 9 92 SI 76 77.4

3000 30 - 275TH -16 - 2 C - 320D - 213 - 120 794 648 7 87.5 NO 76 68.8

3000 30 - 275TH -16 - 2 C - 320D - 256 - 100 741 675 9 85 NO 76 72.8

5000 30 - 275TH -16 - 4 C - 456D - 213 - 120 952 852 9 86 SI 76 94.8

5000 30 - 200RH -16 - 4 C - 912D - 305 - 168 862 827 11 96 SI 86 65

7000 30 - 200RH -16 - 6 C - 912D - 305 - 168 705 670 9 95 SI 86 67.7

5000 30 - 200RH -16 - 4 C - 640D - 365 - 144 672 616 10 92 SI 86 60.7

7000 30 - 200RH -16 - 6 C - 912D - 365 - 144 672 618 10 92 SI 86 72

3000 30 - 275TH -16 - 2 C - 228D - 213 - 100 970 858 11 88.5 NO 65 65.9

5000 30 - 275TH -16 - 4 C - 320D - 213 - 120 952 895 9 94 SI 76 70.5

3000 30 - 275TH -16 - 2 C - 320D - 213 - 100 882 735 10 83.4 NO 65 86.4

5000 30 - 275TH -16 - 4 C - 456D - 213 - 120 952 848 9 89 SI 76 86.1

3000 30 - 275TW -16 - 2 C - 228D - 213 - 120 952 874 9 91.7 NO 65 67.5

5000 30 - 275TH -16 - 4 C - 320D - 213 - 120 952 905 9 95 SI 76 70.5

3000 30 - 275TH -16 - 2 C - 320D - 213 - 120 952 849 9 89.2 NO 76 67

5000 30 - 275TH -16 - 4 C - 456D - 213 - 120 952 867 9 91 SI 76 82.1

2715.3 - 2694.2

2900.4 - 2825.5

2405.3 - 2273.7

2595.9 - 2544.9DORINE 59 (M-1) 1834.55

800 - 1000

800 - 1000

600 - 800

800 - 1000

DORINE 39 (M-1) 1293

DORINE 45ST-1 (U-INF) 2195

DORINE 57 RE1 (M1) 1293

3729.73 800 - 1000 2485.7 - 2307.1

FANNY 128 (U INF) 4521.05 600 - 800 1888.5 - 1560.7

FANNY 125 (U INF) 2496.97 600 - 800 2687.2 - 2516.2

FANNY 127 (U INF)

2220 - 1866.7600 - 800

% Carga en

las varillas

2320.9 - 2101.1

2495.8 - 2327.7

N

recomenda

da (spm)

TASA DE

PRODUCCIÓN

DESADA (BFPD)

TASA DE PRODUCCIÓN

OBTENDIA (BFPD)

PRESIÓN DE

ENTRADA A LA

BOMBA (psi)

800 - 1000 2695.8 - 2619.8

TASA DE PRODUCCIÓN

OBJETIVO (BFPD)

800- 1000

600- 800

3157.31

ROD

FANNY 87 (U-INF)

FANNY 99H (M-1) 1619.5 800 - 1000 2622.6 - 2528.3

BOMBA DE SUBSUELO Eficiencia de la

bomba (%Ep)

AncaljeNIVEL (pies)

FANNY 53 (M-1)

1203.58

1767.64

2385.55

POZO UNIDAD DE BOMBEOPROFUNIDIDAD DE LA

BOMBA (pies)

FANNY 1 (M-1)


135

4.3.2 ESTRATEGIA DE BOMBEO Y MANEJO DE AGUA EN SUPERFICIE

La estrategia de bombeo es relacionada con la optimización de producción

en bombeo mecánico. En la actualidad existen instrumentos que ayudan al

control e incremento de producción en pozos con bombeo mecánico, estos

instrumentos son llamados controladores de bombeo, estos equipos están

diseñados con el fin de prevenir golpe de fluido en el pozo, normalmente el

diseño de un sistema artificial por bombeo mecánico es sobredimensionado

a las características del pozo, por lo que en el inicio de la operación con

bombeo mecánico el nivel de fluido en el anular es alto, y existe entrada de

fluido a la bomba progresivamente las 24 horas del día, dependiendo del

aporte de fluido a la formación al pozo, debido a la inyección de fluido o al

tipo de mecanismo de producción. el aporte del yacimiento mantendrá el

nivel o este nivel progresivamente disminuirá hasta encontrarse a la altura

de la bomba, en este instante el llenado de la bomba en la carrera

descendente comienza a disminuir por lo que comienza a generarse golpe

de fluido, este problema afecta en gran parte a las características

operacionales de la sarta de varillas y de la bomba, por consiguiente la

estrategia de bombeo a través de controladores permiten realizar ciclos

lógicos acorde a las condiciones del pozo, es decir si el controlador de

bombeo detecta golpe de fluido automáticamente genera una alarma al

operador y detiene el pozo por un tiempo determinado hasta que el nivel de

fluido incremente en el espacio anular y de esta forma maximizar producción

repitiendo ciclos inteligentes.

En la actualidad los controladores de bombeo son microprocesadores y han

si desarrollados para detectar más problemas en el pozo, como el

desenrosque, la partidura de la sarta de varillas, etc. Los controladores de

bombeo son programados con parámetros establecidos de una correcto

operación cuando existen fallas en el sistema estas son medidas en la celda

de carga de la barra pulida la cual genera una señal al operador con el fin de

detener el sistema o brindar una solución al problema, El principio para la

detección de problemas es medir las cargas que generan durante la carrera

136

descendente ya que en este punto se tiene la mínima carga en el sistema y

si sobrepasa o disminuye existe alguna falla en algún componente del

sistema.

Figura 4. 5: Controlador de bombeo mecánico


El incremento de la producción de petróleo de los pozos seleccionados

radica en usar una estrategia de bombeo, por consiguiente el uso de un

controlador de bombeo permitirá prevenir daños en el sistema de bombeo

mecánico e incrementar producción de petróleo disminuyendo el BSW, es

decir mediante la configuración adecuada del controlador de bombeo, este

realizará ciclos las 24 horas del día, en otras palabras se obtendrán tiempos

de parada y tiempos de bombeo, por consiguiente se generaran ciclos con el

fin de prevenir fallas como el golpe de fluido, cabe recalcar que en el tiempo

de parada el fluido dentro del pozo comenzará a segregarse por diferencia

de densidades, por consiguiente en el tiempo de bombeo comenzará a

producir más petróleo que agua y el BSW disminuirá obteniendo mayor

producción de petróleo mensual.

137

La estrategia de bombeo está ligada a la disponibilidad de fluido en

superficie ya que al diseñar el sistema de bombeo mecánico todas las tasas

de producción objetivo fueron menores a las tasas de producción actuales

operando con bombeo electro sumergible, por con siguiente se obtendrá

menos fluido en superficie para cada facilidad de cada pozo, en cuanto a la

estrategia de bombeo se asumirá el 75% de la producción obtenida con

bombeo mecánico debido a los ciclos repetidos diariamente por el

controlador, por lo tanto se entiende que los tiempos de parada

incrementaran producción de petróleo pero disminuirá la tasa de fluido

(petróleo y agua). Por consiguiente se asumirá el 75% de producción diaria.

En la empresa Andes Petroleum existe un antecedente de una prueba de la

utilización de la estrategia de bombeo mediante el uso de un controlador

para la optimización de producción en el pozo Fanny 26, dicho pozo opera

con bombeo mecánico y su producción de petróleo sin el uso de un

controlador era de 20 BOPD con un BSW del 68.3%. La prueba en dicho

pozo duro 15 días (8 de septiembre del 2013 hasta 25 de septiembre del

2013); con la aplicación del uso de un controlador de optimización, la tasa de

producción de petróleo aumento el 320%, y el corte de agua se redujo en

promedio 8.52 puntos. En el Anexo E se adjunta la prueba en el pozo Fanny

26 y los resultados obtenidos.

A continuación se muestran Tablas para cada pozo seleccionado con su

respectiva unidad y los barriles de fluido disponible en superficie con

distintos escenarios de BSW con el objetivo de escoger el mejor escenario

de producción de petróleo.

138

Tabla 4. 8: Estrategia de bombeo DORINE 45 (U-Inf)

DORINE 45 (U-Inf) CONDICIONES ACTUALES

SIN ESTRATEGIA DE BOMBEO (MANTENIENDO BSW)

BFPD DISPONIBLE EN SUPERFICIE

BSW BFPD BOPD BWPD BSW BFPD BOPD BWPD BFPD

C - 320D -213 - 100 98.0% 2648 53 2595 98.0%

735 14.7 720 1913

C - 456D -213 - 120 848 17.0 831 1800


CON ESTRATEGIA DE BOMBEO (75% DE PRODUCCION DIARA)


BSW BFPD BOPD BWPD Escenario 1 BFPD BOPD BWPD BFPD

C - 320D -213 - 100 98.0% 2648 53 2595 95.0%

588 29.4 559 2060

C - 456D -213 - 120 678 33.9 644 1970





C - 320D -213 - 100 98.0% 2648 53 2595 90.0%

588 58.8 529 2060

C - 456D -213 - 120 678 67.8 611 1970





C - 320D -213 - 100 98.0% 2648 53 2595 85.0%

588 88.2 500 2060

C - 456D -213 - 120 678 101.8 577 1970


139

Tabla 4. 9: Estrategia de bombeo DORINE 59 (M-1)

DORINE 59 (M-1) CONDICIONES ACTUALES




C - 320D -213 - 120 98.1% 2712 52 2660 98.1%

849 16.1 833 1863

C - 456D -213 - 120 867 16.5 851 1845





C - 320D -213 - 120 98.1% 2712 52 2660 95.0%

637 31.8 605 2075

C - 456D -213 - 120 650 32.5 618 2062





C - 320D -213 - 120 98.1% 2712 52 2660 90.0%

637 63.7 573 2075

C - 456D -213 - 120 650 65.0 585 2062





C - 320D -213 - 120 98.1% 2712 52 2660 85.0%

637 95.5 541 2075

C - 456D -213 - 120 650 97.5 553 2062


140

Tabla 4. 10: Estrategia de bombeo DORINE 39 (M-1)





98.9% 5330 59 5271 98.9%

C - 228D -213 - 100 858 9.4 849 4472

C - 320D -213 - 120 895 9.8 885 4435





98.9% 5330 59 5271 95.0%

C - 228D -213 - 100 644 32.2 611 4687

C - 320D -213 - 120 671 33.6 638 4659





98.9% 5330 59 5271 90.0%

C - 228D -213 - 100 644 64.4 579 4687

C - 320D -213 - 120 671 67.1 604 4659





98.9% 5330 59 5271 85.0%

C - 228D -213 - 100 644 96.5 547 4687

C - 320D -213 - 120 671 100.7 571 4659


141

Tabla 4. 11: Estrategia de bombeo DORINE 57(M-1)

DORINE 57 RE1 (M1) CONDICIONES ACTUALES




C - 228D -213 - 120 94.0% 1252 75 1177 94.0%

874 52.4 822 378

C - 320D -213 - 120 905 54.3 851 347





C - 228D -213 - 120 94.0% 1252 75 1177 95.0%

656 32.8 623 597

C - 320D -213 - 120 679 33.9 645 573





C - 228D -213 - 120 94.0% 1252 75 1177 90.0%

656 65.6 590 597

C - 320D -213 - 120 679 67.9 611 573





C - 228D -213 - 120 94.0% 1252 75 1177 85.0%

656 98.3 557 597

C - 320D -213 - 120 679 101.8 577 573


142

Tabla 4. 12: Estrategia de bombeo FANNY 1 (M-1)

FANNY 1 (M-1) CONDICIONES ACTUALES




C - 228D -213 - 120 95.2% 1630 78 1552 95.2%

903 43.3 860 727

C - 320D -213 - 120 900 43.2 857 730





C - 228D -213 - 120 95.2% 1630 78 1552 95.0%

677 33.9 643 953

C - 320D -213 - 120 675 33.8 641 955





C - 228D -213 - 120 95.2% 1630 78 1552 90.0%

677 67.7 610 953

C - 320D -213 - 120 675 67.5 608 955





C - 228D -213 - 120 95.2% 1630 78 1552 85.0%

677 101.6 576 953

C - 320D -213 - 120 675 101.3 574 955


143

Tabla 4. 13: Estrategia de bombeo FANNY 23 (U-Inf)

FANNY 23 RE 1(U-INF) CONDICIONES ACTUALES




C - 320D -213 - 120 96.2% 1516 58 1458 96.2%

869 33.0 836 647

C - 456D -213 - 120 824 31.3 793 692





C - 320D -213 - 120 96.2% 1516 58 1458 95.0%

652 32.6 619 864

C - 456D -213 - 120 618 30.9 587 898





C - 320D -213 - 120 96.2% 1516 58 1458 90.0%

652 65.2 587 864

C - 456D -213 - 120 618 61.8 556 898





C - 320D -213 - 120 96.2% 1516 58 1458 85.0%

652 97.8 554 864

C - 456D -213 - 120 618 92.7 525 898


144


FANNY 87 (U-INF) CONDICIONES ACTUALES




C - 456D -256 - 144 93.1% 698 48 650 93.1%

686 47.3 639 12

C - 640D -256 - 144 696 48.0 648 2





C - 456D -256 - 144 93.1% 698 48 650 95.0%

515 25.7 489 184

C - 640D -256 - 144 522 26.1 496 176





C - 456D -256 - 144 93.1% 698 48 650 90.0%

515 51.5 463 184

C - 640D -256 - 144 522 52.2 470 176





C - 456D -256 - 144 93.1% 698 48 650 85.0%

515 77.2 437 184

C - 640D -256 - 144 522 78.3 444 176


145

Tabla 4. 15: Estrategia de bombeo FANNY 53 (M-1)





C - 320D -256 - 100 94.4% 1348 75 1273 94.4%

676 37.9 638 672

C -456D -213 - 120 689 38.6 650 659





C - 320D -256 - 100 94.4% 1348 75 1273 95.0%

507 25.4 482 841

C -456D -213 - 120 517 25.8 491 831





C - 320D -256 - 100 94.4% 1348 75 1273 90.0%

507 50.7 456 841

C -456D -213 - 120 517 51.7 465 831





C - 320D -256 - 100 94.4% 1348 75 1273 85.0%

507 76.1 431 841

C -456D -213 - 120 517 77.5 439 831


146

Tabla 4. 16: Estrategia de bombeo FANNY 99H (M-1)

FANNY 99H (M-1) CONDICIONES ACTUALES




C - 320D -213 - 120 98.0% 1808 36 1772 98.0%

870 17.4 853 938

C -456D -213 - 120 851 17.0 834 957





C - 320D -213 - 120 98.0% 1808 36 1772 95.0%

653 32.6 620 1156

C -456D -213 - 120 638 31.9 606 1170





C - 320D -213 - 120 98.0% 1808 36 1772 90.0%

653 65.3 587 1156

C -456D -213 - 120 638 63.8 574 1170





C - 320D -213 - 120 98.0% 1808 36 1772 85.0%

653 97.9 555 1156

C -456D -213 - 120 638 95.7 543 1170


147


FANNY 125 (U INF) CONDICIONES ACTUALES




C - 320D -213 - 120 95.3% 1492 70 1422 95.3%

648 30.5 618 844

C -456D -213 - 120 852 40.0 812 640





C - 320D -213 - 120 95.3% 1492 70 1422 95.0%

486 24.3 462 1006

C -456D -213 - 120 639 32.0 607 853





C - 320D -213 - 120 95.3% 1492 70 1422 90.0%

486 48.6 437 1006

C -456D -213 - 120 639 63.9 575 853





C - 320D -213 - 120 95.3% 1492 70 1422 85.0%

486 72.9 413 1006

C -456D -213 - 120 639 95.9 543 853


148






C - 912D -305 - 168 97.0% 1544 46 1498 97.0%

827 24.8 802 717

C -912D -305 - 168 670 20.1 650 874





C - 912D -305 - 168 97.0% 1544 46 1498 95.0%

620 31.0 589 924

C -912D -305 - 168 503 25.1 477 1042





C - 912D -305 - 168 97.0% 1544 46 1498 90.0%

620 62.0 558 924

C -912D -305 - 168 503 50.3 452 1042





C - 912D -305 - 168 97.0% 1544 46 1498 85.0%

620 93.0 527 924

C -912D -305 - 168 503 75.4 427 1042


149






C - 640D -365 - 144 96.2% 1258 48 1210 96.2%

616 23.4 593 642

C -912D -365 - 144 618 23.5 595 640





C - 640D -365 - 144 96.2% 1258 48 1210 95.0%

462 23.1 439 796

C -912D -365 - 144 464 23.2 440 795





C - 640D -365 - 144 96.2% 1258 48 1210 90.0%

462 46.2 416 796

C -912D -365 - 144 464 46.4 417 795





C - 640D -365 - 144 96.2% 1258 48 1210 85.0%

462 69.3 393 796

C -912D -365 - 144 464 69.5 394 795


150

4.3.3 SELECCIÓN DE LA MUESTRA FINAL DE POZO CANDIDATOS

La selección de la muestra final de los pozos es basado en el mejor

escenario de producción tomando en consideración su respectiva unidad de

bombeo, profundidad de asentamiento y estrategia de bombeo, todo esto

hace referencia a una operación óptima en cuanto a eficiencia de la bomba,

carga en las varillas, nivel de fluido, tasa de producción alcanzada, etc. Cabe

recalcar que la selección depende de varios parámetros como los

mencionados anteriormente, la selección que se detalla a continuación es

basada en consideraciones del diseñador, en este caso se elige la unidad de

bombeo donde su asentamiento de la bomba sea el más cercano al nivel de

fluido, por consiguiente se disminuye costos en cuanto al tamaño de

unidades, ya que se entiende que cuando más profundo se instala la bomba

mecánica, esta incrementa el tamaño de la unidad de bombeo y su costo de

igual forma.

La siguiente Tabla 4.20 toma en consideración las estrategias de bombeo

realizadas para cada pozo seleccionado y los escenarios propuestos de

profundidad para la selección de unidades de bombeo mecánico que se

reportó en la Tabla 4.7, por consiguiente todas las asunciones especuladas

en el Capítulo del Análisis técnico permiten llegar a esta última tabla de

selección de la muestra final de pozos propuestos al cambio de sistema

artificial a bombeo mecánico, en cuanto al incremento de producción de

petróleo se observa en la Tabla 4.20 que el cambio de sistema artificial con

la utilización de una estrategia de bombeo permite alcanzar y en otros casos

sobrepasar la producción de petróleo actual en los campos de estudio los

cuales son: Fanny y Dorine

151

Tabla 4. 20: Selección de la muestra final de pozos candidatos al cambio a bombeo mecánico

POZO

ACTUAL (BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE)

PROPUESTA (BOMBEO MECÁNICO CON

CONTROLADOR)

UNIDAD DE BOMBEO MECÁNICO

PROFUNDIDAD

DE ASENTAMIENTO DE LA BOMBA

(pies)

BFPD

BOPD

BWPD

BSW

%

BFPD

BOPD

BWPD

BSW

%

FANNY 1 (M-1) 1,630 78

1,552 95.2 677.0 102 576 85 C - 228D - 213 - 120 3000

FANNY 23 RE 1(U-INF) 1,516 58

1,458 96.2 652.0 98 554 85 C - 320D - 213 - 120 3000

FANNY 53 (M-1) 1,348 75

1,273 94.4 507.0 76 431 85 C - 320D - 256 - 100 3000

FANNY 87 (U-INF) 698 48

650 93.1 515.0 77 437 85 C - 456D - 256 - 144 4000

FANNY 99H (M-1) 1,808 36

1,772 98.0 653.0 98 555 85 C - 320D - 213 - 120 3000

FANNY 125 (U INF) 1,492 70

1,422 95.3 486.0 73 413 85 C - 320D - 213 - 120 3000

FANNY 127 (U INF) 1,544 46

1,498 97.0 620.0 93 527 85 C - 912D - 305 - 168 5000

FANNY 128 (U INF) 1,258 48

1,210 96.2 462.0 69 393 85 C - 640D - 365 - 144 5000

DORINE 39 (M-1) 5,330 59

5,271 98.9 644.0 97 547 85 C - 228D - 213 - 100 3000

DORINE 45ST-1 (U-INF) 2,648 53

2,595 98.0 588.0 88 500 85 C - 320D - 213 - 100 3000

DORINE 57 RE1 (M1) 1,252 75

1,177 94.0 656.0 98 557 85 C - 228D - 213 - 120 3000

DORINE 59 (M-1) 2,712 52

2,660 98.1 637.0 95 541 85 C - 320D - 213 - 120 3000


152

En la anterior Tabla 4.20 se puede observar que la propuesta de bombeo

mecánico para la muestra final de pozos seleccionados en relación a los

barriles de petróleo diarios sobrepasa la producción actual de petróleo actual

operado con bombeo electrosumergible, en la siguiente Tabla 4.21 se detalla

el incremento de producción de petróleo para cada pozo y el incremento total

de producción.

Tabla 4. 21: Incremento de producción de petróleo con bombeo mecánico

POZO

Actual

(Bombeo electrosumer

gible

Propuesta (Bombeo

mecánico)

Incremento de producción con bombeo mecánico

BOPD

BOPD

BOPD

FANNY 1 (M-1) 78 102 24

FANNY 23 RE 1(U-INF) 58 98 40

FANNY 53 (M-1) 75 76 1

FANNY 87 (U-INF) 48 77 29

FANNY 99H (M-1) 36 98 62

FANNY 125 (U INF) 70 73 3

FANNY 127 (U INF) 46 93 47

FANNY 128 (U INF) 48 69 21

DORINE 39 (M-1) 59 97 38

DORINE 45ST-1 (U-INF) 53 88 35

DORINE 57 RE1 (M1) 75 98 23

DORINE 59 (M-1) 52 95 43

TOTAL

698

1064

366


Como se observa en la anterior Tabla 4.21 se obtiene un incremento de

producción de petróleo en barriles diarios de 366 BOPD con el mejor

escenario de estrategia de bombeo basado en el 85% de corte de agua

(BSW) y con el diseño de bombeo mecánico óptimo para el desempeño de

la operación por bombeo mecánico.

153

4.4 SITUACIÓN OPERACIONAL DE LA MUESTRA FINAL DE

LOS POZOS CANDIDATOS

4.4.1 DISPONIBILIDAD DE MANEJO DE FLUIDO EN SUPERFICIE

El sistema artificial por bombeo mecánico no opera con grandes tasas de

producción a comparación del bombeo electrosumergible, esto se puede

observar en la Tabla 4.22, debido a que la tasa de producción propuesta es

menor a la tasa de producción por bombeo electrosumergible por lo que va

existir un volumen de fluido libre a manejar en superficie esto permitirá

reactivar pozos en estado “wáter production control”, los cuales han sido

apagados debido a su alto corte de agua, por consiguiente existirá un

aumento de volumen de petróleo de los pozos debido a su reactivación.

Tabla 4. 22: Disponibilidad de manejo de fluido en superficie

POZO

Actual (Bombeo

electrosumergible9

Propuesta (Bombeo

mecánico)

Disponibilidad de mane de

fluido en superficie

BFPD

BFPD

BFPD

FANNY 1 (M-1)

1,630 677.0

953.0


1,516 652.0

864.0

FANNY 53 (M-1)

1,348 507.0

841.0

FANNY 87 (U-INF)

698 515.0

183.0

FANNY 99H (M-1)

1,808 653.0

1,155.0

FANNY 125 (U INF)

1,492 486.0

1,006.0

FANNY 127 (U INF)

1,544 620.0

924.0

FANNY 128 (U INF)

1,258 462.0

796.0

DORINE 39 (M-1)

5,330 644.0

4,686.0


2,648 588.0

2,060.0

DORINE 57 RE1 (M1)

1,252 656.0

596.0

DORINE 59 (M-1)

2,712 637.0

2,075.0

TOTAL

16,139.0


154

Se puede observar en la Tabla 4.22 que existen 16,139 BFPD disponibles en

superficie con la opción de reactivar pozos que han sido apagados debido a

“wáter production control”

Referirse a la Tabla 2.12 la cual brinda la información de los pozos cerrados

debido al alto corte de agua “wáter production control”, por con siguiente en

la siguiente Tabla 4.23 se decide que pozos reactivar tomando en

consideración la producción mayor de petróleo con la menor producción de

fluido hasta cubrir la disponibilidad de 16,139 BFPD.

Tabla 4. 23: Pozos seleccionados para reactivación

POZO FECHA BFPD BOPD BWPD BSW

% CAUSA

FANNY 3 (M-1) 30-Jul-13 2052 31 2021 98.5 WPC

FANNY 31 (U-INF) 16-Mar-14 6156 142 6014 97.7 WPC

FANNY 118H (M-1) 4-Jun-10 4888 112 4776 97.7 WPC

FANNY 151H(M1) 6-Mar-14 3016 90 2926 97.0 HC


A continuación en la Tabla 4.24 se muestra el total de barriles de fluido

diarios de los pozos seleccionados para reactivación los cuales suman

16,112 BFPD, por consiguiente cubren la disponibilidad en superficie de

16,139 BFPD.

Tabla 4. 24: Producción de fluido y de petróleo total de los pozos para reactivación

POZO FECHA BFPD BOPD BWPD BSW %

FANNY 3 (M-1) 30-Jul-13 2052 31 2021 98.5

FANNY 31 (U-INF) 16-Mar-14 6156 142 6014 97.7

FANNY 118H (M-1) 4-Jun-10 4888 112 4776 97.7

FANNY 151H(M1) 6-Mar-14 3016 90 2926 97

TOTAL 16112 375 15737 97.7


155

Como se puede observar en la Tabla 4.24 existe un incremento de

producción de petróleo de 375 BOPD; sumando el incremento de producción

total de petróleo por el cambio a bombeo mecánico de la Tabla 4.22 se tiene

un aumento total de producción de petróleo de:

4.4.2 CONSUMO ENERGÉTICO OPERADO CON BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE Y BOMBEO MECÁNICO EN CADA POZO

DE LA MUESTRA FINAL SELECCIONADA

En el Bloque Tarapoa de acuerdo a los pozos seleccionados con bombeo

electrosumergible, el tipo de motor que se usan son trifásicos de inducción

bipolar, tipo jaula de ardilla.

Básicamente la eficiencia de las bombas radica en el rango apropiado de

operación para los variadores de frecuencia que se encuentran establecidos

de 35 a 70 Hz. El variador de frecuencia puede permitir seleccionar

diferentes frecuencias, por lo tanto la corriente inducida se ve afectada; por

consiguiente esta puede disminuir o aumentar la velocidad del motor con el

objetivo de variar la tasa de producción, en otra palabras, si se aumenta la

frecuencia, el voltaje también y de igual forma el consumo energético

incrementa, cabe recalcar que el aumento de frecuencia debe encontrarse

en el rango de operación. Para el cálculo del consumo energético no se

tomara en cuenta los parámetros nominales establecidos en la placa del

motor como lo son el voltaje, amperaje y potencia, por consiguiente

mediante el potencial del mes de junio del presente año se tomará en cuenta

el voltaje, amperaje y frecuencia actuales para la muestra final de los pozos

seleccionados.

Cabe recalcar que a nivel de superficie se necesita generar más voltaje

debido a las pérdidas que se tiene debido a la profundidad, temperatura y

156

resistencia por el calibre del cable; por consiguiente el voltaje que llega al

terminal ubicado a una cierta profundidad del pozo; debe ser el apropiado,

ya que si no se encuentra en los parámetros adecuados de funcionamiento

del motor este se puede sobrecalentar y por consiguiente existirán fallas.

Según fuente, (Andes Petroleum, 2014) en la planta generadora del Bloque

Tarapoa el kilovatio hora tiene un valor de 0.12 ctvs.

(4. 4)

Donde:

KW: Kilovatios

V: Voltaje actual (v)

I: Amperaje (Amp)

Cos ө: Es representado como el factor de potencia, generalmente 0.88

: Representa el motor trifásico

Para el desarrollo del cálculo del consumo energético por bombeo

electrosumergible se usa la anterior Ecuación 4.4, el voltaje se obtuvo

mediante pruebas con multímetro, y el factor de frecuencia para todos los

casos es 0.88. El consumo energético con bombeo mecánico es menor,

debido a la potencia menor de los motores seleccionados para cada unidad

de bombeo, los datos de potencia de cada unidad de bombeo es tomado de

la secuencia de cálculo de diseño de bombeo mecánico de la selección final

de la muestra de pozos seleccionados, mediante este análisis de consumo

energético se puede apreciar en la Tabla 4.26 un ahorro de $ 2,756.93

dinero diariamente por consumo energético relacionado a la producción

diaria de fluido a levantar al usar bombeo mecánico.

157

Tabla 4. 25: Tipos de bomba electrosumergible de la muestra final de los pozos seleccioandos

POZO

Sist. Artificial: Bombeo electrosumergible

Tipo de bomba electrosumergible

FREC. ACTUAL (Hz)

AMP

FANNY 1 (M-1) 49 24 400P18 / 268 STG/116HP/64Apms

FANNY 23 RE 1(U-INF) 47 34 400 DN1750 / 246 Stgs. - 150 HP

FANNY 53 (M-1) 50 34 400P-12/226stg/165 HP

FANNY 87 (U-INF) 50 29 400P-6/360 Stg /168 HP/2295V/44A

FANNY 99H (M-1) 49 42 538P-23-68 Stgs/220HP

FANNY 125 (U INF) 50 56 400P-35/192 stg/ 220HP/1759V/75A

FANNY 127 (U INF) 50 56 400P-18/402 stg/ 220HP/1759/75A

FANNY 128 (U INF) 49 62 400P-18/402 stg/ 220HP/1759/75A

DORINE 39 (M-1) 50 80 538P47 / 124st/380 HP

DORINE 45ST-1 (U-INF) 65 38 400P18/134stg/168 HP / 2295 v/ 44 Amp

DORINE 57 RE1 (M1) 47 29

232 stg / 400P18SXD / 135 HP, 1715 V, 50amp

DORINE 59 (M-1) 45 63 538P31 / 148 STG


158

Tabla 4. 26: Comparación de consumo energético con bombeo electrosumergible y bombeo mecánico

POZO

Sist. Artificial: Bombeo electrosumergible Consumo energético (Bombeo

electrosumergible) Consumo energético (Bombeo mécanico)

AHORRO DIARIO $

FREC. ACTUAL

(Hz) VOLTAJE AMP KW kWh

Costo diario de sistema $

Potencia del motor

(HP)

Potencia del motor

(KW) KWh

Costo diario de sistema $

FANNY 1 (M-1) 49 1389 22 46 1099,9 $ 131,98 24,44 18,2 437,6 $ 52,51 $ 79,47


47 1752 33 88 2102 $ 252,24 32,0 23,9 573,3

$ 68,79 $ 183,45

FANNY 53 (M-1) 50 1751 32 85 2047 $ 245,67 28,3 21,1 506,7 $ 60,80 $ 184,87

FANNY 87 (U-INF) 50 1642 29 72 1720 $ 206,34 39,66 29,6 710,1 $ 85,21 $ 121,13

FANNY 99H (M-1) 49 1287 41 80 1912 $ 229,42 29,1 21,7 521,0 $ 62,52 $ 166,90

FANNY 125 (U INF) 50 1387 52 110 2651 $ 318,18 27,16 20,3 486,3 $ 58,35 $ 259,83

FANNY 127 (U INF) 50 1364 53 109 2624 $ 314,89 71,36 53,2 1277,6 $ 153,32 $ 161,58

FANNY 128 (U INF) 49 1287 58 114 2727 $ 327,29 52,54 39,2 940,7 $ 112,88 $ 214,41

DORINE 39 (M-1) 50 1921 74 217 5216 $ 625,97 22,3 16,6 399,3 $ 47,91 $ 578,06


65 2436 37 138 3323 $ 398,75 25,56 19,1 457,6

$ 54,92 $ 343,83

DORINE 57 RE1 (M1)

47 1294 25 50 1198 $ 143,77 24,72 18,4 442,6

$ 53,11 $ 90,66

DORINE 59 (M-1) 45 1676 60 152 3653 $ 438,37 30,56 22,8 547,1 $ 65,66 $ 372,71

TOTAL $ 3.632,87 TOTAL $ 875,98 $ 2.756,9


Donde:

AMP: Corriente en amperios HP: Potencia del motor en caballos de fuerza 1 HP = 746 W

KW: Kilovatios W: Vatios KWh: Kilovatios hora

159

5 ANÁLISIS ECONÓMICO

5.1 INTRODUCCIÓN

Según la implementación del cambio a bombeo mecánico, se realizará una

evaluación a los pozos escogidos para el proyecto, por consiguiente es

necesario considerar los costos que implican el cambio de bombeo

electrosumergible a bombeo mecánico. El análisis económico tomará en

cuenta tanto la implementación de bombeo mecánico, con el fin de

representar la mejor opción, acorde a las condiciones económicas del

proyecto.

Para definir la rentabilidad del proyecto se va a utilizar un análisis en cuanto

a inversiones, ingresos, egresos, valor actual neto (VAN), tasa interna de

retorno (TIR).

Un proyecto es rentable cuando considera que el valor actual neto es mayor

que cero, la tasa interna de retorno es mayor a la tasa de actualización.

En cuanto a la producción petróleo dependiendo de las distintas

proyecciónes de los pozos seleccionados, se realizará una apropiada

valoración de ingresos-egresos acorde a los ingresos netos por barril de

petróleo para la compañía Andes Petroleum.

5.2 MÉTODO DE EVALUACIÓN DE PROYECTO

Se tiene los siguientes métodos de análisis:

- Valor actual neto

- Tasa interna de retorno

160

- Tasa de promedio de rentabilidad

- Tiempo o periodo de recuperación de la inversión.

- Interés simple sobre el rendimiento

- Índice o coeficiente de rendimiento

- Relación beneficio/Costo

5.2.1 VALOR ACTUAL NETO

Básicamente es la resta entre todos los ingresos y egresos actualizados a la

fecha actual, es decir este método nos permite entender el valor presente de

un determinado números de flujo de caja que son generados por una

inversión.

El proceso se desarrolla en descontar al periodo actual mediante una tasa

de descuento establecida por el que evalúa el proyecto de inversión, esto a

todos los flujos de caja futuros en el proyecto. A esta cantidad se le resta la

inversión inicial, con el fin de que la cantidad obtenida sea el valor actual

neto del proyecto.

Este es un método que provee el entendimiento del dinero en el tiempo asi

como los ingresos futuros, egresos por lo que necesitan ser actualizados a la

fecha de inicio del proyecto.

(5. 1)

Por lo que:

(5. 2)

Dónde:

VAN: Valor actual neto

VP: Valor presente

161

VF: Valor futuro

FNC: Flujo neto de caja

i: Tasa de actualización o descuento

n: Períodos de análisis.

El procedimiento se la hace media la sumatoria de los valores actualizados

de los ingresos obtenidos o del flujo de caja y se resta la inversión.

Condiciones:

VAN mayor a 0 (POSITIVO): Proyecto rentable

VAN = 0, Proyecto indiferente es decir, solo se recuperó la inversión

VAN menor a 0 (NEGATIVO), Proyecto no rentable

5.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO

Es llamada también tasa de rentabilidad su función principal es iguala a cero

al valor actual neto, la tasa interna de retorno es producto de la reinversión

de los flujos netos de caja y se expresa en porcentaje.

En evaluación de proyectos de inversión si se la realiza en base a la tasa

interna de retorno, se toma en cuenta la tasa de descuento.

Es conocida también como tasa crítica de rentabilidad cuando se relaciona

con la tasa mínima de rendimiento requerida (tasa de descuento i) para un

proyecto propio.

Condiciones:

- TIR mayor i, PROYECTO ACEPTADO (rendimiento mayor al mínimo

requerido)

- TIR menor i, PROYECTO RECHAZADO (rendimiento menor al mínimo

requerido).

162

(5. 3)

Dónde:

VAN: Valor actual neto referido al TIR

Io: Inversión en el periodo cero

FNC: Flujo neto de caja

n: Períodos de análisis.

Existen métodos para el cálculo del TIR, los cuales son los siguientes:

a) Método de interpolación

Este método se desarrolla con la selección de dos tasas de

descuentos o llamadas también de actualización, con el objetivo que

cada uno de un brinde un dato de valor actual netos positivo y

negativo respectivamente cercanamente ambos a cero, con esta

información se elabora la interpolación.

b) Método de prueba-error:

Básicamente es un método en el cual añadimos información a la

formula anterior, es decir a cada flujo de caja que tenemos e

igualmente la inversión inicial y a la tasa de interés, el valor que

variamos es la tasa de interés hasta que la ecuación iguale a cero, en

ese momento el valor variado corresponderá a la tasa interna de

retorno.

Hay que tomar en cuenta que si se conoce que a mayor “i” menor

será el VAN y caso contrario, a menor “i “mayor VAN, por

consiguiente el empleo del método será más rápido.

163

c) Método Gráfico

La identificación de este método radica cuando se elabora el perfil del

proyecto y la curva del VAN corta al eje X, la cual representa las tasas de

interés, por lo que ese punto corresponde a la única tasa interna de retorno.

5.3 INVERSIÓN DEL PROYECTO

Referente a la inversión de un proyecto, debemos analizar diferentes

variables en cuanto a los costos que intervienen en el cambio de

levantamiento artificial a bombeo mecánico para cada uno de los pozos

seleccionados en el trabajo de reacondicionamiento, la unidad de bombeo

requerida, el controlador de optimización, la unidad de wireline, supervisión y

transporte, contingencias y los elementos de facilidades de superficie, este

último varía de acuerdo a cada pozo, es decir algunos pozos ya cuentan con

las diferentes líneas flujo y otros no, por la tanto este costo es distinto en

varios casos.

164

Tabla 5. 1: Costos por el cambio de sistema artificial a bombeo mecánico a cada pozo seleccionado


Materiales, operación

Workover (5 días)

Movilización de la torre

Controlador de optimización

Unidad de w ireline

Supervisión y transporte

Contingencias (20%)

Total

Unidad de bombeo

C - 228 - 213 -120

Elementos de facilidades de

superficie

165

5.4 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO

El análisis económico del proyecto radica, en la selección de pozos al

cambio de sistema artificial al Bombeo mecánico, siendo 12 pozos

seleccionados, los cuales dieron como resultado un incremento de

producción de 366 BOPD. Para el análisis del proyecto a cada pozo se

realizara una proyección individualmente tomando como referencia las

reservas remanentes y su respectiva declinación. Para la compañía Ande

Petroleum, el precio de un barril de petróleo es de $ 35, por consiguiente

después del costo operativo (OPEX), los impuestos de participación de

utilidad y el impuesto a la renta la empresa tiene un ingreso neto promedio

de $ 17 por barril de petróleo. La siguiente Tabla 5.2 muestra el mejor

escenario de producción para cada pozo seleccionado de la muestra final,

con las reservas remantes y su declinación. Cabe recalcar que para este

análisis económico se ha considerado un límite económico de 20 BOPD

para la compañía Andes Petroleum.

166

Tabla 5. 2: Características generales de cada pozo seleccionado

POZO Producción obtenida Costo de Workover Reservas

remanentes Declinación

Límite económico

Tasa de descuento

BOPD USD Bls % Bls %

FANNY 1 (M-1) 102 $ 229,165.68

266,533.00 11% 20 15

FANNY 23 RE 1(U-INF) 98 $ 246,805.68

45,882.10 65% 20 15

FANNY 53 (M-1) 76 $ 246,805.68

79,177.50 26% 20 15

FANNY 87 (U-INF) 77 $ 289,645.68

44,987.30 48% 20 15

FANNY 99H (M-1) 98 $ 246,805.68

46,660.20 63% 20 15

FANNY 125 (U INF) 73 $ 228,925.68

31,733.80 63% 20 15

FANNY 127 (U INF) 93 $ 486,805.68

49,475.40 55% 20 15

FANNY 128 (U INF) 69 $ 336,805.68

33,893.90 55% 20 15

DORINE 39 (M-1) 97 $ 229,105.68

40,013.90 71% 20 15

DORINE 45ST-1 (U-INF) 88 $ 229,177.68

29,059.20 88% 20 15

DORINE 57 RE1 (M1) 98 $ 228,937.68

45,983.70 65% 20 15

DORINE 59 (M-1) 95 $ 229,087.68

43,000.00 65% 20 15

Total 1064 $ 3,228,074.16

756,400.00 56% 20 15


167

Como se puede observar en la Tabla 5.2 se tiene una inversión de $

3,228,074.16 para el cambio de sistema artificial en 12 pozos con una

declinación promedio del 56% en cada pozo seleccionado.

5.4.1 CONDICIONES PARA EL ANALISIS ECONOMICO

A continuación se detallan condiciones económicas:

Se estima una tasa de descuento del 15%

Se considera amortización y depreciación contable de los equipos

debido a que intervienen los impuestos fiscales

El ingreso neto de producción por barril de petróleo se encuentra en

promedio de $ 17 por barril, este parámetro está relacionado con la

cantidad de fluido a producir, con la declinación de cada pozo y por

consiguiente con las reservas remanentes, los costos totales y el

límite económico.

La declinación promedio de los pozos se estima en el 56% para todos

los pozos seleccionados. Se considera el periodo mensual de 30.4

días y periodo semanal de 7 días.

El costo estimado de venta del barril de petróleo para la compañía

Andes Petroleum es de $ 35 debido al contrato con el Gobierno

Se estima un porcentaje de contingencias del 20%

Se consideran impuesto del 15% de la participación utilidad y el 25%

del impuesto a la renta.

En el cálculo del análisis económico del proyecto se considera 3 años

de duración hasta obtener la ganancia total calculada.

5.4.2 ANALISIS ECONOMICO POR POZO

En la Tabla 5.3 se detalla el análisis del proyecto individualmente a cada

pozo seleccionado. Hay que tomar en cuenta que en el análisis económico

de cada pozo se considera la producción de petróleo obtenido con el diseño

168

de bombeo mecánico en el mejor escenario de producción con la utilización

de una estrategia de bombeo al 95% del corte de agua y 75% de producción

de fluido, logrando de esta forma un incremento de producción de 366

BOPD, cabe recalcar que no se sumo la cantidad de petróleo producido por

los pozos reactivados, ni tampoco el ahorro por consumo energético con el

fin de justificar que cada pozo pueda pagar su propia de inversión por lo

tanto se consideraron estas premisas.

169

Tabla 5. 3: Análisis económico a cada pozo seleccionado, ingresos netos por barril de $17.75.

POZO Producción obtenida Costo de Workover

Valor actual neto

Tasa interna

de retorno

Tiempo de recuperación de inversión

Volumen de petróelo acumulado para

recuperar la inversión

Ingresos netos después de impuestos

BOPD USD USD % Meses USD

FANNY 1 (M-1) 102 $ 229,165.68 $ 1,267,026.75 268% 5

11,892 $ 21.41

FANNY 23 RE 1(U-INF) 98 $ 246,805.68 $ 530,989.97 242% 5

10,512 $ 17.99

FANNY 53 (M-1) 76 $ 246,805.68 $ 689,123.86 199% 6

10,483 $ 20.42

FANNY 87 (U-INF) 77 $ 289,645.68 $ 456,481.32 155% 7

11,732 $ 18.11

FANNY 99H (M-1) 98 $ 246,805.68 $ 550,465.14 543% 5

10,486 $ 18.17

FANNY 125 (U INF) 73 $ 228,925.68 $ 330,726.40 181% 6

9,478 $ 16.77

FANNY 127 (U INF) 93 $ 486,805.68 $ 418,669.05 98% 10

19,040 $ 15.63

FANNY 128 (U INF) 69 $ 336,805.68 $ 277,124.22 103% 9

13,131 $ 15.44

DORINE 39 (M-1) 97 $ 229,105.68 $ 484,615.98 257% 4

9,860 $ 17.51

DORINE 45ST-1 (U-INF) 88 $ 229,177.68 $ 317,400.62 214% 5

9,884 $ 15.28

DORINE 57 RE1 (M1) 98 $ 228,937.68 $ 542,829.95 264% 4

9,817 $ 18.23

DORINE 59 (M-1) 95 $ 229,087.68 $ 513,860.90 254% 5

9,808 $ 18.03

Total 1064 $ 3,228,074.16 $ 6,379,314.16 232% 6

136,121.95 $ 17.75


170

Como se puede observar en la Tabla 5.3 con el cambio de sistema artificial a

bombeo mecánico en los 12 pozos seleccionados se considera factible

individualmente realizar este proyecto.

A demás se puede observar el total del valor actual neto $ 6,379,314.16 se

obtendrán después de 3 años con un promedio de 6 meses para pagar la

inversión total de $ 3,228,074.16 Cabe recalcar que los ingreso netos

después de impuestos se encuentra en un promedio de $ 17.75 por barril de

de petróleo. Por fuente de (Andes Petroleum, 2014), producir un barril de

petróleo con bombeo mecánico se obtienen ingresos de $ 33, es decir $ 2

involucra el costo operativo y demás impuestos, por consiguiente mas

ganancia para la compañía. Análogamente se puede relacionar lo siguiente:

(5. 4)

Donde:

VANm: Valor actual neto con bombeo mecánico

VANB: Valor actual neto con bombeo electrosumergible

INm: Ingresos netos después de impuesto con bombeo mecánico

INB: Ingresos netos después de impuestos con bombeo electrosumergible

Este valor representa un incremento al producir un barril de petróleo con

bombeo mecánico, por lo tanto es más rentable operar con bombeo

mecánico en comparación con bombeo electrosumergible. De igual forma se

puede relacionar lo siguiente:

(5. 5)

171

Donde:

Tpm: Tiempo promedio de recuperación de inversión con bombeo mecánico

Se entiende que en 3 meses podría pagar la inversión, y llevar a cabo un

proyecto exitoso en 12 pozos, de acuerdo a este análisis técnico-económico

se demuestra que existe una alta factibilidad para el cambio de sistema

artificia de bombeo electrosumergible a bombeo mecánico.

172

Tabla 5. 4: Análisis económico a cada pozo seleccionado, ingresos netos por barril de $ 33.

POZO

Producción

obtenida

Costo de Workover Valor actual neto Tasa interna de retorno

Tiempo de recuperación de inversión

Volumen de petróelo

acumulado para recuperar la

inversión

Ingresos netos por barril de petróleo después de

impuestos

BOPD USD USD % Meses USD

FANNY 1 (M-1) 102 $ 229.165,68 $ 2.355.657,83 498% 3

6.396 $ 33,00

FANNY 23 RE 1(U-INF) 98 $ 246.805,68 $ 987.217,27 450% 3

5.654 $ 33,00

FANNY 53 (M-1) 76 $ 246.805,68 $ 1.281.219,99 370% 3

5.639 $ 33,00

FANNY 87 (U-INF) 77 $ 289.645,68 $ 848.690,68 288% 4

6.310 $ 33,00

FANNY 99H (M-1) 98 $ 246.805,68 $ 1.023.425,52 1010% 3

5.640 $ 33,00

FANNY 125 (U INF) 73 $ 228.925,68 $ 614.886,97 337% 3

5.098 $ 33,00

FANNY 127 (U INF) 93 $ 486.805,68 $ 778.390,06 182% 5

10.241 $ 33,00

FANNY 128 (U INF) 69 $ 336.805,68 $ 515.229,72 191% 5

7.063 $ 33,00

DORINE 39 (M-1) 97 $ 229.105,68 $ 900.998,68 478% 2

5.303 $ 33,00

DORINE 45ST-1 (U-INF) 88 $ 229.177,68 $ 590.111,65 398% 3

5.316 $ 33,00

DORINE 57 RE1 (M1) 98 $ 228.937,68 $ 1.009.230,17 491% 2

5.280 $ 33,00

DORINE 59 (M-1) 95 $ 229.087,68 $ 955.370,87 472% 3

5.275 $ 33,00

Total 1064 $ 3.228.074,16 $ 11.860.429,42 430% 3

73.215,28 $ 33,00


173

5.4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO GLOBAL

El análisis global hace referencia al consumo energético y la disponibilidad

de manejo de fluido en superficie. Recordando que en el cálculo del

consumo energético se tuvo un ahorro diario de $ 2,756.93 por lo tanto en 3

años obtendría una ganancia extra de $ . Referirse a la Tabla

4.26 para la información del consumo energético:

El valor de 30.4 representa la duración de un mes en días y al multiplicar por

12 meses y a la vez 3 años se cubre el tiempo total calculado para la

ganancia adicional. Este valor se puede sumar al valor actual neto a los 3

años de producción con bombeo mecánico el cual fue $

siguiente forma:

En cuanto a la disponibilidad de manejo de fluido en superficie, se obtuvo un

volumen de petróleo extra por la reactivación de pozos en estado “wáter

production control”, el incremento de producción fue de 375 BOPD. Si

multiplicamos este valor por el ingreso neto por bombeo electrosumergible

de barril de petróleo es $ 17.75 se puede decir que se tiene a los 3 años

una ganancia extra de . Referirse a la Tabla 4.24 para la

información de la producción total de petróleo diaria por la reactivación de

pozos apagados:

Finalmente se tiene una ganancia total a los 3 años total, tomando en

consideración si se mantiene la producción, el ahorro energético diario y de

174

igual forma mantener la producción objetivo con el mejor escenario de

producción de bombeo mecánico.

5.5 VIABILIDAD DEL PROYECTO

De acuerdo a los indicadores económicos se analiza si el proyecto es viable,

como se pudo observar en la Tabla 5.3, el valor actual neto en todos los

casos es positivo, por lo tanto el proyecto es rentable, la tasa de interna de

retorno en todos los casos es mayor al 100% y comparado con la tasa de

actualización, el proyecto se debe aceptar, pues se estima un rendimiento

mayor al mínimo requerido.

Finalmente se puede entender que el cambio de levantamiento artificial a

bombeo mecánico en 12 pozos seleccionados es un proyecto viable e

individualmente cada pozo puede pagar su operación sin la necesidad de

reactivar pozos o disminuyendo el consumo energético operado con bombeo

electrosumergible en dichos pozos, cabe recalcar que se obtuvo un

incremento de producción de 366 BOPD.

175

6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

- Del análisis operacional de los 12 pozos seleccionados al cambio de

sistema artificial a bombeo mecánico existe un disponibilidad de fluido de

16,139 BFPD la cual da la oportunidad de reactivar 3 pozos Fanny 3,

Fanny 18B-31, Fanny 18B -118H, Fanny 18B -151H en estado “wáter

production control”, sumando una cantidad adicional de petróleo de 375

BOPD. Referirse a la Tabla 4.24.

- El uso de una estrategia de bombeo permite una estimación de BSW al

95%, 90% y 85 % y se puede obtener una producción total con bombeo

mecánico de 1064 BOPD mayor a la actual con bombeo

electrosumergible de 698 BOPD con el mejor escenario de producción

con un corte de agua del 85%. Referirse a la Tabla 4.20 y Tabla 4.21.

- Cambiar a bombeo mecánico los 12 pozos seleccionados y reactivar

pozos en “wáter production control” permite incrementar la tasa de

producción de petróleo en 741. Referirse a la Tabla 4.21 y Tabla 4.24.

- La mejor opción es ubicar la bomba cerca de la interface petróleo – agua

con el fin de extraer más petróleo por lo que se prefiere trabajar a

profundidades cercanas al nivel de fluido, por consiguiente es preferible

instalar el sistema artificial por bombeo mecánico en el siguiente orden

de prioridad: Fanny 1, Fanny 23, Fanny 99 H, Dorine 39, Dorine 57,

Dorine 59, estos pozos redondean niveles menores a 2000 pies por lo

que el asentamiento de la bomba será menos profundo por consiguiente

costos de unidades disminuyen, ya que a mayores profundidades

aumenta el costo debido a la utilización de incremento de varillas, por

consiguiente mayores cargas, y se tendrá que utilizar una unidad de

bombeo más grande debido a la potencia requerida. Referirse a la Tabla

4.20.

176

- De acuerdo al análisis de los 12 casos de diseño de bombeo mecánico

cabe recalcar que a medida que aumenta la profundidad la mejor opción

para llegar a la tasa producción objetivo, mantener una eficiencia de la

bomba arriba del 80% y evitar un mayor número de reversiones de las

varillas las cuales generan desgaste de la sarta de varilla es necesario

disminuir el diámetro del embolo como en los pozos Fanny 127 y 128, y

aumentar el ROD de 76 a 86 de la sarta de varillas como en los casos

Fanny 87, Fanny 127 y Fanny 128 utilizando una distribución acorde de

sarta de varillas, también se debe disminuir velocidades de bombeo y

aumentar la longitud o carrera de la barra pulida con el fin de alcanzar

una optima eficiencia del sistema. Referirse a la Tabla 4.7.

- En cuanto a la utilización de bombas en los 12 pozos seleccionados se

utiliza a 3000 pies bombas de tubería de pared gruesa sin anclaje por su

adaptabilidad a profundidades someras, compactación, integridad y su

utilización en la presencia de arena. A profundidades de 5000 pies se

utiliza bombas de varilla o insertables de pared gruesa con anclaje ya

que es preferible bombas con características que usen controlador y no

tengan problemas con la presencia de arena. Referirse a la Tabla 4.7.

- En los 12 pozos seleccionados se puede llegar a la tasa de producción

objetivo manteniendo una buena eficiencia arriba del 80 % de la bomba y

una carga aceptable en las varillas, por consiguiente en los 2 casos de

profundidad es aceptable operar con bombeo mecánico convencional.

Referirse a la Tabla 4.7

- En cuanto a la situación operacional actual de los pozos seleccionados

las unidades de bombeo mecánico convencional permite ahorrar

consumo energético de $ 2756.93. Referirse a la Tabla 4.26.

- En cuanto a la inversión del proyecto varía de acuerdo a las unidades

utilizadas a cada pozo y los elementos de facilidades de superficie ya que

algunos pozos disponían equipos y líneas de flujo, la inversión por los 12

pozos es de $ 3,228,074.16. Referirse a la Tabla 5.3.

- Se obtiene una ganancia a los 3 años del proyecto por los 12 pozos con

ingresos netos por barril de petróleo con bombeo mecánico de $

177

11.860.429,42 en un tiempo promedio para pagar la inversión de 3

meses con una inversión de $ 3, 228,07.16, cabe recalcar que esto

cálculo fue hecho en base a premisas generadas por la compañía como

el ingreso neto de barril de petróleo producido de $ 33 y un límite

económico de 20 BOPD. Referirse a la Tabla 5.4.

- En cuanto al ahorro de consumo de energía, reactivación de pozos y la

factibilidad de cambiar a unidades de bombeo electrosumergible a

bombeo mecánico a 12 pozos se obtuvo una ganancia total a los 3 años

de $ 22, 161,917.56.

178

6.2 RECOMENDACIONES

- En cuanto a los diseños realizados para los 12 pozos seleccionados se

recomienda operar a las velocidades de bombeo recomendadas de la

Tabla 4.7, y proceder con la compra de las unidades de bombeo

seleccionadas y los controladores de bombeo con su respectivo

profundidad de asentamiento de la bomba, para esto referirse a la Tabla

4.20.

- Se recomienda iniciar con el proyecto en los pozos Fanny 1, Fanny 99H,

Dorine 39, Dorine 57 y Dorine 59, debido a que sus profundidades de

niveles son menores a 2000 pies debido a la inyección de agua a la

arena M1 lo cual favorece en cuanto a eficiencia de la bomba, carga de la

sarta de varillas, profundidad de asentamiento de la bomba, por

consiguiente disminuirá costos de inversión, cabe recalcar que estos

pozos tienen altas reservas remanentes y baja declinación de producción

lo cual ayuda a un incremento de ingresos netos por barril de petróleo

producido por bombeo mecánico. Referirse a la Tabla 4.20 y Tabla 5.2 y

Tabla 5.3 para la confirmación de lo anteriormente mencionado.

- Se recomienda usar un ROD 86 a de la sarta de varillas a profundidades

de 5000 pies y 7000 pies, debido a la exigencia de cargas, y para

mantener la eficiencia de la bomba arriba del 80% disminuir el diámetro

de pistón de la bomba con el objetivo de no generar muy bajas carrera de

la bomba. Referirse a la Tabla 4.7 para los casos de los pozos Fanny 127

y Fanny 128. Se recomienda usar un ROD 76 en profundidades hasta

3000 y máximo 5000 pies dependiendo el nivel de los pozos

seleccionados como en los casos: Fanny 1, Fanny 23 RE 1, Fanny 53,

Fanny 99 H y Fanny 125. Cabe recalcar que el porcentaje de carga

radica en un optima eficiencia de operación es decir las cargas de las

varillas no debe exceder el 100 % pero tampoco debe ser muy bajo ya

que estaría sobredimensionado como en el pozo Fanny 1 asentado a

3000 pies con ROD 76, por consiguiente se recomienda realizar el

diseños usando un ROD 65 con el fin de no aumentar costos en cuanto a

179

la sarta de varillas. En los demás pozos seleccionados se obtiene un

porcentaje de carga aceptable.

- Se recomienda anclar a profundidades mayores a 5000 pies con el

objetivo de mantener la eficiencia arriba del 80%.

- Se recomienda proceder de inmediato con el inicio del proyecto ya que

se obtuvo una ganancia a los 3 años de 22, 161,917.56, con el cambio de

sistema artificial en los 12 pozos, más el ahorro del consumo energético

operado actualmente con bombeo electrosumergible y a demás de la

reactivación de los 3 pozos, Fanny 3, Fanny 31, Fanny 118H y Fanny

151H.

180

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