alternativas para la disminuciÓn del venteo de...
TRANSCRIPT
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
ALTERNATIVAS PARA LA DISMINUCIÓN DEL VENTEO DE GAS EN ANULAR DE POZOS EN CAMPO BOSCAN.
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al grado académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Ing. Leonelo Alberto Soto Hernández Tutor: Prof. Jorge Barrientos
Maracaibo, noviembre de 2011
Soto Hernández, Leonelo Alberto. Alternativas para la disminución del venteo de gas en anular de pozos en Campo Boscan. (2011). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 88 p. Tutor: Prof. Jorge Barrientos.
RESUMEN
El propósito de esta Investigación es realizar una análisis para optimizar el uso del gas natural proveniente del espacio anular revestidor-tubería en los pozos productores de Campo Boscan, ubicado a 45 Km al sur-oeste de la ciudad de Maracaibo en el estado Zulia. Este estudio surgió con la finalidad de encontrar alternativas que permitan enviar la producción de gas a las estaciones de flujo sin que la misma influya en la producción de petróleo de los pozos y cumpliendo con el requerimiento del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MENPET) de no ventear gas natural a la atmósfera. Entre los antecedentes a esta Investigación realizados en Campo Boscan se encuentra la “Evaluación técnica de un sistema de recolección de gas de venteo de los pozos con bombeo mecánico en el área norte de Campo Boscan” (Autor: González, Gregorio; Año: 2010). El tipo de Investigación fue proyecto factible, descriptiva y de campo que permitió encontrar alternativas para la optimización del gas natural proveniente de los pozos productores. La población estuvo representada por todos los pozos activos e inactivos de las estaciones de flujo Z-10 y 20 de Campo Boscan. Los resultados obtenidos demuestran que existe la factibilidad técnica de alinear el gas natural proveniente del anular revestidor-tubería en los pozos que presentan una presión de entrada a la bomba (PIP) mayor a la presión de burbuja (Pb) y en aquellos pozos donde el porcentaje de gas libre a la entrada de la bomba es menor al máximo permisible dependiendo del método de levantamiento artificial del mismo; para los que no se cumplen esas condiciones es necesario el uso de nuevas tecnologías como, las válvulas reguladoras de presión, bombas BES manejadoras de gas llamadas MVP por sus siglas en ingles “Multi Vane Pump” y elastómeros especiales, lo cual requiere de cambios en las completaciones existentes de los pozos para poder minimizar el venteo de gas natural en dichos pozos de Campo Boscan. Palabras Clave: Gas natural, venteo, presión, anular revestidor-tubería, pozo. E-mail del autor: [email protected]
Soto Hernandez, Leonelo Alberto. Alternatives for decrease the gas venting in annular of wells in Boscan Field. (2011). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 88 p. Tutor: Prof. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
The purpose of this research is to perform an analysis to optimize the use of natural gas from the casing-tubing annulus in producers’ wells of Boscan Field, located a 45 km south-west of the Maracaibo city in Zulia state. This study provided different alternatives to delivery the gas production to the flow station without any impact on the oil production of the wells and compliance with the Ministry of Popular Power for Energy and Petroleum (MENPET) requirement of not vent natural gas to the atmosphere. The background to this research in Boscan Field is the "Technical evaluation of a venting gas gathering system for mechanical pumping wells in the north area of Boscan Field" (Author: Gonzalez, Gregory, Year: 2010). The type of this investigation was feasible project, descriptive and field allowed alternatives to optimize the natural gas from producer wells. The population was represented by all active and inactive wells from flow station Z-10 and 20 of Boscan Field. The results show that there is a technical feasibility to align the natural gas from the annular casing-tubing in wells which have a pump intake pressure (PIP) higher than the bubble pressure (Pb) and wells where the free gas percentage inside the pump is lower than the maximum permissible depending on the artificial lift method; for wells without those conditions are necessary new technologies such as pressure control valves, multi vane pumps (MVP) and specially elastomers, which requires changes in existing well completions in order to minimize the venting of natural gas in those wells in Boscan Field
Key Words: Natural gas, vent, pressure, casing-tubing annulus, well. Author´s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A Dios y la Virgen, por iluminar el sendero de mi vida.
A mis Padres: Leonelo y Luisa, por ser ejemplo inigualable de humildad, dedicación
y abnegación por sus hijos.
A mis hermanos y sobrinos por constituir cada uno de ellos parte integrante e
indivisible de mí.
Muchas Gracias.
AGRADECIMIENTO
A la ilustre Universidad del Zulia, por ser la institución donde recibimos la formación
y los valores a lo largo de estos años.
A la empresa PETROBOSCAN y muy especialmente a la gerencia de yacimientos que
apoyaron este trabajo.
A las empresas IOSA, Centrilift y R&M Systems por prestar la orientación y material
necesario para la realización de este trabajo.
A los profesores: Jorge Barriendo, Ignacio Romero y Leonardo Alejo por sus ideas
aportadas.
A mis compañeros de trabajo que aportaron de forma directa o indirecta su
conocimiento, opiniones, correcciones y ánimo en todo momento.
Muchas gracias.
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN………………………………………………………….…………………………………………... 4
ABSTRACT……………………………………………………………………………………..……………... 5
DEDICATORIA………………………………………………………………………………………………… 6
AGRADECIMIENTO………………………………………………………………………………………… 7
TABLA DE CONTENIDO…………………………………………………………………………………. 8
LISTA DE FIGURAS………………………………………………………………………………………… 10
INTRODUCCION…………………………………………………………………………………………….. 12
CAPÍTULO I. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA..…………………….…………………..
1.1. El problema…………………………………………….………………………………………. 13
1.2. Objetivos de la investigación…………………………….…………………….……. 13
1.2.1. Objetivo general………………………….……………………………………… 13
1.2.2. Objetivos específicos……………….…………………………….………….. 14
1.3. Justificación de la investigación………………………….………………………… 14
1.4. Delimitacion de la investigación…………………….……………………………… 14
1.5. Alcance de la investigación…………………………….…………………………….. 15
CAPITULO II. MARCO TEORICO………….….…………………………………………………….
2.1. Antecedentes de la investigación…………….…………………………………… 16
2.2. Generalidades de Campo Boscan…………………………………………………. 18
2.2.1. Ubicación geográfica del área en estudio…………………………. 18
2.2.2. Características principales del yacimiento………………………… 18
2.2.3. Marco geológico referencial de Campo Boscan…………………. 19
2.2.4. Mecanismos de producción en Campo Boscan…………………. 23
2.3. Bases teóricas………….……………………………………………………………………. 25
2.3.1. Métodos de levantamiento artificial………………………………….. 25
2.3.2. Equipo de completacion de fondo………..……………………………. 45
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO...........…….….……………………………….
3.1. Tipo de investigación………………………………….…………………………………. 47
3.2. Población y muestra………………………….…………………………………………… 47
3.2.1. Población……………………………….……………………………………………… 47
3.2.2. Muestra……………………………………………….……………………………….. 48
3.3. Técnicas en instrumentos de recolección de datos………….………….. 48
3.4. Metodología…………………………………………………….……………………………… 52
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS.……………….…………………………………
4.1. Resultados de la investigación……………………………………….…………….. 59
CONCLUSIONES………………………………………………………………………….………………… 70
RECOMENDACIONES……………………………………………………………………………………… 71
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS…………………………………………………………………… 72
ANEXOS…………………………………………………………………………………………………………. 73
1 Nivel de fluido del pozo BN_DDD................................................ 74
2 Tabla de datos de los pozos en las estaciones de flujo Z-10 y 20 de Campo Boscan…………………………………………………………………………………... 75
3 Información enviada para la simulación del pozo BN_III por parte de la contratista de servicio………………………………………………………………. 76
4 Resultados de la simulación con RODSTAR del pozo BN_ABL…………. 77
5 Resultados de la simulación con AUTOGRAPH del pozo BN_ABC.…… 78
6 Resultados de la simulación con AUTOGRAPH del pozo BN_III.……… 82
7 Resultados de la simulación con PCPUMP del pozo BN_DDD………... 86
8 Foto del pozo BN_AAI antes de reemplazar la linea de gas natural.. 87
9 Foto del pozo BN_AAI después de reemplazada la linea de gas natural.……………………………………………………….……………………………………. 88
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1 Mapa de ubicación e información general de Campo Boscan……………. 18
2 Descripción de las características principales del yacimiento en Campo Boscan…………………………………..…………………………….……………….…. 19
3 Mapa estructural de Boscan Superior e Inferior…………..……………………. 20
4 Arena neta de Boscan Superior…………………….…………………………………... 21
5 Arena neta de Boscan Inferior………….………………………………………………... 21
6 Sección sísmica de los horizontes estratigráficos en Campo Boscan . 22
7 Registro tipo de Campo Boscan………….………………………………………………. 23
8 Áreas de mantenimiento de presión en Campo Boscan…………….….….. 24
9 Punto de transferencia del crudo (oleoducto de 26”) en Campo Boscan………..………………………………………………………………………………………… 24
10 Esquema tipo del sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico…………………………………………………………………………………….………… 26
11 Esquema tipo del sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva………………………………………………………………….…………… 29
12 Bomba de cavidad progresiva convencional………………….…………………… 30
13 Bomba de cavidad progresiva insertable…………………………….……….……. 30
14 Esquema tipo del sistema de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible ..……………………………………………………………………………… 38
15 Etapas de una bomba MVP…………………………..……………………………………… 43
16 Parámetros de producción antes de la bomba MVP……………..……………. 45
17 Parámetros de producción con la bomba MVP…………………………….….…. 45
18 Esquema de completacion tipo en campo boscan…………………..…………. 46
19 Equipo de toma de niveles Echometer…..…………………………….…….…….. 50
20 Presión y temperatura seudocrítica de gases naturales...............….. 54
21 Distribución de los trabajos pendientes en los pozos inactivos de las estaciones de flujo Z-10 y 20………………………………..……………………..……. 60
22 Distribución por método de levantamiento artificial de los pozos activos de las estaciones de flujo Z-10 y 20………………………….…………… 60
23 Distribución por método de levantamiento artificial de los pozos activos deficientes de las estaciones de flujo Z-10 y 20……………………. 61
24 Ubicación de los pozos con alta PIP (PIP ≥ 1350 psi) y los perforados recientemente de las estaciones de flujo Z-10 y 20……….. 62
25 Distribución de los pozos con alta presión de entrada a la bomba..... 63
26 Parámetros antes y después de ser alineado el gas natural proveniente del anular revestidor-tubería a la linea de flujo………..…… 63
27 Porcentaje de gas libre por pozo con bombeo mecánico…………………… 64
28 Porcentaje de gas libre por pozo con bombeo electrosumergible.……. 64
29 Porcentaje de gas libre por pozo con bombeo de cavidad progresiva 65
30 Justificación de los pozos con bombeo mecánico no simulados………… 66
31 Porcentaje de gas libre y temperatura de operación por diseño a la entrada de la bomba BES, usando en conjunto una bomba MVP…….. 67
32 Parámetros observados con el Echometer en el pozo BN_AAI…………. 68
33 Monitoreó del pozo BN_AAI, antes de instalada la válvula para liberar el gas natural y enviarlo a la red de baja presión……………….…. 69
34 Monitoreó del pozo BN_AAI, después de instalada la válvula para liberar el gas natural y enviarlo a la red de baja presión………………….. 69
INTRODUCCIÓN
El propósito de esta investigación es realizar un análisis para optimizar el uso
del gas natural proveniente del espacio anular revestidor-tubería en los pozos de las
estaciones de flujo Z-10 y 20 de Campo Boscán ubicado a 45 Km. al Sur-Oeste de la
ciudad de Maracaibo en el estado Zulia, Venezuela. El cual es un yacimiento de
crudo pesado de 10,5° API, donde el mecanismo de producción dominante es el
empuje por gas en solución.
Para este tipo de yacimientos con más de 63 años de producción, 872 pozos
perforados y 437 de ellos productores activos hasta el 31 de diciembre de 2010 con
diversos métodos de levantamiento artificial (Bombeo Mecánico, Bombeo de
Cavidad Progresiva y Bombeo Electrosumergible) una disminución de presión
resulta en un aumento de la producción de gas y de la relación gas petróleo
impactando significativamente las tasas de producción de los pozos, originando que
los mismos se encuentren venteando gas por el anular revestidor-tubería, para
poder mantener la producción de petróleo y vida útil de los equipos de
levantamiento artificial.
Con este estudio se desarrollaran diferentes alternativas para minimizar el
venteo de gas natural a través de los anulares, utilizando las herramientas
apropiadas para mantener el monitoreo de los pozos y evitar una caída de
producción durante el desarrollo de los objetivos planteados.
CAPITULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. El Problema.
Campo Boscán empezó su producción en el año 1947 en el yacimiento Icotea
Basal / Boscán Superior con una presión inicial de 3450 psi, la cual ha disminuido
con el tiempo hasta tener hoy en día una presión promedio actual de 1600 psi
manteniéndose producto de proyectos de inyección de agua en el área central del
campo y un acuífero activo en el área sur, los cuales permiten una disminución mas
lenta de la presión.
La disminución de presión origina mayor volumen de gas en el yacimiento,
ocasionando problemas de cavitación por gas a los equipos de levantamiento
artificial utilizados para la extracción del crudo siendo necesario mantener los pozos
venteando gas natural a través del anular revestidor-tubería causando pérdidas del
mismo y problemas de índole ambiental.
Por lo antes mencionado y en busca de encontrar alternativas que permitan
enviar la producción de gas a las estaciones de flujo a través de las líneas de
producción o en su defecto bajo la creación de una red de gas natural sin que el
mismo influya en la producción de los pozos y cumpliendo con las exigencias del
Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MENPET) de no ventear gas
natural a la atmósfera se plantea este trabajo utilizando nuevos avances y
tecnologías en la producción de gas asociado con petróleo, data real de los pozos en
estudio, uso de las herramientas del ecómetro y simuladores de equipos de fondo.
1.2. Objetivos de la investigación.
1.2.1. Objetivo general.
Proponer alternativas para la disminución del venteo de gas en anular de
pozos de Campo Boscan.
14
1.2.2. Objetivos específicos.
• Describir el comportamiento de producción de los pozos asociados a las
estaciones de flujo Z-10 y 20.
• Determinar la factibilidad técnica de la incorporación de nuevas
tecnologías al sistema de producción que contribuya con la disminución
del venteo de gas en los pozos de las estaciones de flujo Z-10 y 20.
• Desarrollar alternativas integradas con el modelo de producción de los
pozos que logren la recolección del gas del anular en los pozos de las
estaciones de flujo Z-10 y 20.
1.3. Justificación de la investigación.
Esta investigación se realizara con las siguientes finalidades:
• Evaluar alternativas para cumplir con los requerimientos del MENPET
de minimizar el venteo de gas por medio del anular revestidor-tubería.
• Hacer uso del gas natural proveniente de los anulares para uso interno
de la compañía en los equipos que los requieran.
• Beneficiar a las comunidades vecinas a las estaciones de flujo Z-10 y
20 con la reducción del impacto ambiental que les ocasionaría
mantener venteando gas natural a través de los anulares revestidor-
tubería de los pozos en estudio.
1.4. Delimitación de la investigación.
Las delimitaciones de este estudio se enumeran a continuación.
• Dicho estudio se realizara solamente en el área sur de Campo Boscan,
específicamente en las estaciones de flujo Z-10 y 20.
• Se analizara la data obtenida de medidas de producción y niveles de
fluidos recientes tomados a los pozos en estudio.
• La investigación se enfocara principalmente en simular cada uno de los
pozos bajo la característica de mantener el gas natural alineado a la
estación de flujo.
15
• No se realizara análisis económico de las alternativas estudiadas
1.5. Alcance de la investigación.
El área sometida a estudio fue el área sur de Campo Boscán, específicamente
las estaciones de flujo Z-10 y 20, las cuales comprenden 89 pozos productores
entre activos e inactivo con 3 diferentes métodos de levantamiento artificial
(bombeo mecánico, bombeo de cavidad progresiva y bombeo electrosumergible).
Con el fin de obtener información actualizada de los pozos en estudio, se
reviso la data reciente de cada uno de ellos referentes a producción y niveles de
fluidos, así como fue necesaria la toma de nuevas medidas en algunos de ellos para
disponer de data actualizada para el estudio.
CAPITULO II
MARCO TEORICO
2.1. Antecedentes de la investigación.
MORA, Miguel. (2001). Trabajo especial de grado “Optimización del uso y
producción del gas natural en el factor II de la segregación Bachaquero”. Maracaibo,
Venezuela. P-129. La deficiencia en el suministro de gas ha sido uno de los
constantes problemas que aqueja a las segregaciones que componen La Unidad de
Explotación Tierra Este Pesado Del Distrito Tía Juana (división occidente de PDVSA).
Todos los proyectos de recuperación del gas apuestan hacia la recolección de fluido
proveniente de la salida del espacio anular de los pozos (bombeo mecánico) a
través de conductos que recogerían la producción, que seria llevada hacia un
compresor ubicado en cada estación de flujo y de allí pasaría hacia la corriente del
sistema de suministro actual de gas. Esta apreciación del problema conduce hacia
elevados costos de inversión, aumento de la actividad de mantenimiento a equipos,
la imposibilidad de ejercer supervisión constante en dichos equipos y el siempre
presente riesgo de hurto de los equipos. Se propone emplear la recolección
tradicional de gas a través del proceso convencional de separación gas-crudo en las
estaciones de flujo y ejercer procesos en un área que en un pasado inmediato
(décadas pasadas) produjeron considerables volúmenes de gas, sin que esto
afectara la producción bruta del campo y sin suscitar gastos considerables en la
adecuación de infraestructura y sin alterar considerablemente la filosofía
operacional de las estaciones de flujo. Adicionalmente se plantea el uso inmediato
del gas natural generado para actividades que tienen un valor agregado importante,
tal como lo es el proceso de inyección alternada de vapor (I.A.V).
GONZALEZ, Gregorio. (2010). Trabajo especial de grado “Evaluación técnica
de un sistema de recolección de gas de venteo en pozos con bombeo mecánico en
el área nor-este de campo boscan”. Maracaibo, Venezuela. P-104. La mayoría de los
yacimientos de crudo pesado en Venezuela se mantuvieron en segundo plano por
muchos años, principalmente debido a los bajos precios del crudo a nivel mundial y
a los altos costos de producción. Nuevos equipos de levantamiento artificial,
mejores procesos de separación y transporte, y por supuesto el incremento en los
precios del crudo han cambiado totalmente el esquema de operación de dichos
17
campos, muchos de los cuales han sido operados por más de cinco décadas. A lo
largo de todo este tiempo sin duda alguna se han producido cambios significativos a
nivel de yacimiento, siendo uno de los más notorios la disminución de la presión, lo
que a su vez afecta la relación gas-petróleo. A tal efecto, este estudio compara las
diferencias causadas por la producción de gas como resultado de la disminución de
la presión del yacimiento por debajo de la presión de burbuja. La comparación se
basara en el análisis de pruebas campo, las cuales permitirán determinar los efectos
causados por la presurización del espacio anular y su influencia sobre la vida última
de los equipos de levantamiento artificial. Los resultados obtenidos demuestran que
la recuperación de gas a través del espacio anular tubería-revestidor es posible en
pozos completados con equipos de bombeo por cavidad progresiva instalados a
profundidades cercanas a los 5500 pies, por medio de un sistema de facilidades de
superficie que permite conectar la línea proveniente del espacio anular a la línea de
producción y de esta forma enviar el gas hacia la estación de flujo donde será
tratado posteriormente.
VILLALOBOS, Jhosiref. (2010). Trabajo especial de grado “Evaluación de una
nueva tecnología de sistemas de bombeo de cavidad progresiva en pozos con alta
relación gas petróleo”. Maracaibo, Venezuela. P-143. Actualmente el sistema por
bomba de cavidad progresiva (BCP) es una de las primeras opciones a considerar
cuando se requiere de un método de levantamiento artificial para la producción de
petróleo. Sin embargo dicho sistema ha mostrado problemas significativos al
manejar mezclas multifásicas, sufriendo una perdida de eficiencia cuando un fluido
con alta RGP es bombeado. Debido a esto, ha sido limitado por la cantidad de gas
libre a la entrada de la bomba (% de gas libre recomendado < 65%. Por lo que PCM
Oil & Gas ha propuesto un nuevo concepto en BCP, la nueva bomba de cavidad
progresiva, mejor conocida como NPCP (New Progressing Cavity Pump), la cual es
capaz de manejar mucho mejor dichas condiciones de flujo multifásico con alta RGP.
En el presente trabajo se evalúa este nuevo sistema BCP en pozos con alta RGP,
basándose en la recopilación y análisis de toda la información de campo de tres
NPCP instaladas en uno y dos pozos de las Unidades de Explotación Tía Juana Lago
(TJL) y Lagunilla Lago (LL) respectivamente con el objetivo de determinar con
precisión las condiciones operativas del equipo de fondo. Para mejorar la
confiabilidad de las NPCP; y así lograr expandir el rango de aplicación del sistema
BCP, en pozos donde otros métodos de levantamiento artificial tienen preferencias.
18
Además, incrementar la rentabilidad del proyecto de cambio de método de
occidente.
2.2. Generalidades de Campo Boscan.
2.2.1. Ubicación geográfica del área en estudio.
Campo Boscán es una región de crudo pesado de 10,5° API, ubicada a 45
Km. al Sur-Oeste de la ciudad de Maracaibo en el estado Zulia, Venezuela (figura Nº
1). El desarrollo inicial del Campo, ocurrió a finales de la década de 1940, con el
primer pozo perforado en Noviembre de 1946, y el inicio de la producción en
Febrero de 1947; este desarrollo incluyó la construcción de una línea de flujo de
descarga al Patio de Tanques “Bajo Grande”.
A lo largo de 63 años de vida productiva del Campo, 872 pozos han sido
perforados y 437 de ellos son productores activos hasta el 31 de diciembre del
2010. El Campo mide aproximadamente 20 Km. de ancho por 35 Km. de largo.
Figura N°1. Mapa de ubicación e información general de Campo Boscan.
2.2.2. Características principales del yacimiento.
En la figura No. 2, se resumen las características más importantes del
yacimiento, entre las cuales se destacan: el ambiente depositacional, el rango de
Campo Boscán
73°0'0"W
73°0'0"W
72°0'0"W
72°0'0"W
71°0'0"W
71°0'0"W
9°0'
0"N
9°0'
0"N
10°0
'0"N
10°0
'0"N
11°0
'0"N
11°0
'0"N
12°0
'0"N
12°0
'0"N
O0 20 4010Miles
Complejo Bajo
Grande
Campo Boscán
73°0'0"W
73°0'0"W
72°0'0"W
72°0'0"W
71°0'0"W
71°0'0"W
9°0'
0"N
9°0'
0"N
10°0
'0"N
10°0
'0"N
11°0
'0"N
11°0
'0"N
12°0
'0"N
12°0
'0"N
O0 20 4010Miles
Complejo Bajo
Grande
(*) BM: Bombeo Mecánico BCP: Bombeo de Cavidad Progresiva BES: Bombeo Electrosumergible
RECURSOS
SUPERFICIE 660 Km 2 CAMPOS 1 POES 36,8 MMMBls . RES. REM. PETROLEO 1,4 MMMBls .
POZOS 855 ACTIVOS 438
YACIMIENTOS 1 Bosc á n
FACILIDADES
ESTACIONES DE FLUJO 29 PLANTAS DESHIDRATADORAS 2
RES. REM. GAS 348 MMPCG.
LEVANTAMIENTO * BM (42%) BCP (33%), BES (25%)
RECURSOS
SUPERFICIE 660 Km 2 CAMPOS 1 POES 36,8 MMMBls . RES. REM. PETROLEO 1,4 MMMBls .
POZOS 855 ACTIVOS 438
YACIMIENTOS 1 Bosc á n
FACILIDADES
ESTACIONES DE FLUJO 29 PLANTAS DESHIDRATADORAS 2
RES. REM. GAS 343 MMPCG.
LEVANTAMIENTO * BM (42%) BCP (33%), BES (25%)
35,3
872
437
19
profundidades del mismo, las propiedades petrofísicas y los mecanismos de
producción existentes.
�
Figura No 2. Descripción de las características principales del yacimiento en Campo Boscán.
2.2.3. Marco geológico referencial de campo boscán.
A continuación se describe la geología estructural y litología de Campo
Boscán.
i. Geología Estructural.
Estructuralmente, Campo Boscán es un monoclinal que buza hacia el
suroeste, está limitado hacia el este por la falla Boscán, de orientación norte–sur.
Además del buzamiento monoclinal suroeste, el campo está definido por el
truncamiento erosional al oeste de las arenas Boscán debido a la presencia de la
discordancia Eoceno-Oligoceno que produce una discordancia angular de los
estratos Eocenos. Hacia el norte se produjo un adelgazamiento de las arenas a
consecuencia de ser el área más distal del campo.
La falla Boscán limita el yacimiento por el este (figura No. 3), y por el sur está
limitado por un posible contacto agua petróleo.
Características del Yacimiento
872 pozos, 437 productores activos
Mecanismo de Producción: Gas en solución, empuje hidráulico y compactación.
20
Figura No3. Mapa Estructural de Boscán Superior e Inferior.
ii. Litología
Sera descrita litológicamente la formación Misoa del Eoceno por ser esta la
roca yacimiento de Campo Boscán.
Formación Misoa (Eoceno)
La formación Misoa está constituida litológicamente por lutitas gris oscuro,
interestratificadas con lutitas arenosas, areniscas grises y algunas capas de carbón.
Las areniscas de esta formación constituyen los yacimientos petrolíferos más
importantes del Lago de Maracaibo. Esta formación ha sido subdividida
informalmente en paquetes de arenas separadas por lutitas: Sibucara, Pta. Gorda,
Ramillete y arenas superiores de Boscán, constituido este último por areniscas bien
desarrolladas, de gran espesor, poco consolidadas, porosas de grano fino a medio
depositadas durante el Eoceno con anterioridad a la discordancia Eoceno
Superior/Oligoceno.
En el campo se cuenta con las arenas de Boscán Superior y Boscán Inferior,
ambas arenas pertenecientes a la formación Misoa. Las arenas petrolíferas de
boscán superior son realmente extensas según se indica en el mapa de arena neta,
(figura No. 4).
21
Figura N° 4. Arena neta de Boscan Superior.
Del mapa de arenas netas de Boscán Inferior (figura No. 5), se puede
observar que las mencionadas arenas están solamente presentes en el área norte
del campo y generalmente son de menor espesor que las de Boscán Superior.
Figura N° 5. Arena neta de Boscan Inferior.
La formación Misoa ha sido depositada en un ambiente fluvial-deltaico con
influencia de mareas. Las principales facies productoras corresponden a canales y
barras de mareas. Estos cuerpos son de carácter heterogéneo con discontinuos
22
cuellos lutíticos intercalándolos pero aun así, el alto contenido arenoso de la sección
permite la comunicación del yacimiento en su totalidad. Sin embargo, las arenas del
Boscán Superior e Inferior se encuentran separadas estratigráficamente por la lutita
Boscán (figura No.6), y aunque originalmente todo el yacimiento se encontraba bajo
un gradiente normal de presiones, puede en la actualidad llegar a haber una
diferencia de hasta 2000 psi en la presiones de ambos miembros.
�
Figura No6. Sección sísmica de los horizontes estratigráficos en campo boscán.
Las arenas del Boscán Inferior se caracterizan por presentar mejores
condiciones petrofísicas, mostrando una mejor porosidad y saturaciones de agua
promedio y por ello, mejores permeabilidades en este tipo de ambientes clásticos.
En la figura No.7, se presenta un registro tipo que incluye las arenas
petrolíferas de Campo Boscán (Boscán Superior e Inferior) y se incluye un registro
de presiones de estas arenas.
Tope Cretaceo
Falla de BoscanTope Boscán Superior
Tope Icotea Medio
Tope Boscán Inferior
Tope Paleoceno
Tope Cretaceo
Falla de BoscanTope Boscán Superior
Tope Icotea Medio
Tope Boscán Inferior
Tope Paleoceno
23
Figura No7. Registro tipo de Campo Boscán
2.2.4. Mecanismos de producción en Campo Boscán.
En el yacimiento IB/BS 101, el mecanismo de producción dominante es el
empuje por gas en solución. Para este tipo de yacimientos, el parámetro crítico es la
presión: una disminución de presión resulta en un aumento de la producción de gas
y de la relación gas petróleo, lo que a su vez conlleva a una disminución de la
productividad de los pozos. Esto se ha manifestado en algunas áreas del campo,
donde la presión ha caído por debajo del punto de burbuja (Pb=1.350 psi),
impactando significativamente las tasas de producción de los pozos. Es por ello que
se han implementado proyectos pilotos de inyección de agua para evaluar métodos
de recuperación secundaria de petróleo. La figura N°. 8 ilustra las áreas de
mantenimiento de presión en campo boscan.
p BN-741 Logs
Reservoir SectionsBN-741
5600
5650
5700
5750
5800
5850
5900
5950
6000
6050
6100
6150
6200
6250
6300
6350
6400
1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000 3200 3400
Pressure (psi)
Dep
th(ft
)
BN-741 LogsReservoir
BN-741 LogsReservoir
BN-741
5600
5650
5700
5750
5800
5850
5900
5950
6000
6050
6100
6150
6200
6250
6300
6350
6400
1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000 3200 3400
Presiones (psi)
Prof
. (pi
es)
Boscán Superior
Porosidad: 21.7%
Sagua: 34.5%
Perm: 220 md
Pest.: ~1400 psi
Boscán Inferior
Porosidad: 26.5%
Sagua: 35.0%
Perm: 1940 md
Pest.: ~1850 psi
BN-741 RegistrosYacimientos
24
Figura No8. Áreas de mantenimiento de presión en Campo Boscan.
Todos los pozos producen por levantamiento artificial con diversos métodos
de bombeo: mecánico, cavidad progresiva y electrosumergible. La producción es
bombeada a la planta deshidratadora 3 (PLD 3), desde donde se envía al patio de
tanque de Bajo Grande, a través de un oleoducto de 26”, según muestra la figura
No. 9.
�
Figura No 9. Punto de transferencia del crudo (oleoducto de 26”) en Campo Boscán.
MaracaiboMaracaibo
RefinerIaRefinerIa y y TerminalTerminal
BajoBajo GrandeGrande
LAGO DE MARACAIBO
VENEZUELAVENEZUELA
Oleoducto26"
CampoCampoBoscanBoscan
NMaracaiboMaracaibo
RefinerIaRefinerIa y y TerminalTerminal
BajoBajo GrandeGrande
LAGO DE MARACAIBO
VENEZUELAVENEZUELA
Oleoducto26"
CampoCampoBoscanBoscan
N
Zona I1960 y 1997
Expansión del Piloto de Inyección
2007
Zonas II y III1963
Piloto de Inyección2003-2004
Zona I1960 y 1997
Expansión del Piloto de Inyección
2007
Zonas II y III1963
Piloto de Inyección2003-2004
25
2.3. Bases Teóricas.
2.3.1. Métodos de levantamiento artificial.
La mayoría de los pozos, al inicio de su vida productiva, fluyen naturalmente
a la superficie, estos son llamados flujo natural. El requisito básico para asegurar
que la producción llegue a la superficie es que la presión de fondo fluyente sea lo
suficientemente alta para superar las pérdidas de presión que ocurren a lo largo de
la trayectoria que recorre el fluido hasta llegar a superficie. Cuando esto no ocurre,
el pozo deja de fluir naturalmente y “muere”, esto ocurre por dos razones: Las
presión de fondo fluyente disminuye hasta un nivel en el cual no es posible superar
las pérdidas de presión en el pozo o las pérdidas de presión en el pozo se
incrementan por encima de la presión de fondo fluyente. El primer caso se presenta
a consecuencia de la extracción de fluido lo cual gradualmente reduce la presión de
yacimiento. El segundo caso ocurre por problemas mecánicos (tubería de
producción muy pequeña, restricciones en fondo, entre otros) o por cambios en la
composición del fluido producido (normalmente reducción de la producción de gas)
estas condiciones tienden a incrementar la resistencia del flujo en el pozo.
Condiciones de superficie, tales como la presión del separador, diámetro de la línea,
entre otros, también tienen un impacto directo sobre las pérdidas totales de presión
que impiden que el pozo produzca por flujo natural.
Para producir los pozos “muertos” o para incrementar la tasa de producción
de los pozos flujo natural, es necesario instalar un sistema de levantamiento
artificial. Existen varios sistemas para escoger, pero todos tienen el mismo
principio, el cual consiste en suministrar la energía necesaria desde la superficie
para poder levantar los fluidos del pozo. Los métodos de levantamiento artificial
usados en Campo Boscan son:
a. Bombeo mecánico (BM).
El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más usado a
nivel mundial. Este método consiste en una bomba de subsuelo de acción
reciprocante, que se abastece con energía producida a través de una sarta de
cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, el cual
26
moviliza a una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas
(figura N°. 10).
Figura N° 10. Esquema tipo del sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico.
El levantamiento del crudo se realiza mediante la acción de las bombas de
subsuelo, las cuales son accionadas por la sarta de cabillas que les transmiten la
potencia requerida, generada en superficie. Estas bombas consisten esencialmente
de un pistón dentro de un barril con válvulas de entrada y salida de fluido.
La unidades de bombeo mecánico se clasifican según su geometría en tres
tipos principales: unidades convencionales, las cuales tienen el apoyo en el punto
medio del balancín; unidades neumáticas, cuyo punto de apoyo se ubica en el
extremo delantero del balancín y unidades MARK II, que tienen el apoyo en el
extremo trasero del balancín.
i. Descripción de los componentes.
Unidad de bombeo.
Es una unidad integrada cuyo objetivo es cambiar el movimiento angular del
eje del motor a reciproco vertical, a la velocidad apropiada con el propósito de
accionar la sarta de cabillas y bomba de subsuelo.
27
Motor.
Equipo que suministra el movimiento y potencia a la unidad de bombeo para
levantar los fluidos de los pozos. Este puede ser un equipo de combustión interna o
eléctrica siendo este último el de mayor utilización en la industria.
Cabillas.
Elemento de conexión entre la unidad de bombeo, instalada en la superficie y
la bomba de sub-suelo. Mediante esta se transmite el movimiento reciproco vertical
a la bomba para el desplazamiento del fluido generalmente son productos de acero
y por lo tanto poseen propiedades de masa y elasticidad.
Bomba de sub-suelo.
Es una bomba de pistón de desplazamiento positivo, desde su profundidad de
instalación hasta la superficie, que funciona por diferenciales de presión mediante
bolas y asientos, para permitir la entrada y sello de fluido en ciclos periódicos
sincronizados.
ii. Ventajas.
• Confiabilidad y bajo mantenimiento.
• Alto conocimiento en todas las aplicaciones (crudos pesados y livianos).
• Facilidad para ajustar la tasa en superficie.
• Permite alcanzar un alto grado de depleción.
• Varias alternativas para la fuente de poder (motor diesel o eléctrico).
• Operación, análisis sencillos y fácil reparación técnica.
• Tolera altas temperaturas.
• Facilidad para el intercambio de unidades entre pozos.
• Aplicable a huecos estrechos y completaciones múltiples.
• Permite el levantamiento de crudos con viscosidades relativamente altas.
• Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y la formación de
escamas.
• Disponibilidad de diferentes tamaños de unidades.
iii. Desventajas.
• Los caudales que permite bombear son relativamente bajos.
28
• Requieren de gran espacio en superficie, siendo poco recomendable en
plataformas costa afuera y en locaciones urbanas.
• Presenta mayor desgaste de las cabillas en pozos desviados.
• Problemas de fricción en pozos tortuosos.
• Baja tolerancia a la producción de sólidos.
• Limitado por la profundidad.
• Baja eficiencia volumétrica en pozos con alta producción de gas.
• Susceptible a la formación de parafinas.
• La tubería no puede ser recubierto internamente para protegerlo contra la
corrosión.
• Poca resistencia al contenido de H2S.
• En pozos de diámetro pequeño, se limita el caudal a producir, por el tamaño
de la bomba de subsuelo a instalar.
b. Bombeo de cavidad progresiva (BCP).
El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento
artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee
pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo. El
sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en superficie y
una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso
simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado.
La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira
excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las
superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su
descarga, (figura N°. 11).
29
Figura N° 11. Esquema tipo del sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad
progresiva.
i. Tipos de instalación BCP.
Instalación convencional.
En la instalación convencional, primero se baja la tubería de producción y se
ancla con unas empacaduras, luego de la fijación se baja el estator y rotor que son
instalados de forma separada; en este tipo de instalación se demora y consume más
tiempo y en consecuencia mayor inversión, las cabillas son las que proporcionan el
movimiento giratorio, son enroscadas al rotor generando el movimiento giratorio
que el sistema exige para ponerse en marcha, (figura N°. 12).
30
Figura N°.12. Bomba de cavidad progresiva convencional.
Instalación insertable.
En la configuración de bombas insertables el estator se baja al fondo del pozo
conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo. En otras palabras, la bomba
completa es instalada con la sarta de cabillas sin necesidad de remover la columna
de tubería de producción, minimizando el tiempo de intervención y en consecuencia
el costo asociado ha dicho trabajo.
La bomba es la misma que en la configuración convencional con la diferencia
de que viene adaptada a un sistema de acople que permite obtener un equipo
totalmente ensamblado como una sola pieza. Al rotor se le conecta una extensión
de cabilla la cual sirve como apoyo al momento de espaciado de la bomba. Los
acoples superior e inferior de esta extensión sirven de guía y soporte para la
instalación de este sistema, (figura N°. 13).
Figura No.13. Bomba de cavidad progresiva insertable.
Poseen las mismas ventajas generales que una BCP convencional, sumado a
los beneficios de un sistema insertable:
• No necesita ser removida la columna de tubería de producción para extraer la
bomba del fondo.
• La sustitución de la bomba de fondo puede ser realizada con ayuda de un
equipo pequeño de servicio.
• Los costos de servicio y mantenimiento son reducidos.
31
• La torsión de trabajo es baja, razón por la cual pueden utilizarse cabillas de
diámetro menor disminuyendo el roce con la tubería.
ii. Descripción de los componentes.
Cabezal de rotación.
El cabezal de rotación debe ser diseñado para manejar las cargas axiales de
las cabillas, el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la capacidad de freno y
la potencia requerida. Este es instalado directamente sobre la cabeza de pozo.
Sistema de transmisión.
Como sistema de transmisión se conoce el dispositivo utilizado para transferir
la energía desde la fuente de energía primaria (motor eléctrico o de combustión
interna) hasta el cabezal de rotación. Para la transmisión de torsión de una máquina
motriz a una máquina conducida, existen al menos tres métodos muy utilizados:
Transmisión con engranajes, correas flexibles de caucho reforzado y cadenas de
rodillos.
Sistema de freno.
La segunda función importante del cabezal es la del frenado que requiere el
sistema. Cuando un sistema BCP esta en operación, una cantidad significativa de
energía se acumula en forma de torsión sobre las cabillas.
Si el sistema se detiene repentinamente, la sarta de cabillas de bombeo libera
esa energía girando en forma inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a esta
rotación inversa se le suma la producida debido a la igualación de niveles de fluido
en la tubería de producción y el espacio anular, en el momento de la parada.
Durante ese proceso de marcha inversa, se puede alcanzar velocidades de rotación
muy altas.
Al perder el control de la marcha inversa, las altas velocidades pueden causar
severos daños al equipo de superficie como: desenrosque de la sarta de cabillas y
hasta la rotura violenta de la polea el cabezal, pudiendo en algunos casos causar
daños severos al operador.
Tubería de producción.
Es una tubería de acero que comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y
la línea de flujo. Se debe utilizar ancla de torsión o ajustar también con el máximo
API, para prevenir el desenrosque de la misma.
32
Sarta de cabillas.
Es un conjunto de cabillas unidas entre sí por medio de cuplas formando la
mencionada sarta, se introduce en el pozo y de esta forma se hace parte integral
del sistema de bombeo de cavidad progresiva. La sarta esta situada desde la bomba
hasta la superficie. Los diámetros máximos utilizados están limitados por el
diámetro interior de la tubería de producción, utilizándose diámetros reducidos y en
consecuencia cuplas reducidas, de manera, de no raspar con la tubería.
Estator.
Usualmente está conectado a la tubería de producción; es una hélice doble
interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético el cual está
adherido dentro de un tubo de acero.
Elastómero.
Es una goma en forma de espiral y esta adherida a un tubo de acero el cual
forma el estator. El elastómero es un material que puede ser estirado varias veces
su longitud original teniendo la capacidad de recobrar rápidamente sus dimensiones
una vez que la fuerza es removida.
Rotor.
Suspendido y girado por las cabillas, es la única pieza que se mueve en la
bomba. Este consiste en una hélice externa con un área de sección transversal
redondeada, tornada a precisión hecha de acero al cromo para darle mayor
resistencia contra la abrasión. Tiene como función principal bombear el fluido
girando de modo excéntrico dentro del estator, creando cavidades que progresan en
forma ascendente.
Centralizador.
Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene mayor uso en
especial para proteger las partes del sistema.
Niple Intermedio o niple espaciador.
Su función es la de permitir el movimiento excéntrico de la cabeza del rotor
con su cupla o reducción de conexión al trozo largo de maniobra o a la última
cabilla, cuando el diámetro de la tubería de producción no lo permite. En este caso
es imprescindible su instalación.
Niple de paro.
Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo inferior del
estator. Su función es hacer de tope al rotor en el momento del espaciamiento para
33
que el rotor tenga el espacio suficiente para trabajar correctamente, servir de
pulmón al estiramiento de las cabillas con la unidad funcionando y como succión de
la bomba.
Ancla de torsión.
Al girar la sarta en el sentido de las agujas del reloj, o hacia la derecha (vista
desde arriba) se realiza la acción de girar la columna también hacia la derecha, es
decir hacia el sentido de desenrosque. A esto se suman las vibraciones producidas
en la columna por las ondas armónicas ocasionadas por el giro de la hélice del rotor
dentro del estator, vibraciones que son tanto mayores cuanto más profunda es la
instalación de la bomba. La combinación de ambos efectos puede producir el
desprendimiento de la tubería de producción, el ancla de torsión evita este
problema. Cuanto más la columna tiende al desenrosque, más se ajusta el ancla.
Debe ir siempre instalada debajo del estator en pozos profundos.
Niple asiento.
Es una pequeña unión sustituta que se corre en la sarta de producción.
Permite fijar la instalación a la profundidad deseada y realizar una prueba de
hermeticidad de la tubería.
Filtro.
Se utiliza para evitar (en el caso de rotura de estator con desprendimiento de
elastómero), que trozos de tamaño regular del mismo, pueden estar dentro del
espacio anular. Una vez cambiada la instalación de fondo, estos pedazos de
elastómero podrán ser recuperados con equipo especial y no permanecerán en el
pozo donde se corre el peligro que sean succionados nuevamente por la bomba.
iii. Ventajas.
• Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises.
• La inversión de capital es del orden del 25% al 50% del de las unidades
convencionales de bombeo, dependiendo del tamaño, debido a la simplicidad y a
las pequeñas dimensiones del cabezal de accionamiento.
• Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de
energía de hasta 60% - 75% comparado con unidades convencionales de
bombeo eficiente. El sistema de accionamiento es también eficiente a causa de
que la cabillas de bombeo no se levantan y bajan, solo giran.
34
• Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa puede ser
transportada con una camioneta.
• Opera eficientemente con arena debido a la resistencia del material del
estator y al mecanismo de bombeo.
• La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión resta
parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una
aparente ineficiencia.
• Amplío rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades
recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en los
caudales obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio equipo.
• La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará menor
producción de arena de yacimientos no consolidados. La producción de flujo
constante hacen más fácil la instrumentación.
• El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye el
riesgo de fallas por fatiga y la pesca de cabillas de bombeo.
• Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la
unidad BCP sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos múltiples y
plataformas de producción costa fuera.
• El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas
urbanas.
• Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes
móviles.
• Simple instalación y operación.
iv. Desventajas.
• Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o
178°C).
• Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o
deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de
tiempo).
• Tendencia del estator a daños considerable cuando la bomba trabaja en seco
por períodos de tiempo relativamente cortos.
35
• Desgaste por contacto entre las cabillas y el revestidor de producción en
pozos direccionales y horizontales.
• Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba (ya
sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema).
v. Clasificación de los elastómeros.
Los principales elastómeros que se usan en la industria petrolera son el
caucho de nitrilo butadieno NBR (nitrile butadiene rubber), cadenas poliméricas de
butadieno y acrilonitrilo (ACN).
Al referirse a Campo Boscan, los dos elastómeros comerciales que
comúnmente son vulcanizados en las bombas son: UF-158 (serie “HNBR” Nitrilo
Hidrogenado) y UF-102 (serie “NBR”), los cuales han funcionado de forma adecuada
en diversas zonas del campo lográndose alcanzar periodos operativos mayores a
600 días. Sin embargo en presencia de altos volúmenes de gas, el mismo se
expande dentro de la matriz del elastómero generando en ciertas ocasiones la
ruptura del mismo, también conocido como descompresión explosiva.
Características del NBR.
El butadieno posee un doble enlace tenso de carbono que favorece las
reacciones químicas permitiendo agregar aditivos que mejoran sus propiedades.
• Proceso de vulcanización; los aditivos se mezclan mecánicamente y luego se
moldea y vulcaniza la mezcla para acelerar el proceso de formación de las
enlaces.
• Se utiliza más de una docena de aditivos en cada compuesto específico de
caucho, tales como azufre que provee enlaces reductores de fricción,
catalizadores de vulcanizado. Etc.
Características ACN.
Este compuesto es el que le aporta las propiedades necesarias para afrontar
los requerimientos de la explotación de petróleo. El contenido de ACN en los
elastómeros para petróleo está comprendido entre 18% y 50%, produciendo
diferentes efectos sobre sus características y propiedades.
36
Elastómeros especiales.
Estos elastómeros son utilizados cuando las características se los pozos son
extremas; los más usados son: Caucho de nitrilo butadieno hidrogenado HNBR
(hydrogenated nitrile butadiene rubber) y el Clorosulfuro de polietileno.
La empresa Petroboscan en conjunto con la contratista que presta el servicio
de las bombas de cavidad progresiva en Campo Boscan, realizaron pruebas de
compatibilidad al crudo proveniente de los pozos con alta RGP y fallas repetitivas
utilizando unos nuevos elastómeros: El MG-41B1 creado para mejorar el elastómero
UF-158 siendo mas suave permitiendo el escape del gas mas fácilmente evitando el
desgarre del elastómero. Y el MG-39U creado para mejorar el elastómero UF-102
siendo mas duro evitando así la entrada del gas al elastómero. En ambos
elastómeros se logro incrementar la temperatura de operación hasta 300°F.
Como resultado de estos estudios se instalaron 4 bombas usando los
elastómeros mencionados anteriormente, obteniendo resultados favorables en el
incremento de la vida útil de los equipos y un 25% la eficiencia volumétrica de las
bombas.
Tabla No1. Clasificación de los elastómeros para BCP.
Dureza
Shore
Elastómero Campo de uso Resultados
d=1.23
72
NBR c/MEDIO ACN y C4 * Propiedades Mecánicas.
Altas, * Temp. Máx. 120ºC * Abrasión alta resistencia * Resist. Aromáticos
promedio * Resist. CO2 y H2S
promedio
* Crudos pesados < 18 ºAPI
* Crudos abrasivos * Alta presión * Crudos medios (18-29)
ºAPI * Crudos livianos (29-40)
ºAPI y bajo contenido de aromáticos y CO2 (3%)
A A/B A B C
d=1.24
71
NBR CON ALTO ACN * Propiedades Mecánica.
Buena * Temp. Máx. 100 ºC * Resist. Abrasión promedio * Resist. Aromáticos buena * Resist. CO2 y H2S muy
pobre
* Crudos medios (18-29) ºAPI
* Crudos livianos (29-35) ºAPI con contenido promedio de aromáticos y CO2 (8%)
B B
d=1.16
5
NBR BLANDO: BAJO ACN Y C4
* Propiedades Mecánicas.
* Crudos abrasivos * Crudo pesado hasta 18
ºAPI
A A B
37
6 Buena elasticidad * Temp. Máx. 80 ºC * Resist. Abrasión muy
buena * Resist. Aromáticos
promedio * Resist. CO2 promedio * Resist. H2S promedio-
pobre
* Crudos medios con bajo contenido de aromáticos y CO2
d=1.15
76
NBR HIDROGENADO "HNBR"
* Propiedades Mecánica media
* Temp. Máx. 140 ºC * Resist. Abrasión buena * Resist. Aromáticos Prom.-
pobre * Resist. CO2 promedio-
pobre * resist. H2S buena
* Crudos pesados con altas temperaturas.
* Crudos pesados con H2S * Crudos medianos con
bajo contenido de aromáticos y CO2
A A/B B/C
d=1.72
75
NBR + FLUORUCARBONO * Propiedades mecánica
media. * Temp. Máx. 130 ºC * Resist. Abrasión pobre * Resist. Aromáticos
excelentes * Resist. CO2 excelente * Resist. H2S buena
* Crudos livianos con alta temperatura y CO2
* Crudos livianos con H2S * Crudos medios con alto
contenido de aromáticos y CO2
A A/B B/C
Resultados: A: excelente B: buena C: promedio.
c. Bombeo electrosumergible (BES).
Este es un método de levantamiento artificial altamente eficiente para la
producción de crudos livianos y medianos; sin embargo, es uno de los métodos de
extracción de crudo que exige mayor requerimiento de supervisión, análisis y
control, a fin de garantizar el adecuado comportamiento del sistema.
Una unidad típica de bombeo electrosumergible está constituida en el fondo
del pozo por los componentes: motor eléctrico, protector, sección de entrada,
bomba electrocentrífuga y cable conductor. Las partes superficiales son: cabezal,
cable superficial. Tablero de control, transformador. Sin embargo, existen otros
accesorios que son incluidos para asegurar una buena operación, tales como:
separador de gas, flejes para cable, válvula de drenaje, válvula de contrapresión,
centralizadores, sensor de presión y temperatura de fondo, dispositivos electrónicos
38
para control del motor, caja de unión, y controlador de velocidad variable, (figura
N°. 14).
Figura N°14. Esquema tipo del sistema de levantamiento artificial por bombeo
electrosumergible.
i. Descripción de los componentes.
Banco de transformación eléctrica.
Es aquel que esta constituido por transformadores que cambian el voltaje
primario de la línea eléctrica por el voltaje requerido para el motor.
Tablero de control.
Es el componente desde el que se gobierna la operación del aparejo de
producción en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control que se desea
tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos al
tablero.
Variador de frecuencia.
Permite arrancar los motores a bajas velocidades, reduciendo los esfuerzos
en el eje de la bomba, protege el equipo de variaciones eléctricas.
Caja de venteo.
39
Esta ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta el cable
de energía del equipo de superficie con el cable de conexión del motor, además
permite ventear a la atmósfera el gas que fluye a través del cable, impidiendo que
llegue al tablero de control.
Cabezal de descarga.
El cabezal del pozo debe ser equipado con un cabezal en la tubería tipo
hidratante o empaque cerrado. Los cabezales de superficie pueden ser de varios
tipos diferentes, de los cuales, los más comúnmente utilizados son: Tipo Hércules
para baja presión y Tipo Roscado para alta presión.
Motor eléctrico.
Es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para mantener
la producción de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima de las perforaciones.
Cuando seleccionemos motores en tandem, debemos tener presente lo siguiente, si
utilizamos dos motores tendremos doble potencia y también necesitaremos doble
voltaje en superficie el cual no debe sobrepasar el amperaje máximo permitido de la
placa del motor.
Protector.
Este componente también llamado sección sellante, se localiza entre el motor
y la bomba, está diseñado principalmente para igualar la presión del fluido del
motor y la presión externa del fluido del pozo a la profundidad de colocación del
equipo. Las funciones básicas de este equipo son: Permitir la igualación de presión
entre el motor y el anular, absorber la carga axial desarrollada por la bomba a
través del cojinete de empuje, prevenir la entrada de fluido del pozo hacia el motor,
proveer al motor de un depósito de aceite para compensar la expansión y
contracción del fluido lubricante durante los arranques y paradas del equipo
eléctrico y transmitir el torque desarrollado por el motor hacia la bomba a través del
acoplamiento de los ejes.
Sección succión.
Esta es la puerta de acceso de los fluidos del pozo hacia la bomba, para que
esta pueda desplazarlos hasta la superficie. Existen dos tipos básicos de succiones o
“intake” de bombas: Las succiones estándar y los separadores de Gas.
40
Bomba centrífuga sumergible.
Es de tipo centrifugo-multicapas, cada etapa consiste en un impulsor rotativo
y un difusor fijo. El número de etapas determina la capacidad de levantamiento y la
potencia requerida para ello. Su función básica es imprimir a los fluidos del pozo el
incremento de presión necesario para hacer llegar los fluidos a la superficie.
Cables.
La unión eléctrica entre los equipos descritos, instalados en el subsuelo, y los
equipos de control en superficie son los cables. Existen varios tipos de cables en una
instalación de bombeo electrosumergible:
• La extensión de cable plano, la cual es una cola de cable de características
especiales que en uno de sus extremos posee un conector especial para
acoplarlo al motor. En el otro extremo este se empalma al cable de potencia.
• Cable Conductor Eléctrico (POTHEAD), el cual transmite la energía eléctrica
necesaria para impulsar el motor, se lleva desde la superficie por medio de un
cable conductor, el cual debe elegirse de manera que satisfaga los requisitos de
voltaje y amperaje para el motor en el fondo del pozo, y que reúna las
propiedades de aislamiento que impone el tipo de fluidos producidos.
Otros accesorios usados en la instalación son los siguientes:
Válvula de contra presión.
Esta válvula permite el flujo en sentido ascendente, de manera que cuando el
motor deja de trabajar, impide el regreso de la columna de fluidos y evita el giro de
la flecha de la bomba en sentido contrario, lo cual la dañaría.
Válvula de drenaje.
Al utilizar válvula de retención debe utilizarse una válvula de drenaje justo
por encima de está, como factor de seguridad para cuando se requiera circular el
pozo del anular a la tubería de producción.
Controlador de velocidad variable.
El controlador de velocidad variable permite alterar la frecuencia del voltaje
que alimenta al motor y por lo tanto modificar su velocidad. El rango de ajuste de la
frecuencia es de 30 a 90 Hz, lo que implica su amplio rango de velocidades y por lo
tanto de gastos que es posible manejar.
Separador de gas.
Los separadores de gas, además de permitir el ingreso de fluidos al interior
de la bomba, tiene la finalidad de eliminar la mayor cantidad del gas en solución
41
contenido en estos fluidos. Su uso es opcional y se emplea cuando se prevé alta
RGP.
Centralizadores.
Como su nombre lo indica, se utilizan para centrar el motor, la bomba y el
cable durante la instalación. Se utilizan en pozos ligeramente desviados, para
mantener el motor centrado y así permitir un enfriamiento adecuado. También
evitan que el cable se dañe por roce con el revestidor, a medida que es bajado en el
pozo.
Bandas de cable.
También se denominan flejes, se utilizan para fijar el cable de potencia a la
tubería de producción durante la instalación, y el cable de extensión del motor al
equipo.
Sensor de fondo.
El sensor de presión es un equipo que se coloca acoplado en la parte final del
motor. Está constituido por circuitos que permitan enviar señales a superficie
registradas mediante un instrumento instalado en controlador, convirtiendo estas,
en señales de presión a la profundidad de operación de la bomba.
ii. Ventajas.
• Puede levantar altos volúmenes de fluidos (maneja altos cortes de agua).
• Aplicables en costa a fuera.
• Puede usarse para inyectar fluidos a la formación (fácil aplicación de
tratamientos contra la corrosión y formaciones de escamas).
• Su vida útil puede ser muy larga.
• Trabaja bien en pozos desviados.
• No causan destrucciones en ambientes urbanos.
• No tiene casi instalaciones de superficie a excepción de un control de
velocidad del motor.
• La motorización es eléctrica exclusivamente y el motor se encuentra en la
bomba misma al fondo del pozo.
iii. Desventajas.
42
• Inversión inicial muy alta.
• Alto consumo de potencia.
• No es rentable en pozos de baja producción.
• Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas elevadas.
• Susceptible a la producción de gas y arena.
• Su diseño es complejo.
• Las bombas y motor son susceptibles a fallas eléctricas.
• Es un sistema difícil de instalar y su energización no siempre es altamente
confiable.
iv. Parámetros de aplicación del sistema.
• Temperatura: limitado por > 350ºF para motores y cables especiales.
• Presencia de gas: saturación de gas libre < 25%.
• Presencia de arena: < 200 ppm (preferiblemente 0).
• Viscosidad: limite cercano a los 200 cps.
• Profundidad: 6000 – 8000 pies.
• Volumen de fluido: hasta 4000 BPD.
v. Bomba manejadora de gas.
Bomba NPSH (Tapered Pump).
Una de las soluciones para evitar la interferencia del gas en la operación
normal de las BES es la bomba manejadora de gas compuesta por la NPSH. Las
etapas manejadoras de gas (NPSH) son diseñadas específicamente para manejar
pozos con fluidos de alta relación de gas y deben ser usadas como admisión inicial
ya que poseen un amplio rango de operación y resistencia al bloqueo de gas.
La etapa de la NPSH está específicamente diseñada para operar con baja
presión o fluido gaseoso. Esta dimensionada para manejar grandes volúmenes y
reducir el choque a la entrada y la separación de fases.
Su funcionamiento es el siguiente:
• Utiliza dos tipos de etapa diferente para lograr un efecto “taper” volumétrico
dentro de la bomba.
• La eficacia es una función del caudal y de la presión de entrada a la bomba.
43
Bombas MVP (multi-vane-pump).
Las bombas MVP colocadas en el mercado por centrilift y usadas en Campo
Boscan con resultados favorables para el manejo de gas, expande el rango de
operación de los sistemas de bombeo electrosumergibles permitiendo continuidad
en la operación de los sistemas electrosumergibles en condiciones de gas extremas
y reduciendo la tendencia a paradas por baja carga ocasionadas por la interferencia
de gas en la bomba.
La MVP fue un diseño único y patentado de impulsor que permite que la
bomba opere continuamente mientras esta produciendo levantamiento sustancial en
condiciones de fluidos que exceden el 70% de gas libre, ver figura N° 15.
Figura N°.15. Etapa de una bomba MVP.
En la siguiente tabla, se especifican las características y beneficios de las
bombas MVP.
Tabla No.2. Características y beneficios de las bombas MVP.
�
44
Esta nueva tecnología fue aplicada recientemente en Campo Boscan,
específicamente el pozo BN_CCC (EF-Z-9), obteniéndose resultados favorables ante
la presencia de gas, como lo es: reducción del número de paradas por gas y
estabilización de los parámetros del equipo (Amperajes, presión y temperatura de
entrada a la bomba). Las figuras N° 16 y 17 muestra los parámetros de producción
del equipo antes y después de la instalación de la bomba MVP.
45
Figura N°16. Parámetros de producción antes de la bomba MVP.
Figura N°17. Parámetros de producción con la bomba MVP.
2.3.2. Equipos de completacion de fondo.
Revestidor.
Es una tubería utilizada principalmente para prevenir la caída del hoyo
soportando las paredes del pozo e impidiendo que las formaciones no consolidadas
se derrumben.
Existen en el mercado diversos tipos, cuyas diferencias están centradas en su
peso y grado; éstos se utilizan de acuerdo a la profundidad a la que se asienten, ya
que ésta es directamente proporcional al peso y grado del revestidor.
Liner (forro).
Llamada también tubería perforada, no es más que una tubería de
revestimiento utilizada para proteger la zona productora. Es de menor diámetro que
el revestidor puede ser de diversos tipos: liso, ranurado, preempacado o de rejillas.
46
Generalmente el liner se baja a nivel de la zona productora, está colgado por medio
de una empacadura al revestidor de producción.
Básicamente se utiliza con el propósito de filtrar la arena proveniente de la
zona productora junto con el petróleo. Puede presentarse en diversos tamaños y
modelos utilizándose cada uno de ellos de acuerdo a las exigencias del tipo de
completación.
Empaque con grava.
La función principal del empaque con grava es la de actuar como filtro, y a la
vez evitar que los granos de arena de la formación productora y otros sólidos entren
en el pozo.
Bloquear la formación contra el empaque de grava es la clave para controlar
el movimiento de la arena, cuando se obtiene un bloqueo efectivo tanto de la arena
como de otras partículas sólidas que son arrastradas por los fluidos de formación,
ambas son depositadas en la periferia del empaque, de tal manera que sólo pasen
los fluidos limpios.
La figura N° 18, muestra el esquema tipo de una completacion en Campo
Boscan.
Figura N°18. Esquema de completacion tipo en campo boscan.
CAPITULO III
MARCO METODOLOGICO
3.1. Tipo de investigación.
Proyecto Factible.
Se clasifica como de tipo proyecto factible, según Barrera (2005) dado que es
aquella Investigación que intenta proponer soluciones a una situación determinada,
implica explorar, describir, explicar y proponer alternativas al cambio, mas no
necesariamente ejecutar la propuesta.
Descriptiva.
Se clasifica como de tipo descriptiva, según Hernández, Fernández y Baptista
(2003) “los estudios descriptivos permiten medir y recoger información de manera
independiente o conjunta sobre los conceptos y variables a las que se refieren”. Por
consiguiente para efectos de ésta investigación se pretende describir el
comportamiento de gas venteado por los anulares de pozos en Campo Boscan,
orientado a buscar alternativas que permitan disminuir el venteo de ese gas hacia la
atmósfera.
De Campo.
Se clasifica como de tipo de campo, según Fidias Arias (2006) “consiste en la
recolección de datos directamente de la realidad donde ocurren los hechos, sin
manipular o controlar variables”. Durante esta investigación todos los datos de los
pozos serán recolectados directamente en ellos o por medio de programas que
permiten observar variables e historia de los mismos.
3.2. Población y Muestra.
3.2.1. Población.
Es la “totalidad de un fenómeno de estudio, incluye la totalidad de unidades
de análisis o entidades de población que integran dicho fenómeno y que debe
cuantificarse para un determinado estudio integrando un conjunto N de entidades
que participan de una determinada característica y se le denomina población por
48
constituir la totalidad de los fenómenos adscrito a un estudio o investigación”
(Tamayo y Tamayo, 2007, p.176).
Para esta investigación la población es representada por todos los pozos
productores activos e inactivos existentes en las estaciones de flujo Z-10 y 20 de
Campo Boscan.
3.2.2. Muestra.
“Cuando no es posible medir cada una de las entidades de población, se toma
una muestra partir de una población cuantificada para una investigación. La
muestra descansa en el principio de que las partes representan el todo y por tanto
refleja las características que definen la población de la cual fue extraída, lo cual nos
indica que es representativa” (Tamayo y Tamayo, 2007, p.176).
El tipo de muestra empleado en la investigación se considera de tipo censal,
puesto que se seleccionó el 100% de la población (89 pozos productores activos e
inactivos correspondientes a las estaciones Z-10 y 20). En este sentido Ramírez
(1997), afirma “la muestra censal es aquella donde todas las unidades de
investigación son consideradas como muestra”.
3.3. Técnicas e instrumentos de recolección de datos.
Carpetas de pozos.
Estas carpetas están disponibles en físico en el archivo central de Petroboscán
y contiene datos de perforación, completación, registros, etc. También existen en
digital y estas incluyen la data más reciente, la historia actualizada y los programas
de subsuelo
iDims.
Es un programa de Hallmark (Halliburton) que permite consultar el detalle de
los trabajos realizados a los pozos, se encuentran almacenados los reportes de
operaciones de los servicios ejecutados, así como también la configuración de la
completacion instaladas actualmente.
49
Well Test.
Es un programa realizado en Visual Basic, donde se cargan las medidas de
producción, los niveles de fluido, los cortes de agua, cortes de arena de cada pozo,
es el sistema utilizado en Petroboscán para que el ingeniero de producción valide la
información de los pozos diariamente.
Oil Field Manager (OFM).
Es un programa que ofrece monitoreo avanzado de producción y
herramientas necesarias para predicción de producción, contribuyendo a mejorar el
manejo de la producción y el seguimiento de las reservas. OFM permite visualizar,
relacionar y analizar la data de producción y yacimiento a través de mapas base
interactivos, tendencias de producción, mapas de burbuja, análisis de curvas de
declinación y varios tipos de curvas personalizadas que ayudan a analizar la data de
forma más rápida.
XSPOC.
Es un sistema completo de gestión y automatización de pozos que utiliza
tecnologías modernas de comunicación para combinar los datos en tiempo real con
las herramientas de diseño y diagnóstico de Theta (RODSTAR y XDIAG).
Adicionalmente admite pozo con bombas electrosumergibles, controladores de
bombas de cavidad progresiva, dispositivos de extracción con gas (gas lift, plunger
lift), controladores de flujo y otros dispositivos.
The well analyzer (Echometer).
El analizador de pozo (Well Analyzer) forma parte de la línea de productos
que ofrece la empresa Echometer, este es un instrumento computarizado utilizado
para tomar niveles de fluido, medir presiones transientes, tomar cartas dinagráficas
y medir la potencia/corriente del motor. Está conformado por una computadora
portátil y unos equipos electrónicos, la computadora controla la adquisición de data,
la procesa, la analiza y muestra los resultados como se muestra en la Figura N° 19.
50
Figura N° 19. Equipo de tomas de niveles Echometer.
La información extraída del Echometer consistió únicamente en los registros
de niveles de fluido para lo cual el analizador de pozo usa un ensamble pistola de
gas/micrófono (transductor de presión) para determinar la profundidad del liquido
en un pozo, la presión del espacio anular revestidor-tubería también es monitoreada
para calcula la presión del fondo así como para estimar el caudal de gas que fluye
por el anular.
La data adquirida en campo es visualizada y analizada en el programa TWM
(Total Well Management).
XDIAG.
Es el primer programa de computadora para diagnóstico experto disponible
comercialmente, este programa permite al operador tomar las máximas ventajas de
un dinamómetro independiente o un sistema centralizado de control de pozo. XDIAG
diagnostica y reporta problemas tales como: fuga en la válvula viajera o válvula fija,
mal funcionamiento del ancla de tubería, barril de la bomba dañado o rayado, caja
de engranaje sobrecargada o fuera de balance, cabillas sobrecargadas, etc. Esto
permite la detección y corrección más rápida posible de problemas en el sistema de
bombeo, ayudando a extender la vida económica de los campos petrolíferos.
Determina la condición de la bomba usando la combinación de un
conocimiento experto con técnicas de reconocimiento de patrones, detecta y corrige
errores en la data de entrada, emite recomendaciones para solucionar problemas de
fondo y para balancear la unidad, genera un reporte y grafica de las cartas
dinagráficas de superficie y fondo, además de los gráficos de torque de la caja de
engranajes. Adicionalmente determina la carrera total de la bomba, eficiencia
volumétrica, eficiencia general del sistema, torques pico y cargas en la caja de
51
engranaje para las condiciones existentes y de balance con el momento de
contrabalanceo necesario para balancear la unidad. A partir de la carta dinagráfica
de fondo calcula automáticamente las cargas de fluido, nivel de fluido, presión de
entrada a la bomba, carrera neta, producción de fluido de la carrera neta, y llenado
de la bomba.
RODSTAR.
RODSTAR es un programa de computadora desarrollado por Theta Enterprise.
Representa el estado del arte en diseño de pozos por bombeo mecánico, usando un
modelo de la ecuación de onda para la sarta de cabillas y el modelo kinemático
exacto de la geometría de la unidad de bombeo. Por lo tanto, RODSTAR permite
simular cualquier sistema de bombeo y predecir su comportamiento con exactitud,
también es posible simular pozos someros gracias a su capacidad de incluir los
efectos de inercia en el fluido cuando predice las cargas dinamométricas. Esto es
importante cuando se diseñan pozos someros de altas tasas (sistemas con pistones
de 2,25 plg o más grandes y bombeando a menos de 4000 pies), los métodos que
no incluyen los efectos de la inercia de los fluidos puede conducir hacia errores
enormes, resultando en sobre cargas severas en el equipo de bombeo.
PCPUMP.
PC-PUMP permite simular el diseño de una bomba de cavidad progresiva al
introducir información de geometría del pozo, seleccionar tamaños de revestidotes y
tuberías de producción, seleccionar la sarta de cabillas, y seleccionar una bomba
específica a partir de una amplia base de datos de proveedores de equipos.
Sistemas de impulsión de superficie o fondo pueden ser especificados y analizados.
Entre los resultados que proporciona el software se encuentra: flujo de
energía de base y eficiencia del sistema; carga en cabillas y fatiga; contacto y
desgaste entre tuberías de producción y cabillas; flujo de fluidos y giro inverso
“Backspin” de cabillas de bombeo.
(AUTOGRAPH).
Es un programa creado por Baker Hughes Centrilift el cual su función es
simplificar el proceso de diseño y selección de los equipos de bombeo electro
sumergible “BES”. El programa permite simular el diseño creando un
funcionamiento del pozo basado en requisitos hidráulicos.
52
3.4. Metodología.
Para el desarrollo de esta investigación, se siguió la siguiente metodología,
clasificada de acuerdo a los objetivos específicos planteados:
Describir el comportamiento de producción de los pozos asociados a
las estaciones de flujo Z-10 y 20.
Premisas consideradas en este objetivo.
• Realizar la tabla de recopilación de información de cada uno de los pozos.
• Cerrar la válvula de venteo anular, a aquellos pozos inactivos en las
estaciones de flujo Z-10 y 20.
• No considerar para la disminución del venteo de gas natural, a aquellos pozos
donde el sistema de levantamiento actual instalado se encuentre deficiente.
• Alinear a la linea de flujo el gas natural proveniente de los anulares, en los
pozos donde la presión de entrada de la bomba sea mayor a la presión promedio
de burbuja en el yacimiento Campo Boscan (Pb: 1350 psi).
• Factibilidad de alinear a la linea de flujo el gas natural proveniente de los
anulares, en los pozos donde el porcentaje de gas libre a la entrada de la bomba
sea menor al máximo permitido por diseño y experiencia de Campo Boscan
dependiendo del método de producción del pozo:
Bombeo mecánico ≤ 50%.
Bombeo de cavidad progresiva ≤ 40%, para evitar la descompresión
explosiva del elastómero (pozos profundos).
Bombeo electrosumergible ≤25%.
• Los pozos a los cuales no es factible realizar cierre o alineación del gas
natural proveniente del anular, seran los considerados a evaluar en el siguiente
objetivo.
Búsqueda de información y creación de la base de datos.
Por medio de los instrumentos OFM y XSPOC, se obtuvo una lista de todos los
pozos productores activos e inactivos de las estaciones de flujo Z-10 y 20 de Campo
Boscan.
53
Se recopiló a través de los siguientes instrumentos la siguiente información
de cada uno de los pozos:
• Carpeta de pozos: Se revisó a través de las historias y diagrama de los pozos
la siguiente información: método de producción (bombeo mecánico, bombeo de
cavidad progresiva, bombeo electrosumergible), estado del pozo (activo o
inactivo), unidad de superficie (solo para bombeo mecánico “tipo de balancín”),
profundidad del colgador, diámetro del liner o control de arena, modelo de la
bomba, diámetro y profundidad de la bomba, diámetros de tubería y cabillas.
• Well Test: tope y base de la arena productora, velocidad del equipo de fondo,
potencial del pozo, datos de producción (qo, qw y qgas por tubería), porcentaje
de agua y sedimentos “%AyS”, relación gas petróleo por tubería “RGP”, presión
estática “Pe”, °API y corte de arena.
• Idims: se revisó el último trabajo realizado al pozo, así como se verificó toda
la información referente a la completacion del pozo descrita en la historia y
diagrama digital de los pozos.
• Echometer: Se revisó los niveles de fluido de los pozos tomados
recientemente para verificar el nivel de fluido, sumergencia, presión de fondo
fluyente “PWF”, presión de entrada a la bomba “PIP” y Qgas anular de cada uno
de los pozos. Adicionalmente se realizó toma de niveles de fluido en aquellos
pozos, a los cuales los existentes no fueran representativos. (ver anexo N° 1)
• XSPOC: Se verificó a tiempo real, el comportamiento de cada uno de los
pozos, para junto con los datos de producción estimar la eficiencia de cada uno
de los métodos. Al mismo tiempo se verificó la presión de cabezal de cada uno
de ellos.
Se determinó a partir de correlaciones el porcentaje de gas libre a la entrada
de la bomba (a condiciones actuales) de cada uno de los pozos, para lo cuál se
consideró lo siguiente:
• Se utilizó la gravedad especifica para el gas natural de 0.7 (dato de campo).
• A partir de la correlación de Brown, G.G., Katz, D.L., Oberfell, G.G. y Alden,
R.C (ver figura N° 20), se determino la presión y temperatura seudocritica para
un gas natural de gravedad especifica 0.7 con cantidades despreciables de
presencia de no hidrocarburos (menor del 5% del volumen de la mezcla).
54
Figura N° 20. Presión y temperatura seudocríticas de gases naturales.
• Se determinó la presión y temperatura seudorreducida a nivel de la entrada
de la bomba para lo cual se utilizaron las siguientes formulas:
T= Tsup+ G*P, donde;
T= temperatura de entrada de la bomba (°F).
Tsup= temperatura de superficie (80°F para Campo Boscan).
G= gradiente geotérmico por pie (0.0118 para Campo Boscan).
P= profundidad de asentamiento de la bomba (pies).
Psr= P/Psc, donde
Psr= presión Seudorreducida (adimensional).
P= presión de entrada de la bomba (psi).
Psc= presión seudocritica (psi).
Tsr= T/Tsc, donde;
Tsr= temperatura seudorreducida (adimensional).
T= temperatura de entrada de la bomba (°R).
Tsc= temperatura seudocrítica (°R).
• Se determinó el factor de compresibilidad del gas “Z” por el método de
PAPAY, debido a que los valores de presión y temperatura seudorreducidad se
encuentran en el rango de 0.2 ≤ Psr ≤ 15.0 y 1.2 ≤ Tsr ≤ 3.0.
55
Z= 1 – (3.52*Psr)/100.9813*Tsr + (0.274*Psr2)/100.8157*Tsr
• Se determinó el factor volumétrico del gas.
Bg= 0.00503*(Z*T)/P, donde;
Bg= factor volumétrico del gas (BY/PCN).
Z= factor de compresibilidad del gas (adimensional).
T= temperatura de entrada a la bomba (°R).
P= presión (psi)
• Se utilizó la correlación de standing para determinar el factor volumétrico del
petróleo, para lo cual se calculo la razón gas-disuelto en el petróleo “Rs”, la
gravedad del petróleo “الo” y el factor de correlación “F”.
Rs= الg*[(P/18.4 + 1.4)* 10P
(API – 0.00091Tال*0.0125)P]*P
1.2048P, donde;
Rs= razón gas disuelto-petróleo (PCN/BN).
.g= gravedad especifica del gasال
P= presión a la entrada de la bomba (psi).
.API: gravedad especifica del petróleo (°API)ال
T= temperatura a la entrada de la bomba (°F).
(APIال + 131.5)/o= 141.5ال
F= Rs*√الg/الo + 1.25*T, donde;
Rs= razón gas disuelto-petróleo (PCN/BN).
.g= gravedad especifica del gasال
.o= gravedad especifica del petróleoال
T= temperatura a la entrada de la bomba (°F).
Bo= 0.9759 + 12*10P
-5P * FP
1.2P, donde;
Bo= Factor volumétrico del petróleo (BY/BN).
F= Factor de correlación.
• Se determinó los caudales a la entrada de la bomba de petróleo, agua y gas
para cada uno de los pozos. Es de considerar que para el caudal de gas se
asumió que todo el gas que fluye a través del anular será producido por la
bomba, es decir el caudal de gas total seria la sumatoria de lo que fluye por
tubería y anular. Al igual que se considero uno (1) como factor volumétrico del
agua “Bw”.
Qg= qgas * Bg, donde;
Qg= caudal de gas a la entrada de la bomba (BY).
56
qgas= caudal de gas en superficie por tubería y anular (PCN).
Bg= factor volumétrico del gas (BY/PCN).
Qo= qo * Bo, donde;
Qo= caudal de petróleo a la entrada de la bomba (BY).
qo= caudal de petróleo en superficie (BN).
Bo= factor volumétrico del petróleo (BY/BN).
Qw= qw * Bw, donde;
Qw= caudal de agua a la entrada de la bomba (BY).
Qgas= caudal de agua en superficie (BN).
Bg= factor volumétrico del agua (BY/BN).
• Se determinó el porcentaje de gas libre “% GL” a la entrada de la bomba, por
medio de la siguiente ecuación.
%GL= (Qgas/Qt)*100, donde;
% GL= porcentaje de gas libre a la entrada de la bomba (%).
Qg= caudal de gas a la entrada de la bomba (BY).
Qt= caudal total a la entrada de la bomba (BY)
Determinar la factibilidad técnica de la incorporación de nuevas
tecnologías al sistema de producción que contribuya con la disminución del
venteo de gas en los pozos de las estaciones de flujo Z-10 y 20.
Premisas consideradas en este objetivo.
• Realizar en conjunto con las contratistas de servicio las simulaciones (cambio
de diseño aplicando en algunos casos, dependiendo del método de levantamiento
artificial nuevas tecnologías) a los pozos con porcentaje de gas libre mayor al
permitido, que bajo las condiciones actuales no permite la alineación del gas
natural proveniente del anular revestidor-tubería a la linea de flujo.
• Documentar en la historia de cada pozo, los resultados obtenidos, para su
aplicación en futuros cambios de bomba.
• Aquellos pozos, a los cuales no es factible realizar un cambio de diseño con la
finalidad de alinear el gas natural proveniente del anular revestidor-tubería,
serán los considerados a estudiar en el tercer objetivo.
57
Envió de la data para la elaboración de las simulaciones.
Se envió un archivo PowerPoint con la información necesaria de cada uno de
los pozos a simular como lo es diagrama propuesto, IPR y data de producción.
Para el envío de la información, se utilizó la tabla de resultado obtenida en el
objetivo anterior para enviar la siguiente data de producción (tasa de petróleo, tasa
de agua, %AyS, RGP, presión de entrada a la bomba, potencial del pozo y corte de
arena), se elaboró un diagrama propuesto con la profundidad de la bomba y la
curva IPR de cada uno de los pozos utilizando la correlación de Vogel con presión
estática del yacimiento y una prueba de producción para cada uno de los pozos.
Consideraciones para las simulaciones.
Bombeo Mecánico
• Colocar la bomba mecánica en el punto medio de las perforaciones o lo mas
profundo posible.
Bombeo electrosumergible
• Mantener la bomba a la misma profundidad.
• Utilizar las bombas “MVP” para comprimir los volúmenes de gas a la entrada
de la bomba y evitar el bloqueo por gas.
Bombeo de cavidad progresiva
• Colocar la bomba 200’ por encima del colgador sin sobrepasar la profundidad
de 8700’, profundidad máxima a la cual ha sido probadas las BCP en campo
boscan.
• Utilizar los nuevos elastómeros probados recientemente en campo boscan en
pozos con alta RGP.
Desarrollar alternativas integradas con el modelo de producción de
los pozos que logren la recolección del gas anular en los pozos de las
estaciones de flujo Z-10 y 20.
Premisas consideradas en este objetivo.
• Se evaluó el uso de una válvula para liberar el gas natural a una determinada
presión que permita minimizar el venteo del gas natural en los pozos, a los
cuales no fue factible en los objetivos anteriores la alineación del gas natural
proveniente del anular revestidor–tubería.
58
• Considerar la linea de baja presión de campo boscan, la cual opera a 45 psi.
• Seleccionar uno de los pozos como prueba piloto.
Metodología aplicada.
• Se evaluó el comportamiento del pozo BN_AAI, a través del uso del
Echometer (pozo para la prueba piloto), por un lapso de 4 horas, para lo cual se
realizó múltiples tomas de niveles para determinar el comportamiento de presión
del pozo con respecto al gas natural que fluye por el anular revestidor – tubería.
• Se determinó la presión de revestidor, a la cual el pozo mantiene las mismas
condiciones de producción sin ser afectado por el gas natural.
• Se reemplazó la linea de flujo del anular revestidor–tubería en el pozo
seleccionado y se monitoreó el comportamiento del pozo bajo las condiciones de
presión de revestidor seleccionada.
• Se programó la válvula para liberar el gas natural gas natural a la presión
seleccionada, de modo de enviarlo a la linea de baja presión de campo boscan.
CAPITULO IV
ANALISIS DE RESULTADOS
4.1. Resultados de la Investigación.
Utilizando como herramienta la metodología planteada en el capitulo anterior,
fue posible cumplir con los objetivos de la investigación planteados y en
consecuencia, se obtuvieron los resultados que se muestran a continuación:
Describir el comportamiento de producción de los pozos asociados a
las estaciones de flujo Z-10 y 20.
Búsqueda de información y creación de base de datos:
El resultado de esta actividad fue la creación de la base de datos inicial con la
lista (obtenida de OFM) de todos los pozos productores activos e inactivos de las
estaciones de flujo Z-10 y 20 que permitieron realizar el estudio, como lo es nombre
del pozo, estación de flujo, método de producción, unidad de superficie, tope de la
arena productora, base de la arena productora, profundidad a la mitad del intervalo
productor, profundidad del colgador de rejillas, diámetro de las rejillas, modelo de la
bomba, profundidad de la bomba, data de producción (niveles de fluido y medidas
de producción), presión de cabezal, °API, y diámetros de tubería y cabillas. Para la
obtención de toda esta información, fue necesario la visitas a campo para la toma
de los niveles de fluido, así como el uso de los instrumentos mencionadas en el
capitulo anterior para poder llenar cada una de las variable mencionadas en la tabla.
En el anexo N° 2, se muestra la tabla con todos los resultados obtenidos.
De la premisas consideradas para este objetivo.
Una vez realizada la tabla de recopilación de información de los pozos, se
procedió a cumplir con las premisas mencionadas en el marco metodológico con lo
cual se obtuvo los siguientes resultados:
- Del total de 89 pozos en las estaciones de flujo Z-10 y 20, 17 de ellos se
encontraron inactivos (esperando reemplazo del pozo, trabajo mayor de
rehabilitación o un simple cambio de bomba), razón por la cual se les cerro la
60
válvula de venteo de gas natural proveniente del anular revestidor-tubería. En la
figura N° 21, se observa las diferentes causas por las cuales se encuentran
inactivos los pozos.
0
1
2
3
4
5
6
Cambio
de bo
mba
Pesca
Aislam
iento de
agua
Conve
rsion
Empaqu
e con
Grav
a
Pozo r
eempla
zo
Alto %
AyS
Limpie
zaOtro
s
Tipo de Trabajo
# de
Poz
os
Figura N° 21. Distribución de los trabajos pendientes en los pozos inactivos de las
estaciones de flujo Z-10 y 20.
- La figura N° 22, se observa la distribución por método de levantamiento
artificial de los 72 pozos restantes en el estudio.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
BM BES BCPMétodo de Producción
# de
Poz
os
Figura N° 22. Distribución por método de levantamiento artificial de los pozos activos de
las estaciones de flujo Z-10 y 20.
61
- Del total de 72 pozos activos en la estaciones de flujo para el momento de
realización de este estudio, 12 de ellos se encontraron deficientes en sus
métodos de producción, basados en su comportamiento observado a través de
cartas dinagraficas, niveles de fluido, parámetros observados en XSPOC y
medidas de producción. Por tal motivo los mismos fueron recomendados para
trabajos de optimización que permitan ser evaluados posteriormente. En la
figura N° 23 se observa el número de pozos deficiente por método de
levantamiento artificial.
0
2
4
6
8
10
12
BM BES BCPMétodo de Producción
# de
Poz
os
Figura N° 23. Distribución por método de levantamiento artificial de los pozos activos
deficientes de las estaciones de flujo Z-10 y 20.
- De la tabla de datos, igualmente se obtuvo que existen 4 pozos perforados
recientemente en el área de inyección, los cuales desde su inicio les fue alineado
a la linea de flujo el gas proveniente del anular revestidor-tubería para cumplir
con los requerimientos del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo
(MENPET) para la toma de la medida oficial. Estos pozos se encuentran
produciendo por el método de bombeo electrosumergible sin eventualidades.
- Una vez reducida la lista de pozos a 56, debido al cierre de válvula anular
revestidor-tubería en los pozos inactivos, los pozos actualmente alineados y la
exclusión de los pozos deficientes. Se realizó la alineación del gas natural
proveniente del anular revestido-tubería de los pozos con presión de entrada a la
62
bomba superior a la presión de burbuja del yacimiento (13 pozos en total) los
cuales se encuentran produciendo a condiciones estables. Es de mencionar que
solo 3 de ellos presentan altos %AyS y están ubicados en la zona del acuífero.
En la figura N° 24, se muestra la ubicación de los pozos con alta presión de
entrada a la bomba y perforados recientemente.
Figura N° 24. Ubicación de los pozos con alta PIP (PIP ≥ 1350 psi) y los perforados
recientemente de las estaciones de flujo Z-10 y 20.
- La figura N° 25, se muestra la distribución de los pozos con alta presión de
entrada a la bomba.
Pozos con alta PIP en el acuífero.
Pozos perforados recientemente.
Pozos con alta PIP en la zona de inyección
Pozos con alta PIP en el acuífero.
Pozos perforados recientemente.
Pozos con alta PIP en la zona de inyección
63
0
2
4
6
8
10
12
14
BM BES BCPMétodo de Producción
# de
Poz
os
Figura N° 25. Distribución de los pozos con alta presión de entrada a la bomba.
- En la figura N° 26 muestra, los parámetros de producción (pozo tipo) antes y
después de ser alineado a la linea de flujo el gas proveniente del anular
revestidor-tubería.
BN_000
Figura N° 26. Parámetros antes y después de ser alineado el gas natural proveniente del
anular revestidor-tubería a la linea de flujo.
Fecha de Alineación 30-Junio-2011
64
- Se determino el porcentaje de gas libre a la entrada de la bomba a los 43
pozos restantes en el estudio siguiendo el procedimiento explicado en el marco
metodológico, de los cuales 30 de ellos presentaron un porcentaje de gas libre a
la entrada de la bomba menor al permitido según el método de producción, por
lo cual fueron recomendados para la alineación del gas natural proveniente del
anular revestidor-tubería a la linea de producción, ver figuras N° 27, 28 y 29.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
BN_JJJ
BN_NNN
BN_PPP
BN_YYY
BN_AAE
BN_AAF
BN_0AAI
BN_AAS
BN_ABF
BN_ABG
BN_ABI
BN_ABK
BN_ABL
BN_ABN
BN_ABQ
BN_ABU
BN_ABW
BN_ABY
BN_ACD
BN_ACG
BN_ACI
BN_ACL
Pozo
% d
e G
as L
ibre
Figura N° 27. Porcentaje de gas libre por pozo con Bombeo Mecánico.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
BN_CCC
BN_GGG
BN_III
BN_KKK
BN_AAG
BN_AAJ
BN_AAL
BN_AAM
BN_AAN
BN_AAO
BN_AAP
BN_AAR
BN_AAT
BN_AAX
BN_AAY
BN_ABC
BN_ABJ
BN_ABT
BN_ACK
Pozo
% d
e G
as L
ibre
Figura N° 28. Porcentaje de gas libre por pozo con Bombeo electrosumergible.
---- Máx. % gas libre permitido a la entrada de la bomba
-- Máx. % gas libre permitido a la entrada de la bomba
65
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
BN_DDD BN_LLL
Pozo
% d
e G
as L
ibre
Figura N° 29. Porcentaje de gas libre por pozo con Bombeo de cavidad progresiva.
- Después de determinado el porcentaje de gas libre a la entrada de la bomba,
sólo en 13 pozos el porcentaje de gas a la entrada de la bomba es mayor al
permitido según diseño y experiencia de campo dependiendo el método de
levantamiento artificial. Por tal motivo, estos pozos fueron analizados
modificando por diseño su completacion actual para contribuir con la alineación
del gas natural proveniente del anular revestidor-tubería.
Determinar la factibilidad técnica de la incorporación de nuevas
tecnologías al sistema de producción que contribuya con la disminución del
venteo de gas en los pozos de las estaciones de flujo Z-10 y 20.
Envío de la data para la elaboración de las simulaciones.
El resultado de esta actividad fue el envío a las contratistas de la información
requerida para las simulaciones de los pozos (4 para bombeo mecánico, 8 para
bombeo electrosumergible y 1 para bombeo de cavidad progresiva). El anexo N° 3,
muestra la información enviada de uno de los pozos.
De las premisas consideradas para este objetivo.
Una vez realizada las simulaciones de los pozos, se procedió a cumplir con las
premisas mencionadas en el marco metodológico con lo cual se obtuvo los
siguientes resultados:
- Máx. % gas libre permitido a la entrada de la bomba
66
- Del total de 4 pozos para ser simulados con bombeo mecánico, solo uno de
ellos pudo ser simulado obteniéndose resultados favorables al profundizar la
bomba hasta el punto medio de las perforaciones, (ver anexo N° 4). En la figura
N° 30, se muestran las razones por las cuales no fueron simulados los otros 3
pozos.
1
2
Figura N° 30. Justificación de los pozos con bombeo mecánico no simulados.
- Del total de 12 pozos para ser simulados con bombeo Electrosumergible con
bomba “MVP” (manejadora de altos volúmenes de gas), sólo 6 de los 8 pozos se
les puede alinear la válvula de venteo de gas natural por anular hacia la linea de
flujo, manteniéndose así unas condiciones de operación satisfactorias en el
equipo de fondo (especialmente en lo que respecta a la temperatura del motor y
bloqueo por presencia de gas en las etapas). Los anexos N° 5 y 6 muestran los
resultados obtenidos de la simulaciones de dos de los pozos.
- La figura N° 31, muestra los resultados de porcentaje de gas libre que
entraría a la bomba BES después de ser comprimido parte de ese gas por la
bomba MVP. Al mismo tiempo muestra la temperatura de operación del cable de
cada una de los pozos (máxima temperatura de cable permitida 400 °F).
Rejillas de 3-1/2” Bomba actual en el punto medio de las perforaciones.
67
0.0%
5.0%
10.0%
15.0%
20.0%
25.0%
30.0%
BN_III BN_KKK BN_AAJ BN_AAO BN_AAP BN_AAT BN_ABC BN_ABJ
Pozo
% d
e G
as L
ibre
0
50
100
150
200
250
300
350
Tem
p. (F
)
% de gas libre Temperatura del cable Maximo % de gas permitido
Figura N° 31. Porcentaje de gas libre a la entrada de la bomba BES después del uso de la
MVP con su respectiva temperatura de operación.
- Cabe destacar, que el pozo BN_AAO, no es factible alinear el gas natural a la
linea de flujo utilizando en el diseño del pozo una configuración con bomba
“MVP”, esto se debe a que el eje de la bomba quedaría sobrecargado a 96% para
poder bombear una tasa de fluido de aproximadamente 950 BPD y tendría que
quedar limitado en 800 BPD.
- De los 4 pozos bombeo de cavidad progresiva presentes en las estaciones de
flujo Z-10 y 20, solo uno de ellos fue simulado obteniéndose resultados
negativos para alinear el gas natural proveniente del anular revestidor-tubería,
debido a que al profundizar la succión de la bomba la misma tendría un
porcentaje de gas libre a la entrada de la misma de 51%. Sin embargo, este
pozo será recomendado para pruebas de compatibilidad con los nuevos
elastómeros usados en campo boscan para pozos con alta producción de gas que
permitan la alineación del gas natural proveniente del anular revestidor-tubería a
la linea de flujo. Esto se debe a que el porcentaje de gas natural a la entrada de
la bomba se encuentra en el límite permisible por experiencia de campo y diseño
del equipo. (ver anexo N° 7).
68
Desarrollar alternativas integradas con el modelo de producción de
los pozos que logren la recolección del gas anular en los pozos de las
estaciones de flujo Z-10 y 20.
De las premisas consideradas para este objetivo.
Una vez realizada la toma de niveles de fluidos en el pozo BN_AAI, se
obtuvieron los siguientes resultados:
- Al colocar el Echometer en el pozo BN_AAI para la toma sucesiva de niveles
de fluido se observó que a medida que aumentó la presión del revestidor
producto de la acumulación del gas natural, se originó un aumento de la presión
de entrada a la bomba producto de la sumatoria de la presión de revestidor y las
columnas de gas y liquido, esta ultima la cual cada vez era mas pequeña. Este
comportamiento fue observado hasta que las condiciones de flujo de gas natural
estabilizaron a una presión de revestidor de 70 psi como se muestra en la figura
N° 32.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
11:1
211
:19
11:2
511
:31
11:4
411
:50
11:5
712
:10
12:1
612
:22
12:2
912
:35
12:4
112
:41
12:5
613
:08
13:0
813
:21
13:2
113
:34
13:4
513
:45
13:5
613
:56
14:1
014
:10
14:2
114
:21
14:3
314
:33
14:4
414
:55
14:5
515
:07
15:0
715
:19
15:1
9
Tiempo (Hrs)
Pres
ion
(psi
)
0
20
40
60
80
100
120
Pres
ion
(psi
) / %
liqui
do
Presion de entrada a la bomba Presion del revestidor % de liquido
Figura N° 32. Parámetros observados con el Echometer en el pozo BN_AAI.
- Se procedió a realizar el cambio de la linea flujo de gas en el pozo,
adicionando un medidor de presión programado para las aperturas de la válvula
a 70 psi. Los anexos N° 8 y 9, muestran el pozo antes y después de instalada la
nueva linea de gas anular revestidor–tubería.
- Se observó que los parámetros del pozo no presentaron cambios
considerables en lo que respecta a la carta dinagrafica del pozo, presión de
superficie y producción del pozo. Las figuras N° 33 y 34 muestran el
69
comportamiento del pozo antes y después de instalada la válvula liberadora de
gas natural.
Figura N° 33. Monitoreó del pozo BN_AAI, antes de instala la válvula para liberar el gas
natural y enviarlo a la red de baja presión.
Figura N° 34. Monitoreó del pozo BN_AAI, después de instala la válvula para liberar el gas
natural y enviarlo a la red de baja presión.
70
CONCLUSIONES
• Todos los pozos con presión de entrada a la bomba mayor a la presión de
burbuja (PB: 1350 psi), no presentaron cambios en los parámetros de
producción tales como: presión de entrada a la bomba (PIP), tasa de petróleo
(qo), temperatura de fondo, presión de cabezal entre otras, una vez alineado
el gas natural proveniente del anular revestidor-tubería a la linea de fondo.
• Existe la factibilidad técnica de alinear el gas natural proveniente del
anular revestidor-tubería en 30 de los pozos estudiados, una vez que el
porcentaje de gas libre a la entrada de la bomba es menor al máximo
permitido dependiendo del método de producción.
• En el pozo BN_ABL, a través del uso del simulador para bombeo mecánico
(RODSTAR), se determinó que al profundizar la bomba al punto medio de las
perforaciones es factible la alineación del gas natural proveniente del anular
revestidor-tubería.
• A través del uso del simulador para bombeo electrosumergible
(AUTOGRAPH) y considerando el uso de la nueva bomba manejadora de gas
(MVP), es factible la alineación del gas natural proveniente del anular
revestidor-tubería en 6 pozos de los 8 analizados con el simulador.
• En el pozo BN_DDD, a través del uso del simulador para bombeo de
cavidad progresiva (PCPUMP) y considerando profundizar la bomba hasta
8700’ (máxima profundidad probada en los equipos BCP instalados en campo
boscan), no es factible la alineación del gas natural proveniente del anular
revestidor-tubería, debido que el porcentaje de gas a la entrada de la bomba
es de 51%.
• En el pozo BN_AAI, al enviar el gas natural proveniente del anular
revestido-tubería a la linea de baja presión de Campo Boscan, no afecta la
producción del mismo un vez instalada una válvula controlada por presión
que libere el gas natural a 70 psi.
71
RECOMENDACIONES
• Realizar reuniones de trabajo con el departamento de operaciones para la
mejorar la toma de medidas de producción de gas por pozo en las estaciones
de flujo, dado que existe una considerable diferencia entre las medidas.
• Extender la campana de alineación del gas natural proveniente del anular
revestidor-tubería, en aquello pozos de campo boscan con presión de entrada
a la bomba mayor o igual a la presión de burbuja (PB: 1350 psi).
• Del total de pozos estudiados, 13.4% de ellos se encuentran deficientes
en sus equipos de producción, razón por la cual se recomienda realizar
trabajos de optimización en cada uno de ellos para su posterior análisis de
alineación del gas natural proveniente del anular revestidor-tubería.
• Considerar las simulaciones realizadas, para futuros cambios de bomba en
los pozos y poder continuar con la alineación del gas natural proveniente del
anular revestidor-tubería.
• Realizar pruebas de compatibilidad del elastómero en el pozo BN_DDD,
aplicando los nuevos elastómeros probados en campo boscan para el manejo
de altos volúmenes de gas.
• Evaluar con la empresa centrilift el uso de la bomba MVP en pozo con
altos caudales de fluido y porcentaje de gas libre a la entrada de la bomba
como es el caso del pozo BN_AAO.
• Extender la prueba piloto realizada en el pozo BN_AAI, en el resto de los
pozos donde no ha sido factible encontrar una alternativa para eliminar el
venteo de gas natural a la atmósfera.
• Optimizar el proyecto de inyección de agua, realizando incrementos de
velocidad, cambios de bombas o conversiones de método en los pozos con
alta presión de entrada a la bomba en la primera fila del patrón de inyección.
• Optimizar las altas tasas de producción de agua, realizando trabajos de
aislamiento de la zona productora de agua, en aquellos pozos de la zona del
acuífero con %AyS mayores a 80% y alta presión de entrada en la bomba.
72
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
• PETROBOSCAN. (2011). “Memoria descriptiva de Campo Boscan”. Maracaibo, Venezuela.
• Marchan, Luis. (2011) “Aplicación de elastómeros de alta resistencia al gas para mejorar el tiempo de vida útil de las bombas de cavidades progresivas en pozos de Campo Boscan”. SPE WVS073. Maracaibo, Venezuela.
• McCoy, James; Podio, Augusto; Huddleston, Ken. “Determinación acústica de la producción de presión de fondo”. SPE 14254. Las Vegas, Estados Unidos de América.
• Mora, Miguel. (2010). Trabajo especial de grado “Optimización del uso y producción del gas natural en el factor II de la segregación Bachaquero”. Maracaibo, Venezuela.
• Gonzalez, Gregorio. (2010). Trabajo especial de grado “Evaluación técnica de un sistema de recolección de gas de venteo en pozos con bombeo mecánico en el área nor-este de Campo Boscan”. Maracaibo, Venezuela.
• Villalobo, Jhosiref. (2010). Trabajo especial de grado “Evaluación de una nueva tecnología de sistemas de bombeo de cavidad progresiva en pozos con alta relación gas petróleo”. Maracaibo, Venezuela.
• Banzer, Carlos. (1996). Correlaciones numéricas P.V.T. Maracaibo, Venezuela.
• Echometer Company (2001). Manual de operación del analizador de pozo y programa TWM. Estados Unidos de América.
• Bombeo mecanico. [On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos16/bombeo-mecanico/bombeo-mecanico.shtml
• Bombeo electrosumergible. [On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos17/electrosumergible/electrosumergible.shtml
• Bombeo por cavidades progresivas. [On-line]. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos69/bombeo-cavidades-progresivas/bombeo-cavidades-progresivas.shtml
74
Anexo N° 1. Nivel de fluido del pozo BN_DDD
75
Anexo N° 2. Tabla de datos de los pozos en las estaciones de flujo Z10 y 20 de Campo Boscan.
BN_AAA Z-10 BM A-2560-470-240 8903 9320 9112 8741 3-1/2 IRHB-FO 8646 6 260 14-Ene-11 119 51 6 30 50 1 7 59 1844 1654 2313 (12-Jun-08) 125 9.6 0.29 235 40 - 76 81 129 -BN_BBB Z-10 BM A-2560-470-240 8967 9270 9119 8870 7 IRHB 8901 6 130 5-Feb-11 81 43 14 35 173 1 15 185 832 819 1560 (15-Ene-09) 150 10.6 0.98 281 10 - 62 74 158 -BN_CCC Z-10 BES - 8900 9317 9109 8800 7 P23 8686 57 380 3-Ene-11 428 1712 21 80 49 5 26 61 1033 877 - 112 10.6 0.26 272 - - - - - -BN_DDD Z-10 BCP - 9014 9315 9165 8902 5-1/2 95N-275 8461 220 200 7-Apr-11 172 93 92 35 535 7 99 576 731 428 1391 (22-Feb-06) 85 10.6 2.26 266 14 - 279 - - -BN_EEE Z-10 BM R-320-500-306 8774 9215 8995 8744 7 IRHB-FO 8550 2.5 270 16-Dic-10 277 69 21 20 76 2 23 83 1674 1455 2018 (10-Mar-10) 130 10.6 3.79 277 0 - 86 86 111 -BN_FFF Z-10 BM M-1824-427-216 8710 9024 8867 8595 7 SP-ARHB 8817 6 220 24-Ene-11 187 153 14 45 71 2 16 86 1887 1859 2261 (15-Ene-09) 130 10.2 0.35 269 12 - 75 81 136 -BN_GGG Z-10 BES - 8699 9132 8916 8601 7 P23 8405 52 550 16-Jun-11 568 1054 93 65 165 3 96 169 1327 1138 - 60 9.6 1.12 273 - - - - - -BN_HHH Z-10 BM M-1824-427-216 8871 9223 9047 8755 5-1/2 SP-ARHB 9086 6.1 300 25-Mar-11 227 25 38 10 167 3 41 181 1588 1603 1401 (9-Feb-09) 95 10.6 1.35 277 - 14 73 83 145 -BN_III Z-10 BES - 8884 9225 9055 8788 7 P17 8666 51 450 11-Apr-11 462 154 76 25 165 2 78 169 911 749 1439 (14-Mar-09) 125 10 3.66 274 - - - - - -BN_JJJ Z-10 BM A-2560-470-240 8974 9314 9144 8889 7 PAMPA 8520 5 280 15-Mar-11 232 78 55 25 237 3 58 250 1160 890 1900 (7-Ene-05) 100 9.8 1.22 272 - - 74 82 126 -BN_KKK Z-10 BES - 9009 9388 9199 8874 7 P8 8720 56 170 4-Apr-11 223 87 30 28 135 4 34 152 795 618 2326 (6-Ene-09) 101 9.6 0.92 277 - - - - - -BN_LLL Z-10 BCP - 8936 9358 9147 8936 7 95N-275 7803 260 130 2-Apr-11 146 48 20 25 137 2 22 151 1214 717 2623 (26-May-08) 100 10.6 0.99 248 - - 257 - - -BN_MMM 20 BM M-1824-427-216 8910 9168 9039 8549 7 IRHB-FO 6013 5.1 150 15-Apr-11 105 70 8 40 76 0 8 76 1680 280 1998 (27-Ene-09) 140 10.3 0.02 196 - - 61 67 70 -BN_NNN 20 BM A-2560-470-240 8995 9270 9133 8785 7 SP-ARHB-F 6271 6 150 22-Jul-11 183 426 4 70 22 3 7 38 2472 1174 3125 (10-Jul-11) 80 10 0.96 207 - - 56 70 81 -BN_OOO Z-10 BM A-2560-470-240 8915 9220 9068 8720 7 IRHB 8600' 6 180 13-May-11 172 158 19 48 110 3 22 128 1851 1864 2326 (11-Jun-09) 105 12 0.86 279 - - 53 81 150 -BN_PPP Z-10 BM A-2560-470-240 8897 9355 9126 8897 7 ARHB-TSO 6990 6 250 17-Mar-11 286 154 56 35 196 1 57 199 1595 1072 2704 (12-Ene-07) 90 9.9 5.58 228 - - 61 67 103 -BN_QQQ Z-10 BM A-2560-470-240 9173 9360 9267 9046 7 ARHB-TSO 6415 5.8 400 7-May-11 434 356 41 45 95 1 42 97 2439 1628 3337 (22-May-09) 132 11 1.21 206 - - 65 73 74 -BN_RRR 20 BM A-2560-470-240 9112 9383 9248 8995 7 IRHB-FO 7465 7 230 31-Jul-11 243 364 7 60 28 3 10 41 3124 2314 3558 (4-Dic-08) 125 10.8 0.73 239 - - 86 161 - -BN_SSS 20 ERB A-2560-470-240 8990 9325 9158 8990 7 IRHB-FO 8493 6 120 24-Mar-06 165 193 24 48 145 - - - - - 3471 (6-Abr-09) - 10.3 1.99 271 - - - - - -BN_TTT Z-10 BM A-2560-470-240 8955 9340 9148 8827 7 IRHB-FO 8503 5.8 180 12-Apr-11 146 97 24 40 168 0 24 164 1875 1546 2160 (16-Ene-09) 150 10.6 1.7 270 - - 79 78 124 -BN_UUU 20 BM A-2560-470-240 9136 9365 9251 9008 7 IRHB-FO 6010 6 60 5-Apr-11 28 127 12 82 429 0 12 429 2662 1186 3156 (2-Dic-08) 100 8.8 0.66 194 - - 47 50 101 -BN_WWW Z-10 EMB A-2560-470-240 8698 9135 8917 8698 7 SP-ARHB-FO8500 5.5 100 24-Sep-10 208 127 28 38 135 - - - 1238 1018 1669 (19-Nov-10) 131 11.1 0.71 273 - - 72 79 120 10BN_XXX 20 BCP - 8870 9139 9005 8852 3-1/2 100N170 8563 320 150 26-Feb-11 104 45 2 30 19 4 6 58 868 705 1722 (15-Jun-10) 100 10 1.38 278 - - 284 - - -BN_YYY 20 BM M-1824-427-216 8917 9150 9034 8882 6-5/8 IRHB-FO 7002 6 340 6-May-11 359 101 5 22 14 3 8 22 2134 1217 2284 (17-Nov-10) 130 11.1 0.53 225 - - 68 77 86BN_ZZZ 20 BM A-1824-427-192 9044 9247 9146 8990 6-5/8 ARHB 8045 5.9 40 19-Feb-11 28 43 2 60 71 6 8 286 2002 1530 2240 (27-Ene-10) 110 10.2 1.14 258 - - 63 65 138 -BN_AAB 20 ERB - 8844 9069 8957 8764 6-5/8 - - - 320 2-Apr-08 338 507 34 60 100 - - - 975 865 1708 (26-Mar-09) - 10.3 2.41 280 - - - - - -BN_AAC 20 EMB M-1824-427-216 9005 9156 9081 8522 2-7/8 IRHB-FO 7042 6 30 2-Apr-10 10 32 14 75 1400 - - - 2120 1193 2334 (2-Dic-10) - 11.05 7.26 224 - - - 79 154 -BN_AAD 20 BM M-1824-427-216 8662 8846 8754 9037 6-5/8 IRHB-FO 7994 6 100 2-May-11 100 101 3 50 30 3 6 60 1945 1423 2070 (12-Dic-10) 110 10.5 0.59 254 - - 71 79 115 -BN_AAE Z-10 BM M-1824-427-216 8880 9316 9098 8645 7 IRHB 8784 6.3 250 21-Mar-11 198 17 56 8 283 2 58 293 691 539 1123 (15-Ene-09) 105 11.1 0.72 269 10 1 69 74 149 -BN_AAF Z-10 BM M-1824-427-216 8901 9322 9112 8832 5-1/2 IRHB 9101 6.1 150 15-Mar-11 127 84 29 40 228 4 33 260 885 867 1533 (20-Mar-09) 81 11.1 1.01 279 10 - 72 74 155 -BN_AAG Z-10 BES - 8997 9328 9163 8864 5-1/2 P17 8798 56 500 19-Mar-11 573 860 82 60 143 7 89 155 884 721 - 94 11.1 1.93 277 - - - - - -BN_AAH Z-10 BM R-320-500-306 8714 9078 8896 8603 5-1/2 ARHB 8513 2 300 17-May-11 346 39 143 10 413 2 145 419 1468 1300 1821 (31-Mar-11) 112 11.1 3.38 272 - 14 46 75 160 -BN_AAI Z-10 BM M-1824-427-216 8693 9153 8923 8693 5-1/2 IRHB-FO 9096 6.1 320 23-Mar-11 277 31 147 10 531 11 158 570 603 667 1092 (26-Abr-01) 100 10.6 0.63 272 - 19 72 76 153 -BN_AAJ Z-10 BES - 9067 9357 9212 8905 5-1/2 P17 8771 47 280 19-May-11 292 542 43 60 147 10 53 182 501 345 1758 (2-Dic-06) 115 11.1 1.35 280 - - - - - -BN_AAK Z-10 EMB - 9028 9257 9143 8837 5-1/2 P8 8637 56 340 3-Sep-09 37 25 14 40 378 - - - 1465 1278 1497 (10-Oct-09) - 10.6 1.17 272 - - - - - -BN_AAL Z-10 BES - 8496 9332 8914 8879 5-1/2 P17 8681 53 220 7-Apr-11 215 860 19 80 88 14 33 153 469 383 1360 (6-Oct-03) 110 10.6 1.19 277 - - - - - -BN_AAM Z-10 BES - 9026 9309 9168 8869 5-1/2 R14 8697 58 400 16-Apr-11 428 544 34 56 79 3 37 86 727 553 1566 (16-Jul-06) 95 10.6 0.66 277 - - - - - -BN_AAN Z-10 BES - 9072 9377 9225 8887 5-1/2 P17 8711 55.6 250 20-Mar-11 230 535 56 70 243 2 58 252 970 780 1917 (16-Feb-09) 95 10.6 0.48 275 - - - - - -BN_AAO Z-10 BES - 8976 9260 9118 8819 5-1/2 R14 8698 56 400 22-Mar-11 387 720 156 65 403 17 173 447 1062 907 - 130 11.1 3.49 273 - - - - - -BN_AAP Z-10 BES - 8964 9220 9092 8807 5-1/2 P8 8665 54 240 26-Mar-11 231 12 19 5 82 6 25 108 827 660 - 105 10.6 0.26 273 - - - - - -BN_AAQ Z-10 EAB - 8995 9189 9092 8738 3-1/2 R14 8604 57 100 9-Oct-06 60 1136 24 95 405 - - - - - 2036 (26-May-08) - 10.6 47.48 272 - - - - - -BN_AAR Z-10 BES - 9024 9331 9178 8862 5-1/2 GC-2200 8709 59 250 4-Feb-11 246 575 5 70 19 10 15 61 406 233 1236 (16-Ago-08) 110 10.5 0.45 275 - - - - - -BN_AAS Z-10 BM M-1824-427-216 8619 9100 8860 8629 7 IRHB-FO 8023 6 280 16-Jul-11 386 96 64 20 166 3 67 174 1664 1265 - 110 10.5 1.08 255 - 0 71 74 120 -BN_AAT Z-10 BES - 9031 9210 9121 8870 5-1/2 P8 8738 55 250 5-Apr-11 269 47 99 15 368 4 103 383 704 565 2342 (14-Ene-08) 125 10.5 3.33 277 - - - - - -BN_AAU Z-10 BCP - 8956 9249 9103 8975 5-1/2 100N170 8636 200 170 6-Mar-11 71 30 89 30 1254 4 93 1310 1120 944 1681 (4-Mar-09) 85 10.2 0.6 272 - - 287 - - -BN_AAW Z-10 EMB - 9069 9330 9200 8876 5-1/2 P17 8743 60 100 23-Dec-09 120 1083 19 90 158 - - - 1806 1637 - - 10.2 4.2 286 - - - - - -BN_AAX Z-10 BES - 9023 9343 9183 8863 5-1/2 P17 8700 58 150 2-Apr-11 130 1171 132 90 1015 0 132 1015 1921 1742 2239 (16-Feb-09) 120 10.9 4.33 273 - - - - - -BN_AAY Z-10 BES - 8952 9290 9121 8751 5-1/2 P21 8539 58 150 7-Mar-11 154 1776 159 92 1032 1 160 1039 1309 1094 - 95 9.6 0.28 270 - - - - - -BN_AAZ Z-10 EAB - 9092 9353 9223 8809 3-1/2 IRHB-F 8394 2.5 90 14-May-05 49 67 20 58 408 - - - - - 2581 (6-Jun-08) - 10.3 10.45 267 - - - - - -BN_ABB Z-10 EMB A-2560-470-240 8833 9320 9077 8833 3-1/2 IRHB-FO 7550 5.9 100 20-May-10 21 32 14 60 667 - - - 2674 1917 - - 10.5 0.35 240 - - 58 72 95 25BN_ABC Z-10 BES - 9015 9257 9136 8830 3-1/2 P17 8661 55 440 10-Mar-11 380 62 113 14 297 8 121 318 379 203 2343 (20-Feb-04) 120 10.5 0.46 275 - - - - - -BN_ABD Z-10 EMB M-1824-427-216 8981 9261 9121 8820 5-1/2 IRHB-FO 8310 6.2 120 4-Nov-08 92 214 31 70 337 - - - 1539 1465 1838 (15-Feb-11) - 10.5 8.32 264 - - 66 85 124 -BN_ABE Z-10 BES - 8691 9236 8964 8797 7 P17 8664 55 550 24-Mar-11 545 667 77 55 141 0 77 141 1149 1038 - 110 10.5 0.52 276 - - - - - -BN_ABF Z-10 BM A-2560-470-240 8513 8966 8740 8513 7 SP-ARHB 8748 4 200 8-Jun-11 267 67 147 20 551 2 149 558 1598 1576 1827 (25-Feb-10) 120 10.7 1.6 266 12 0 64 73 152 -BN_ABG Z-10 BM A-2560-470-240 8509 9037 8773 8506 5-1/2 IRHB-F 8888 5.9 240 9-Mar-11 258 29 113 10 438 5 118 457 900 906 1088 (26-Ene-09) 115 11.9 0.95 269 - 14 92 98 88 16BN_ABH Z-10 BM A-2560-470-240 8663 9165 8914 8663 5-1/2 IRHB-FO 8264' 4.5 240 13-Mar-11 123 31 25 20 203 3 28 228 1754 1561 1929 (18-Nov-10) 125 13 0.48 262 - - 72 83 118BN_ABI Z-10 BM A-2560-470-240 8744 9036 8890 8589 5-1/2 SP-ARHB 8475 5.7 150 10-Feb-11 123 53 19 30 154 2 21 171 1597 1366 - 125 11.9 1.32 268 - - 80 85 116BN_ABJ Z-10 BES - 8512 9012 8762 8519 5-1/2 P8 8381 57 220 3-Mar-11 231 282 112 55 485 6 118 511 575 434 - 125 11.9 0.36 264 - - - - - -BN_ABK Z-10 BM A-2560-470-240 8563 8970 8767 8563 7 IRHB-F 8919 6.2 300 6-Apr-11 297 6 123 2 414 3 126 424 971 1018 - 130 10.6 0.93 270 13 - 71 74 150 -BN_ABL Z-10 BM A-2560-470-240 8438 8966 8702 8438 5-1/2 SRHB-TS 8338 6 250 3-Apr-11 284 15 92 5 324 3 95 335 819 611 - 145 10.6 2.16 267 - - 81 85 100 10BN_ABM Z-10 BM A-2560-470-240 8648 9014 8831 8414 5-1/2 ARHB 8364 5.8 180 20-May-11 207 69 34 25 164 2 36 174 1714 1490 - 185 10.6 3.11 266 - - 86 77 113 -BN_ABN Z-10 BM A-2560-470-240 8591 8844 8718 8479 5-1/2 IRHB-FO 8863 6 280 19-Mar-11 228 25 29 10 129 8 37 162 1229 1268 - 140 10.6 1.24 267 - 13 72 82 139 -BN_ABO Z-10 ERB - 8429 8886 8658 8355 7 P17 8198 52 430 15-Jan-08 341 18 27 5 80 - - - 545 375 1225 (26-Mar-09) - 10.6 1 99 - - - - - -BN_ABP 20 EMB - 8376 8681 8529 8219 7 95N-275 8102 50 60 25-Nov-10 29 10 2 25 69 - - - 844 722 - 110 10.6 1.04 259 6 - 269 - - -BN_ABQ 20 BM A-2560-470-240 8622 8889 8756 8251 7 IRHB-FO 8444 5.8 350 10-Apr-11 360 120 13 25 36 4 17 47 892 726 1100 (14-Ene-09) 125 9.7 0.31 265 - - 71 81 125 -BN_ABR Z-10 BM M-1824-427-216 8931 9159 9045 8921 7 IRHB-FO 9014 5 120 11-Mar-11 13 1 3 10 231 3 6 462 2034 2020 2089 (11-Feb-09) 90 10.6 0.52 279 5 - 84 91 123 -BN_ABS Z-10 BES - 8976 9204 9090 8919 7 P17 8784 60 210 3-Apr-11 166 665 44 80 265 3 47 283 1898 1785 2355 (20-Nov-08) 110 11.1 2.7 277 - - - - - -BN_ABT Z-10 BES - 8888 9076 8982 8744 7 P17 8601 56 350 15-Mar-11 410 616 51 60 124 3 54 132 1209 1068 1848 (16-Feb-09) 150 10.6 3.91 272 - - - - - -BN_ABU 20 BM M-1824-427-216 8892 9174 9033 8795 7 SP-ARHB 8702 4 180 11-Apr-11 144 50 7 26 48.6 5 12 83 1208 1064 2103 (26-Ene-09) 125 11.2 0.51 277 - - 70 73 147 -BN_ABW 20 BM A-2560-470-240 8746 8975 8861 8643 7 SP-ARHB 8984 5 120 13-Mar-11 85 28 3 25 35 0 3 35 364 415 786 (15-May-07) 100 10.5 0.37 269 14 - 71 75 151 -BN_ABX Z-10 EMB M-1824-427-216 8975 9241 9108 8841 4-1/2 IRHB 7799 7.1 70 8-Jan-09 300 129 14 30 47 - - - 2054 1726 2498 (5-May-09) - 10.6 6.13 250 - - 54 65 139 -BN_ABY Z-10 BM A-2560-470-240 8847 9267 9057 8743 7 IRHB-F 8603 5.1 300 12-Mar-11 241 114 25 32 104 4 29 120 1583 1367 1652 (6-Dic-08) 100 9.9 0.77 273 - - 68 98 119 -BN_ABZ 20 BM A-2560-470-240 8989 9314 9152 8989 7 IRHB-FO 6518 3 100 31-May-11 124 495 13 80 107 0 13 105 2747 1581 3183 (10-May-11) 100 9.7 0.36 211 - - 46 81 88 -BN_ACB 20 EWB - 9125 9361 9243 9044 7 IRHB-FO 8459 6 0 1-Nov-06 9 213 25 96 2778 - - - 2437 2141 3367 (23-Oct-10) - 9.7 0.33 268 - - 82 72 100 25BN_ACC 20 BM M-1824-427-216 9099 9347 9223 9005 7 IRHB-FO 8519 3 110 2-Apr-11 109 328 3 75 28 0 3 28 3046 2746 3686 (24-Nov-08) 105 10.6 0.56 272 - - 54 95 88 15BN_ACD 20 BM A-2560-470-240 8864 9132 8998 8760 7 IRHB-F 7789 3.5 170 7-Apr-11 129 70 57 35 442 1 58 450 1752 1212 1792 (16-Nov-09) 108 9.7 0.53 248 - - 74 83 101 -BN_ACE 20 BM R-320-500-306 8761 8991 8876 8649 7 IRHB-FO 8619 2 200 12-Apr-11 106 55 50 34 472 4 54 509 1176 1036 1690 (27-Feb-11) 100 10.5 0.96 274 - - 74 109 102 -BN_ACF 20 ERB A-2560-470-240 8949 9140 9045 8836 7 - - 6 160 23-Oct-07 69 27 28 28 403 - - - 1322 1133 1700 (15-Abr-11) - 10.5 1.04 258 - - - - - -BN_ACG 20 BM M-1824-427-216 8987 9246 9117 8894 7 IRHB-FO 6491 6.3 320 15-Apr-11 206 168 13 45 63 0 13 63 2347 1157 2409 (3-Feb-09) 100 10.5 1.36 207 - - 57 73 84 -BN_ACH 20 EMB M-1824-427-216 9035 9290 9163 8935 7 IRHB-FO 7342 6 200 5-Dec-09 172 305 14 64 81 - - - 2432 1606 2764 (23-Oct-10) - 10.5 2.57 234 38 - 68 72 103 -BN_ACI 20 BM M-1824-427-216 8838 9120 8979 8694 7 IRHB-FO 8619 6 180 26-Apr-11 187 124 9 40 48 2 11 59 1426 1281 1756 (13-Mar-11) 120 10.6 0.47 274 - - 62 97 126 -BN_ACJ 20 BM M-1824-427-216 8841 9064 8953 8630 7 IRHB-FO 8311 6 200 27-Mar-11 92 93 5 50 43 1 6 65 1402 1121 - 133 10.5 4.67 267 - - 65 72 138 -BN_ACK 20 BES - 9016 9246 9131 8873 7 P17 8755 60 320 8-Mar-11 267 622 5 70 19 1 6 22 673 534 2066 (5-Dic-08) 118 10.5 1.63 279 - - - - - -BN_ACL 20 BM M-1824-427-216 9113 9266 9190 8965 7 IRHB-F 7008 5 130 6-Feb-11 109 73 2 40 18 0 2 18 1856 864 2724 (20-Ene-10) 105 10.5 3.86 221 2 - 61 69 101 -BN_ACM 20 BM R-320-500-306 8572 8850 8711 8504 7 IRHB 8723 3.5 270 4-Apr-11 70 1 46 2 657 3 49 700 - 140 12.1 6.08 268 11 - 67 73 148 -BN_ACN 20 ESB R-320-500-306 8819 9044 8932 8604 7 IRHB-FO 8742 4 100 15-Oct-08 33 6 14 16 424 - - - 1190 1111 1746 (13-Oct-10) - 10.5 8.2 267 9 - 62 75 152 -BN_ACO Z-10 BES - 8859 9130 8995 8699 7 TE-1500 8573 50 520 7-Mar-11 508 32 3 6 6 - - - 677 521 - 110 10.6 0.72 272 - - - - - -BN_ACP Z-10 BES - 8825 9222 9024 8590 5-1/2 P17 8445 53 500 10-Mar-11 681 121 58 15 85 - - - 1300 1086 - 110 12.4 1.61 271 - - - - - -BN_ACQ Z-10 BES - 8886 9259 9073 8719 5-1/2 P17 8601 54 600 11-Mar-11 616 153 58 20 94 - - - 871 697 - 125 10 0.52 276 - - - - - -
Mid Perf
Prof. del Colgador
Diam del Liner 1-1/8 Jts1-1/8 Jts 1 Jts 7/8 ts2.875 JtsPozo Metodo
de ProdEF 3.5 Jts4.5 JtsTope Base VELModelo de Bomba PESTRGP
Corte de
arena
qg TotalTub+ Anular
RGP Totalqw qg
TubUnidad de Superficie POT FECHA
Prof. de la
Bomba%AySqo PWF ºAPIqg
Anular THPPIP
76
Anexo N° 3. Información enviada para la simulación del pozo BN_III por parte de la contratista de servicio.
849Q pet máx.
25% AyS
462qo
921Pwf
1439P estática
849Q pet máx.
25% AyS
462qo
921Pwf
1439P estática
759
PIP
3.661692515446211-Apr-11450
Sand cutRGP%AySqwqoFECHAPOT
759
PIP
3.661692515446211-Apr-11450
Sand cutRGP%AySqwqoFECHAPOT
• Curva de IPR
Revestidor de 13 ⅜”, J-55, 54.5#/ft @ 597’
Intervalos Productor:Fm. Icotea Basal/Boscán Superior
8897’ – 9234’Ampliado a 15¨
PT = 9255´EMR: 143´
Tubería de Producción 274 Jts de 4-½” N-80 ~8571’
GRAVA 10-14
Succion @ 8666’’
Revestidor de 13 ⅜”, J-55, 54.5#/ft @ 597’
Intervalos Productor:Fm. Icotea Basal/Boscán Superior
8897’ – 9234’Ampliado a 15¨
PT = 9255´EMR: 143´
Tubería de Producción 274 Jts de 4-½” N-80 ~8571’
GRAVA 10-14
Succion @ 8666’’
• Diagrama Mecánico
• Data de Producción
77
Anexo N° 4. Resultados de la simulación con RODSTAR del pozo BN_ABL
78
Anexo N° 5. Resultados de la simulación con AUTOGRAPH del pozo BN_ABC
79
80
81
82
Anexo N° 6. Resultados de la simulación con AUTOGRAPH del pozo BN_III
83
84
85
86
Anexo N° 7. Resultados de la simulación con PCPUMP del pozo BN_DDD
87
Anexo N° 8. Foto del pozo BN_AAI antes de reemplazar la linea de gas natural.
88
Anexo N° 9. Foto del pozo BN_AAI después de reemplazada la linea de linea de gas natural.
Valvula liberadora del gas natural + medidor de presionValvula liberadora del gas natural + medidor de presion