universidad tecnolÓgica...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

SISTEMA DE EDUCACIÓN A DISTANCIA

ESCUELA DE PETRÓLEOS

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

SELECCIÓN DE GEOMETRÍAS PARA POZOS CON

SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO

PUCUNA

AUTOR: DANIEL ISRAEL VELARDE MIER

DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN

Quito, 2015

II

ME RESPONSABILIZO DEL CONTENIDO DE LA PRESENTE TESIS

___________________________

DANIEL VELARDE MIER

III

CERTIFICADO DIRECTOR DE TESIS

Yo, Ing. Raúl Baldeón certifico que el señor Daniel Velarde Mier, realizó la

presente tesis bajo mi supervisión.

___________________________

Ing. Raúl Baldeón

DIRECTOR DEL PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTO

A JEHOVÁ, por darme la fortaleza necesaria para salir siempre adelante pese a

las dificultades, por colocarme en el mejor camino, iluminando cada paso de mi

vida, por darme salud y la esperanza para culminar este proyecto.

A mis padres Edgar Velarde y Mirian Mier, por todo su esfuerzo, apoyo y amor

con el cual he podido culminar esta etapa de mi vida.

A mi hermana Karina por su apoyo incondicional, los momentos compartidos y

sobre todo su cariño que a diario me brinda.

Al Ing. M.Sc. Jorge E. Mideros Gallegos, por haberme motivado e impulsado a

iniciar la carrera universitaria y por su gran sentimiento de colaboración,

consideración y estima para conmigo.

A mis compañer@s y amig@s por compartir sus conocimientos y amistad a lo

largo de esta carrera.

A la prestigiosa Universidad Tecnológica Equinoccial, al personal docente y

administrativo de la Escuela de Petróleos por las facilidades prestadas y los

conocimientos inculcados a lo largo de mi carrera profesional. Además quiero

agradecer de manera especial al Ing. Raúl Baldeón quien con sus

conocimientos profesionales y espíritu de colaboración me ha sabido orientar y

guiar para la culminación de este proyecto de titulación.

Al personal que integra la Estación Pucuna, quienes con su oportuna guía e

invaluable ayuda, colaboraron con el desarrollo del presente proyecto de

titulación.

V

DEDICATORIA

A JEHOVÁ, que en silencio me ha acompañado a lo largo de mi vida y hoy me

regala la alegría de ver realizado uno más de mis sueños, guarda mi corazón

cerca de ti y guíame día a día en el camino que lleva hacia a ti.

A mis padres y hermana, que con infinito amor y confianza supieron guiarme en

el camino del estudio para alcanzar una profesión y ser persona de bien y útil

para la sociedad.

A ellos dedico este trabajo fruto de su sacrificio y esfuerzos constantes.

Daniel Velarde Mier.

VI

SÍNTESIS

Las Bombas Jet son un tipo especial de bombas de subsuelo característica más

importante de esta bomba es que no tienen partes móviles, la acción de

bombeo está dada por la transferencia de energía que existe entre las dos

corrientes de fluido, el fluido motriz a alta presión pasa a través del nozzle

donde la energía potencial es convertida en energía cinética en la forma de

fluido a gran velocidad.

Los fluidos del pozo rodean al fluido motriz en la punta del nozzle que está

espaciado de la garganta, la garganta es un agujero cilíndrico recto de 7 radios

de largo con un borde de radio suavizado; El diámetro de la garganta es

siempre mayor que el de la salida del nozzle, lo que permite que el fluido motriz

entre en contacto con el fluido del pozo en la garganta, el fluido motriz y el fluido

producido se mezclan y el momentun es transferido del fluido motriz al

producido provocando que la energía se eleve en este último. Por el fin de la

garganta los dos fluidos están íntimamente mezclados, pero todavía se

encuentran a gran velocidad y la mezcla posee una energía cinética

significativa. El fluido mezclado entra a un difusor que convierte la energía

cinética en presión estática debido a que baja la velocidad del fluido, en este

punto la presión del fluido es suficientemente como para alcanzar la superficie.

La garganta y el nozzle son construidos de carburo de tungsteno o de

materiales cerámicos, la unión de estos forman la geometría de la bomba de

subsuelo.

La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba jet

tolerar fluidos de producción, motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de

otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.

VII

Con diferentes medidas de nozzles y gargantas las bombas pueden producir

menos de 50 BFPD (Barriles de fluido por día) hasta más de 12 000 BFPD.

Las bombas Jet son ideales para usar con medidores de presión para

monitorear las presiones de fondo fluyente a diferentes tasas de flujo. Debido a

la gran velocidad de la mezcla, se produce una significativa turbulencia y

fricción en la bomba provocando que baje la eficiencia de la misma, es por esta

razón que para operar un equipo de subsuelo de esta naturaleza se requiere de

mayor potencia en la superficie.

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

bajas presiones de admisión de la bomba (Intake).

VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO

Pág.

SÍNTESIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . VI

LISTA DE FIGURAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XVI

LISTA DE TABLAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XVIII

LISTA DE ANEXOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XIX

SIMBOLOGÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXI

PRESENTACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXIV

CAPÍTULO I . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

INTRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.1 ORIGEN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.2 OBJETIVO GENERAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

1.4 JUSTIFICACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

1.5 IDEA A DEFENDER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

1.6 METODOLOGÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

CAPITULO II . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

DESCRIPCIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET Y FACILIDADES DE

SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.1 ANTECEDENTES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.2 UBICACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.3 GEOLOGÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.3.1 DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.3.2 DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.3.3 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS YACIMIENTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.3.3.1 Hollín Inferior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.3.3.2 Hollín Superior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

IX

2.3.3.3 T Inferior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.3.3.4 T Superior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.3.3.5 U Inferior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.3.3.6 U Superior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.3.3.7 Basal Tena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.4 FACILIDES DE SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.4.1 ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.4.2 REINYECCIÓN DE AGUA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

CAPÍTULO III . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

MARCO TEÓRICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

3.1 PRINCIPALES SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL . . . . . . . . . . . 25

3.2 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL CAMPO PUCUNA . . . . 26

3.3 DESCRIPCIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.3.1 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.3.2 FLUIDO MOTRÍZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

3.3.3 SISTEMAS DE OPERACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

3.3.3.1 Sistema de fluido motriz cerrado (CPF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

3.3.3.2 Sistema de fluido motriz abierto (FMA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

3.3.3.2.1 Tanque de fluido motriz (FMA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

3.4 MÉTODOS DE DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ EN LA

SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

3.4.1 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ

CENTRALIZADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

3.4.2 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO EN EL CABEZAL DEL POZO (MTU). . 40

CAPITULO IV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

DESCRIPCIÓN DE LAS BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4.1 GENERALIDADES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4.2 FUNCIONAMIENTO DE LAS BOMBAS JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

X

4.3 CARACTERÍSTICAS DE TRABAJO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

4.4 RELACIONES NOZZLE/THROAT EN VOLUMEN Y PRESIÓN . . . . . . . . . . . 48

4.5 RELACIÓN ENTRE LA PRESIÓN Y LA VELOCIDAD DEL FLUIDO MOTRIZ. . . 50

4.6 DESIGNACIÓN DE UNA BOMBA JET OILMASTER Y KOBE . . . . . . . . . . . 51

4.7 VENTAJAS Y DESVENTAJAS AL UTILIZAR BOMBAS JET

OILMASTER Y KOBE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4.7.1 VENTAJAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4.7.2 DESVENTAJAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

4.8 ELEMENTOS QUE CONFORMAN LA BOMBA JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

4.8.1 NOZZLE (BOQUILLA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

4.8.2 THROAT (GARGANTA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

4.8.3 ESPACIADOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

4.8.4 DIFUSOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

4.9 COMPARACIÓN DE LA BOMBA TIPO JET CON LA BOMBA TIPO PISTÓN . . . 57

4.10 RAZONES PARA PREFERIR BOMBAS PISTÓN O JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

CAPITULO V . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

EQUIPOS DE SUPERFICIE Y DE SUBSUELO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

5.1 EQUIPOS DE SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

5.1.1 VÁLVULAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

5.1.1.1 Válvula Check . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

5.1.1.2 Válvula para control de oleaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

5.1.1.3 Válvulas de seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

5.1.1.4 Válvula de alivio contra la sobrepresión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

5.1.1.5 Válvulas de seguridad para recipientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.1.1.6 Válvula estranguladora . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.1.1.7 Válvula de control para el desvío manual del fluido motriz (VRF) . . . . 62

5.1.1.8 Válvula de seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.1.1.9 Válvula para la diferencia de presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.1.2 ACUMULADOR VERTICAL (MÓDULO VERTICAL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

XI

5.1.3 SEPARADOR HORIZONTAL (MÓDULO HORIZONTAL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

5.1.4 DESARENADOR CICLÓNICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

5.1.4.1 Tamaño de desarenador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

5.1.5 AMORTIGUADOR DE PULSACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

5.1.6 MOTOR Y REDUCTOR DE VELOCIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

5.1.7 BOMBA DE FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

5.1.8 SISTEMA DEL “BY PASS” (VÁLVULA DE DESVIO) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

5.1.9 TABLERO DE CONTROL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

5.1.10 BOTA DE GAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

5.1.10.1 Difusor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

5.1.10.2 Toma de petróleo para el tanque de almacenamiento y

control de nivel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

5.1.10.3 Salidas de petróleo motriz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

5.2 EQUIPO DE SUBSUELO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

5.2.1 SISTEMAS DE SUBSUELO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

5.2.1.1 Sistema de bomba libre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

5.2.1.2 Sistema de bomba fija . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

5.2.1.3 Sistemas a base de cable . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

CAPITULO VI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

PARAMETROS DE DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO

HIDRAULICO TIPO JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

6.1 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

6.1.1 POROSIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

6.1.2 PERMEABILIDAD (K) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

6.1.3 PRESIÓN ESTÁTICA (P*) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

6.1.4 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (PWF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

6.1.5 SEDIMENTO BÁSICO Y AGUA (BSW) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

6.1.6 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL CRUDO (GRADOS °API) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

6.1.7 RELACIÓN GAS PETRÓLEO (GOR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

XII

6.2 CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

6.2.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN (CABEZAL DEL POZO) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

6.2.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

6.2.3 AISLADORES DE ZONAS O PACKER´S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

6.2.4 TUBERÍA AUXILIAR DE REVESTIMIENTO (LINER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

6.2.5 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

6.2.6 CAMISAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

6.2.7 VALVULA DE PIE (STANDING VALVE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

6.3 COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

6.3.1 PRESIÓN DE OPERACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

6.3.2 °API DEL FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

6.3.3 PROFUNDIDAD DE LA BOMBA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

6.3.4 TVD PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

6.3.5 MESUREMENT DEPTH (MD) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

CAPITULO VII . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

SITUACIÓN ACTUAL DE LOS POZOS Y ESTADO ACTUAL DEL CAMPO . . . . 83

7.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

7.2 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

7.2.1 ESTADO DE LOS POZOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

7.2.1.1 PUCUNA – 01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

7.2.1.2 PUCUNA – 02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

7.2.1.3 PUCUNA – 03 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

7.2.1.4 PUCUNA – 04 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

7.2.1.5 PUCUNA – 05 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

7.2.1.6 PUCUNA – 06 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

7.2.1.7 PUCUNA – 07 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

7.2.1.8 PUCUNA – 08 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

7.2.1.9 PUCUNA – 09 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

7.2.1.10 PUCUNA – 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

XIII

7.2.1.11 PUCUNA – 11 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

7.2.1.12 PUCUNA – 12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

7.2.1.13 PUCUNA – 13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

CAPITULO VIII . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

OPERACION Y SELECCIÓN DE UNA BOMBA HIDRAULICA TIPO JET . . . . . . . . . . 94

8.1 DISEÑO DE BOMBA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

8.1.1 EJERCICIO PRÁCTICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96

8.2 ANALISIS COMPARATIVO ENTRE EL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET Y EL

BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTON . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

CAPITULO IX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101

ANÁLISIS DE PROBLEMAS, FALLAS EN EQUIPOS DE SUPERFICIE Y FONDO.. 102

9.1 PROBLEMAS DEL EQUIPO EN SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

9.1.1 BOMBA DE SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

9.1.2 CHEQUEO DE LAS VÁLVULAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

9.1.3 BAJA PRESIÓN DE INYECCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

9.1.4 CAÍDA GRADUAL DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103

9.1.5 DISMINUCIÓN BRUSCA DE LA PRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103

9.1.6 DISMINUCIÓN GRADUAL DE LA PRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104

9.1.7 AUMENTO BRUSCO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . 104

9.1.7.1 Aumento de presión de inyección con bomba operando . . . . . . . . . . . . . . . . . 104

9.1.7.2 Aumento de presión de inyección con bomba sin operar . . . . . . . . . . 104

9.1.8 AUMENTO GRADUAL DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . 105

9.2 PROBLEMAS DEL EQUIPO DE FONDO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105

9.2.1 PRESIÓN EN EL CASING / LA BOMBA NO SALE DEL ASIENTO . . . . . . . . . . 105

9.2.2 LA BOMBA SÍ SE DESASIENTA, PERO NO LLEGA A LA SUPERFICIE . . . 105

9.2.3 FALLA DE LA VÁLVULA DE PIE, EL PACKER O EL CASING . . . . . . . . . . 106

9.2.4 LA BOMBA NO SE DESASIENTA / NO HAY ACUMULACIÓN DE PRESIÓN...106

9.2.4.1 TUBERÍA PERFORADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106

XIV

9.2.4.2 PÉRDIDA DEL FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106

9.2.4.3 INCREMENTO EN EL FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107

9.3 ANÁLISIS DE FALLAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107

9.3.1 FALTA DE FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107

9.3.2 FUGAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108

9.3.3 CAMBIOS DE CONDICIONES DEL POZO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108

9.3.4 DESGASTE DEL MOTOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108

9.3.5 CONTAMINACIÓN DEL FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108

9.3.6 PRODUCCIÓN DE GAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

9.3.7 ARENA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

9.3.8 PARAFINA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

9.3.9 CORROSIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

9.4 PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN LAS BOMBAS JET . . . . . . . . . . . . . . . . . 110

9.5 CAVITACION EN BOMBAS JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111

9.5.1 EJEMPLOS DE CAVITACION Y SOLUCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112

CAPITULO X . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114

ANÁLISIS NODAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115

10.1 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115

10.2 CLASES/TAMAÑO DE BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

10.3 ANÁLISIS NODAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119

10.3.1 FUNDAMENTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119

10.3.2 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA (IPR) . . . . . . . . . . . . . . . . . 122

10.3.3 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123

10.4 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP UTILIZADO PARA EL ANÁLISIS

NODAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123

10.5 APLICACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP EN EL ANÁLISIS NODAL DEL

CAMPO PUCUNA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124

10.5.1 EJEMPO DE UTILIZACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL ANÁLISIS

NODAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126

XV

10.6 ANÁLISIS NODAL POZO A POZO DEL CAMPO PUCUNA . . . . . . . . . . . . . . . . . 132

10.6.1 PUCUNA – 01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133

10.6.2 PUCUNA – 03 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138

10.6.3 PUCUNA – 05 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139

10.6.4 PUCUNA – 06 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140

10.6.5 PUCUNA – 07 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141

10.6.6 PUCUNA – 08 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142

10.6.7 PUCUNA – 09 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143

10.6.8 PUCUNA – 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145

10.6.9 PUCUNA – 12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146

10.6.10 PUCUNA – 12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147

10.6.11 PUCUNA – 13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148

CAPITULO XI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152

11.1 CONCLUSIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152

11.2 RECOMENDACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154

CAPITULO XII . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Y GLOSARIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156

12.1 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156

12.2 GLOSARIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158

ANEXOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160

XVI

LISTA DE FIGURAS

CAPÍTULO II

Figura 2.1 Mapa de ubicación del Campo Pucuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Figura 2.2 Mapa general de ubicación del Campo Pucuna . . . . . . . . . 12

Figura 2.3 Modelo estructural del Campo Pucuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Figura 2.4 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente . . . . . . . . . . . . . . 15

Figura 2.5 Columna Estratigráfica general del Campo Pucuna . . . . . . . . . 16

CAPÍTULO III

Figura 3.1 Sistemas de Levantamiento Artificial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

Figura 3.2 Componentes en superficie y en subsuelo de un sistema típico de

bombeo hidráulico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

Figura 3.3 Sistema general del bombeo hidráulico Oilmaster . . . . . . . . . 30

Figura 3.4 Diagrama de un sistema de fluido motriz centralizado . . . . . . . . . 33

Figura 3.5 Diagrama de un sistema de fluido motriz abierto . . . . . . . . . 35

Figura 3.6 Sistema centralizado de un fluido motriz . . . . . . . . . . . . . . 39

Figura 3.7 Equipo de superficie (MTU). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

CAPÍTULO IV

Figura 4.1 Funcionamiento de la bomba jet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

Figura 4.2 Nomenclatura de la bomba jet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

Figura 4.3 Funcionamiento de la bomba jet (02) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

Figura 4.4 Relación volumen/presión – nozzle/throat . . . . . . . . . . . . . . 49

Figura 4.5 Relación entre la presión y la velocidad del fluido motriz . . . .51

Figura 4.6 Partes de una bomba jet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

Figura 4.7 Partes de una bomba jet (02) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

CAPÍTULO V

Figura 5.1 Equipo de superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

Figura 5.2 Sistema para bomba libre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

XVII

CAPÍTULO VI

Figura 6.1 Completación de fondo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

Figura 6.2 Tubería de revestimiento (casing) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

Figura 6.3 (Packer´s) Aisladores de zonas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74

Figura 6.4 Tubería de producción (tubing) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

Figura 6.5 Camisa de circulación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

Figura 6.6 Standing Valve (válvula de pie) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

Figura 6.7 Gráfico de las características mecánicas . . . . . . . . . . . . . . 78

CAPÍTULO VII

Figura 7.1 Historial de producción promedia diaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

CAPÍTULO X

Figura 10.1 Circulación estándar y circulación inversa de una bomba jet. . . 115

Figura 10.2 Esquemas de caídas de presión evaluadas en análisis nodal....120

Figura 10.3 Representación esquemática de las curvas de comportamiento

depresión-producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122

Figura 10.4 Selección de la bomba. Pozo Pucuna – 02 . . . . . . . . . . . . . 134

Figura 10.5 Curva IPR. Pozo Pucuna – 02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135

Figura 10.6 Análisis Nodal. Pozo Pucuna – 02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

XVIII

LISTA DE TABLAS

CAPÍTULO II

Tabla 2.1 Facilidades de producción de la Estación Pucuna . . . . . . . . . 21

Tabla 2.2 Descripción de la unidad de bombeo MTU . . . . . . . . . . . . . . 22

Tabla 2.3 Datos de Reinyección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

CAPÍTULO III

Tabla 3.1 Sistema PowerOil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

CAPÍTULO IV

Tabla 4.1 Designación de una bomba jet Oilmaster y Kobe . . . . . . . . . 52

Tabla 4.2 Razones para preferir bombas Pistón o Jet . . . . . . . . . . . . . . 58

CAPÍTULO VII

Tabla 7.1 Historial de producción acumulada mensual del

Campo Pucuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84

Tabla 7.2 Estado actual de los pozos en el Campo Pucuna . . . . . . . . . 86

CAPÍTULO X

Tabla 10.1 Tamaños de geometrías (nozzle y throat) en bombas jet .... 117

Tabla 10.2 Tamaños nominales para bombas jet . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118

Tabla 10.3 Datos utilizados para el análisis nodal de los pozos en el

Campo Pucuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125

Tabla 10.4 Resultados del análisis de los pozos del Campo Pucuna ... 150

XIX

LISTA DE ANEXOS

CAPÍTULO II

Anexo 2.1 Mapas estructurales en profundidades de

las arenas productoras del Campo . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161

Anexo 2.2 Diagrama estructural de un pozo típico . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165

Anexo 2.3 Diagrama estructural de la Estación Pucuna . . . . . . . . . . . . . 167

CAPÍTULO VI

Anexo 6.1 Diagrama de completación de los pozos del Campo Pucuna.... 169

CAPÍTULO VII

Anexo 7.1 Distribución de los pozos en el Campo . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183

CAPÍTULO X

Anexo 10.1 Resultados del Software Claw Pump, para

el pozo Pucuna – 01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185


el pozo Pucuna – 03 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189


el pozo Pucuna – 05 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192


el pozo Pucuna – 06 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195


el pozo Pucuna – 07 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199


el pozo Pucuna – 08 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202


el pozo Pucuna – 09 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206


el pozo Pucuna – 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210

XX


el pozo Pucuna – 11 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214


el pozo Pucuna – 12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218


el pozo Pucuna – 13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221

XXI

SIMBOLOGÍA

Símbolo Definición

API: American Petroleum Institute

An: Área del nozzle

As: Área de succión

At: Área de la garganta

BAPD: Barriles de agua por día

Bbl: Barriles

BF: Barriles fiscales

BFPD: Barriles de fluido por día

BH-JET: Bombeo hidráulico tipo jet

BIPD: Barriles inyectados por día

BN: Barriles normales

BPPD: Barriles de petróleo por día

BSW: Basic sediments and water

BT: Arena Basal Tena

C: Compresibilidad

Co: Compresibilidad del petróleo

cP: Centipoise

cSt: Centistoke

Cw: Compresibilidad del agua

Fnck: Flujo neto de caja

Fr: Factor de recobro

GOR: Relación gas-petróleo

GMP: Galones por minuto

HI: Arena Hollín inferior

Ho: Espesor de petróleo

Hp: Horse power

HS: Arena Hollín superior

K: Permeabilidad

XXII

Km: Kilómetros

Kw: Kilo watts

Md: Milidarcy

MMBF: Millones de barriles fiscales

MMBP: Millones de barriles por día

N: Petróleo inicial en el yacimiento

Ni: Reservas iniciales

Np: Reservas producidas

P: Poise

Pb: Presión de burbuja

PCN: Pies cúbicos normales

Pi: Presión inicial

Pn: Presión del nozzle

POES: Petróleo original en sitio

Ppd: Presión del fluido de descarga por el difusor

Pps: Presión del fluido de succión

PVT: Presión, volumen y temperatura

PUC: Pucuna

PPH: Bombeo hidráulico tipo jet

qd: Caudal de descarga por el difusor

qn: Caudal de inyección por el nozzle

qs: Caudal de succión

Rs: Solubilidad del gas

Rw: Resistividad del agua de formación

Sg: Saturación de gas

So: Saturación de petróleo

sT: Stoke

Sw: Saturación de agua

TI: Arena T inferior

TIR: Tasa interna de retorno

TIRm: Tasa interna de retorno mensual

XXIII

TS: Arena T superior

TVD: Profundidad vertical verdadera

UI: Arena U inferior

US: Arena U superior

USD: Dólares americanos

UTM: Universal Transverse Mercator

VAN: Valor actual neto

Ø: Porosidad

βo: Factor volumétrico de petróleo

βg: Factor volumétrico de gas

βw: Factor volumétrico de agua

µo: Viscosidad del petróleo

µw: Viscosidad del agua

XXIV

PRESENTACIÓN

El presente proyecto está enfocado a seleccionar la geometría la geometría

idónea en cada uno de los pozos del Campo Pucuna operado por EP

PETROECUADOR, para lo cual se realizó un estudio mediante el análisis actual

de desarrollo del Campo, las condiciones de operación, análisis nodal.

Para la elaboración del presente proyecto, en los archivos de EP

PETROECUADOR tanto en Quito como en el Distrito Amazónico, se recopiló

toda la información necesaria para conocer la situación actual en la que se

encuentran los pozos, considerando el historial de producción, arenas

productoras, presiones y tipo de levantamiento.

Con los datos disponibles se realizó la selección de la geometría con el

software Jet Evalc de la empresa Solipet; la selección de la bomba, curva IPR y

el análisis nodal se realizó utilizando el software de la empresa Sertecpet.

Finalmente, con los resultados obtenidos de los análisis descritos anteriormente

y las pruebas iniciales, se presenta una propuesta técnica para cada pozo que

permitirá operar de manera idónea la bomba Jet de subsuelo con una

geometría correcta; que ayudará a evitar futuros problemas como cavitación o

desgaste prematuro y en algunos casos elevar la producción del petróleo.

CAPITULO I

INTRODUCCION

2

CAPITULO I

INTRODUCCION

1.1 ORIGEN

El problema de la génesis del petróleo ha sido, por mucho tiempo, un tópico e

investigación de interés. Se sabe que la formación del petróleo está asociada al

desarrollo de rocas sedimentarias, depositadas en ambientes marinos o próximos

al mar, y que es el resultado de procesos de descomposición de organismos de

origen vegetal y animal que en tiempos remotos quedaron incorporados en esos

depósitos.

Se tiene noticia de que en otro tiempo, los árabes y los hebreos empleaban el

petróleo con fines medicinales. En México los antiguos pobladores tenían

conocimiento de esta sustancia, pues fue empleada de diversas formas entre las

cuales se cuenta la reparación de embarcaciones para la navegación por los ríos

haciendo uso de sus propiedades impermeabilizantes.

Las exploraciones petroleras iniciaron hace más de cien años (en 1859, Edwin

Drake inició una nueva época cuando encontró petróleo en Pennsylvania, a una

profundidad de sólo 69 pies), cuando las perforaciones se efectuaban cerca de

filtraciones de petróleo; las cuales indicaban que el petróleo se encontraba bajo la

superficie. Hoy día, se utilizan técnicas sofisticadas, como mediciones sísmicas,

de microorganismos e imágenes de satélite. Potentes computadoras asisten a los

geólogos para interpretar sus descubrimientos. Pero finalmente, sólo la

perforadora puede determinar si existe o no petróleo bajo la superficie.

En su estado natural se le atribuye un valor mineral, siendo susceptible de

generar, a través de procesos de transformación industrial, productos de alto valor,

3

como son los combustibles, lubricantes, ceras, solventes y derivados

petroquímicos.

El petróleo no se encuentra distribuido de manera uniforme en el subsuelo hay

que tener presencia de al menos cuatro condiciones básicas para que éste se

acumule:

Debe existir una roca permeable de forma tal que bajo presión el petróleo

pueda moverse a través de los poros microscópicos de la roca.

La presencia de una roca impermeable, que evite la fuga del aceite y gas

hacia la superficie.

El yacimiento debe comportarse como una trampa, ya que las rocas

impermeables deben encontrarse dispuestas de tal forma que no existan

movimientos laterales de fuga de hidrocarburos.

Debe existir material orgánico suficiente y necesario para convertirse en

petróleo por el efecto de la presión y temperatura que predomine en el

yacimiento.

El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley

de Pascal” “La presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido se

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

recipiente que lo contiene”.

La aplicación de este principio permite trasmitir presión desde un equipo de

bombeo centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de

líquido, hasta cualquier número de pozos petroleros.

4

La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba Jet

tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de


Cuando la presión del yacimiento no es suficiente para producir a flujo natural se

debe evaluar las facilidades de producción y fondo para poner en producción el

pozo con el sistema de levantamiento artificial hidráulico con bomba Jet.

1.2 OBJETIVO GENERAL:

Determinar la geometría óptima para cada uno de los pozos petroleros del Campo

Pucuna.

1.3 OBJETIVOS ESPECIFICOS:

Establecer la tasa de producción y características para la selección de

geometrías de los pozos del Campo Pucuna.

Demostrar los problemas susceptibles que se dan en las geometrías en las

Bombas Jet (cavitación, picaduras, rupturas de nozzle, etc.)

Identificar las propiedades del material de construcción de las geometrías

que se utilizan en las bombas chorro.

Divisar una representación del funcionamiento de la Bomba Jet.

Indagar las ventajas y desventajas al seleccionar una geometría adecuada

y no adecuada.

5

Establecer la versatilidad del bombeo hidráulico con bomba jet para

pruebas y producción en pozos de petróleo.

Determinar las facilidades del manejo operacional de este sistema, en

campos remotos donde no existe infraestructura disponible.

Conocer las partes de la bomba hidráulica tipo jet.

1.4 JUSTIFICACIÓN:

El método de bombeo hidráulico con bomba jet presenta aspectos favorables tanto

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

apto para campos remotos. Por ello nuestra investigación analizara su aplicación

tanto en producción como en pruebas de pozos petroleros, para demostrar su

funcionamiento.

En el mundo petrolero el diseño de las Bombas Jet como complemento del

levantamiento artificial de hidrocarburos ha sido un total éxito debido a que este

tipo de equipos puede manejar altos volúmenes de gas-petróleo (GOR) a

diferencia de las Bombas tipo Pistón que no pueden dar esta facilidad operación.

El recurso económico dentro de una empresa operadora, radica en la selección de

equipos y accesorios de la industria petrolera, por ello es de vital interés elegir la

geometría apropiada para cada uno de los pozos de producción.

El costo de este tipo de accesorios en lo referente a nozzles y gargantas,

representa un alto rubro en la inversión del campo, por ello se realiza programas

de diseño de bombas mediante un software adecuado para seleccionar las

correctas geometrías.

6

1.5 IDEA A DEFENDER:

Si determinamos la geometría óptima para cada uno de los pozos con sistema de

levantamiento artificial de Bombeo Hidráulico, las partes y el funcionamiento de la

bomba jet para pruebas y producción entonces podremos utilizar este tipo de

bombeo para la recuperación de grandes volúmenes de petróleo en el Campo

Pucuna.

1.6 METODOLOGÍA:

Diseño o tipo de investigación. - este estudio posee un diseño bibliográfico

investigativo.

Métodos de investigación.- Se utilizaran los siguientes métodos:

Método general

- Método Inductivo

- Método deductivo

Método especifico

- Cuasi Experimental

- Bibliográfico

Modalidad

- Exploratoria

- Descriptiva

- Correlacionar

Técnica

- Bibliográfica

- Observación de campo

7

Instrumentos

- Libros

- Revistas

- Documentos

- Internet

Técnicas de investigación.- Utilizaremos para el desarrollo de esta tesis las

siguientes técnicas:

Revisión de literatura.- Buscaremos información de la operación de este

sistema en campos ecuatorianos, en catálogos, libros, archivos de

funcionamiento, manuales de operación.

Conferencias.- Aprovecharemos conocimientos y experiencias actualizadas

de personas expertas en este tema.

Tratamiento de datos.- Analizaremos cualitativamente y cuantitativamente los

datos adquiridos durante toda nuestra investigación para la estructuración idónea

del cuerpo de este trabajo investigativo.

Difusión de resultados.- Los resultados de este trabajo investigativo será

difundido al público en general tanto oral como escrito para el aprovechamiento de

personas interesadas en el tema.

8

CAPITULO II

DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PUCUNA Y FACILIDADES DE SUPERFICIE

9

CAPITULO II

DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PUCUNA Y FACILIDADES DE SUPERFICIE

2.1 ANTECEDENTES

El Campo Pucuna fue descubierto por la Compañía Texaco en el año de 1970

mediante la perforación del pozo Pucuna-01, con una producción inicial de 740

BPPD de la arenisca Hollín y 230 BPPD de la arenisca “T”, considerado a ese

entonces económicamente no rentable. Una vez que esta área fue revertida a

CEPE, esta corporación a base de una campaña de investigación sísmica y de

reinterpretación sísmica del campo, perfora el pozo de desarrollo Pucuna – 02 del

cual se obtuvo 2 553 BPPD de 26° API de la arenisca Hollín, 1 583 BPPD de 34

°API de la arenisca “T” y 120 BPPD de 29 °API de la arenisca “U” considerándose

rentables.

A inicios del año 2008, el Campo Pucuna fue adjudicado como Campo Marginal al

Consorcio Petrolero CPA, el cual nominó a SUELOPETROL como compañía

operadora y entró en operación en 18 de abril del 2008, con una producción inicial

aproximada de 2 200 BPPD. Como dato histórico relevante cabe mencionar la

producción del pozo Pucuna - 08, misma que fue de 456 BPPD con una gravedad

de 44° API de la arena T superior.

El Campo fue revertido al Estado ecuatoriano el 18 de enero del 2011, al no llegar

a un acuerdo en la negociación, por lo cual pasa a ser operado nuevamente por

EP PETROECUADOR. Al 30 de junio del 2011 el Campo Pucuna cuenta con un

total de 12 pozos productores y un pozo reinyector con una producción

aproximada de 2 300 BPPD.

10

2.2 UBICACIÓN

El Campo Pucuna se encuentra ubicado en la Provincia Francisco de Orellana, en

el centro oeste de la cuenca oriente; al este el Campo Sacha, al suroeste de los

Campos Paraíso, Biguno, Huachito, y al norte el Campo Palo Azul.

La ubicación geográfica del Campo se suscribe a:

LONGITUD 76°58’ 00” OESTE

77°04’ 00” OESTE

LATITUD 00°13’ 00” SUR

00°18’ 00” SUR

El mapa de ubicación del Campo Pucuna se presenta en la figura 2.1 y figura 2.2.

11

Figura 2.1 – Mapa de ubicación del Campo Pucuna.

Fuente: Departamento de Cartografía.

Elaboración: EP PETROECUADOR

12

Figura 2.2 – Mapa general de ubicación del Campo Pucuna.

Fuente: Departamento de Cartografía


13

2.3 GEOLOGÍA

2.3.1 DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL

La estructura del Campo Pucuna, la conforma un anticlinal asimétrico muy suave

cuyo eje mayor se orienta en dirección NE -SO, con un buzamiento suave

alrededor de 8 grados. Tiene una longitud aproximada de 4,5 Km. A lo largo

del eje mayor. El Campo Pucuna está acotado tanto al este como al oeste por

fallas inversas o normales invertidas en el paleógeno, estas son de muy

bajo desplazamiento, y pudieran ser o no barreras al flujo de fluidos.

Hacia el límite sur, muy cerca del río Coca, se identifica un cierre estructural no

perforado a la fecha. Este alto estructural se ve reflejado en todos los horizontes

productores del Campo como lo son: Basal Tena, U, T y Hollín; sin embargo

su interpretación proviene de una línea sísmica 2D, la cual fue adquirida en

tres diferentes campañas.

En la figura 2.3 se observa el modelo estructural del campo Pucuna.

En el ANEXO 2.1 se observan los mapas estructurales en profundidad de las

arenas productoras del Campo.

14

Figura 2.3 – Modelo estructural del Campo Pucuna.

Fuente: Archivo Técnico


15

2.3.2 DESCIRPCIÓN ESTRATIGRÁFICA

La estratigrafía atravesada en este Campo está conformada por rocas que van en

la Edad del Jurásico al Cuaternario y están representadas por las

formaciones:

Chapiza, Hollín, Napo, Tena, Tiyuyacu y Orteguaza.

Figura 2.4 – Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente.

Fuente: Departamento de Cartografía.

Elaboración: EP PETROECUADOR.

16

Figura 2.5 – Columna Estratigráfica general del Campo Pucuna

Fuente: Departamento de Cartografía

Elaboración: EP PETROECUADOR.

En el ANEXO 2.2 se muestra el diagrama estructural de un Típico de Pozo.

En el ANEXO 2.3 se muestra el diagrama estructural de la Estación Pucuna.

17

2.3.3 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS YACIMIENTOS

En el Campo Pucuna actualmente se produce de los siguientes yacimientos:

2.3.3.1 Hollín Inferior

Litológicamente es una arenisca cuarzosa que refleja un ambiente

continental.

1.3.3.2 Hollín Superior

La constituye una arenisca glauconítica que refleja un ambiente transicional

marino.

2.3.3.3 T Inferior

Litológicamente es una arenisca muy glauconítica que refleja un ambiente

transicional marino.

1.3.3.4 T Superior

Lo constituye una arenisca glauconítica intercalada de lutitas y calizas.

1.3.3.5 U Inferior

Litológicamente está constituida por areniscas cuarzosas.

1.3.3.6 U Superior

Está representada por una arenisca cuarzosa.

18

1.3.3.7 Basal Tena

Está constituido por areniscas cuarzosas.

2.4 FACILIDADES DE SUPERFICIE

2.4.1 ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN

El Campo cuenta con una estación de producción denominada Estación Pucuna,

en la cual se procesa todo el crudo, agua y gas proveniente de los 12

pozos productores. Toda la producción de crudo es fiscalizada y transferida a la

Estación Sacha Central por medio de un oleoducto de 6 Plg. de diámetro que está

a una distancia aproximada de 18 km.

La Estación Pucuna, de los 12 pozos productores, maneja un promedio de

producción diaria de 2 300 Bbl una producción de gas de 554 MPC.

Los 12 pozos producen por Bombeo Hidráulico abastecidos desde el

Sistema PowerOil instalado en la Estación, el cual utiliza petróleo como fluido

motriz. El sistema opera con 6 unidades de inyección de las 7 unidades

instaladas. El volumen de fluido motriz utilizado es de 16 100 Bbl. diarios de

petróleo a una presión 4 100 psi, además el sistema posee un equipo de

enfriamiento para la protección de los equipos y que está compuesta por 3

radiadores.

El fluido motriz utilizado en el Sistema PowerOil es petróleo de 29°API, que

cuenta con un tratamiento químico que incluye:

- Demulsificante: EMULSOTRON X-8125 de 10 gpd.

- Antiparafínico: DN-151 de 11gpd.

- Antiescala: GYTRON T-427 de 10 gpd.

- Anticorrosivo RU-316 de 3 gpd.

19

Para la conducción de fluido motriz se utiliza una tubería de 3 ½ plg de

diámetro, la cual se conecta con cada pozo mediante líneas de 2 3/8 o 2 7/8 plg.

En cada uno de los pozos se encuentra instalada una válvula de control

para ajustar el volumen de inyección.

En el cabezal de los pozos se tiene una conexión de 2 Plg., por el cual el fluido

motriz es inyectado a través de la tubería de producción hasta el fondo del pozo,

en donde pasa al espacio anular mediante el trabajo de las bombas del

sistema de empuje hidráulico. El fluido motriz levanta el petróleo desde la

formación y asciende a la superficie por el espacio anular. Todo el fluido retorna

a la Estación para iniciar el proceso de separación.

La producción de los pozos del Campo se conduce a través de líneas de 4 Plg

de diámetro hacia la Estación, las cuales llegan de un múltiple de producción, que

tiene la capacidad de conectar hasta 15 pozos, el cual está ubicado dentro de la

Estación. Del múltiple de producción o manifold el fluido pasa a dos separadores

de producción que tienen una capacidad de 8 000 Bbl y 5 000 Bbl, cuenta

con un tratamiento químico que consta de:

- Antiespumante: AF-172 de 15 gpd

- Antiparafínico: DN-151 de 6 gpd

- Demulsificante: EMULSOTRON X-8125 de 5gpd

- Biocida: BACTRON L-121 4 gpd

- Antiescala-agua: GYTRON T-427 1gpd

La producción de cada pozo es probada a través de un separador de prueba

de 2 000 Bbl de capacidad, utiliza una placa de orificio para medir el gas

de formación y un contador con su respectiva turbina para medir el fluido.

20

El gas es separado y medido para luego ser quemado en los dos mecheros que

posee la Estación. El crudo y agua son enviados al tanque de lavado de 12 590

Bbl de capacidad, allí se separa por efecto de la gravedad y procesos térmicos,

para lo cual se calienta el colchón de agua con dos calentadores; por último el

crudo pasa al tanque de surgencia que tiene una capacidad de 18 143 Bbl en

donde termina el proceso de separación. Toda el agua de formación que se

produce en el Campo es inyectada en el pozo Puc-04 a la arena Hollín.

La transferencia de crudo desde el tanque de surgencia hacia el oleoducto se da

mediante un sistema que consta de dos bombas Worthintong (6 000 BPPD) que

son alimentadas por dos bombas centrifugas que elevan la presión del fluido a 60

psi. La tasa de transferencia es de 4,11 Bbl/min.

En la Tabla 2.1 se describen las características de los equipos y

accesorios existentes en la Estación Pucuna.

21

Tabla 2.1 – Facilidades de producción de la Estación Pucuna

Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna.

Modificado: Daniel Velarde M.

22

2.4.2 REINYECCIÓN DE AGUA

El sistema de reinyección de agua de formación está conformado por una

unidad de bombeo localizada en la Estación de producción y el pozo

reinyector Pucuna – 04.

La alimentación de este sistema es tomada del tanque de surgencia y por medio

reinyección diaria es de aproximadamente 800 Bbl.

Para mejorar el proceso de reinyección de agua existe un proyecto de

implementación de una bomba horizontal multietapas de marca REDA que tiene

la capacidad de reinyección de 1 500 GPM a una presión de 1 000 psi.

En la tabla 2.2 se presenta la descripción de la unidad de bombeo MTU y en la

tabla 2.3 se muestran los datos de reinyección.

Tabla 2.2 – Descripción de la unidad de bombeo MTU.


Elaboración: Daniel Velarde M.

23

Tabla 1.3 -Datos de Reinyección

Fuente: Departamento de Producción. Campo Pucuna.


24

CAPITULO III

MARCO TEORICO

25

CAPITULO III

MARCO TEORICO

3.1 PRINCIPALES SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Bombeo Mecánico (Balancín)

Bombeo Hidráulico (Bombas Pistón y Bombas Jet)

Bombeo Eléctrico sumergible

Gas Lift (Inyección de Gas )

Figura 3.1 – Sistemas de Levantamiento Artificial

Fuente: Solipet, Instructivo Bombeo Hidráulico.


26

3.2 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL CAMPO PUCUNA

En el Campo Pucuna existe un único tipo de levantamiento artificial que es

el bombeo hidráulico tipo jet con inyección de fluido motriz el mismo que se

mezcla con el fluido producido, el cual es llevado a superficie y conducido a

la Estación para iniciar su proceso de separación.

Por cada barril de fluido motriz que se inyecta se recupera 0,125 Bbl de petróleo.

En la tabla 3.4 se muestra los componentes del Sistema PowerOil.

Tabla 3.4 – Sistema PowerOil



27

3.3 DESCRIPCIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

3.3.1 PRINCIPIO DE OPERACIÓN

Una unidad de bombeo hidráulico es un mecanismo formado por un motor

alternativo hidráulico acoplado a una bomba.

El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley

de Pascal”, la misma que fue enunciada por primera vez por Blas Pascal en el

año1653. La Ley de Pascal explica que: “La presión aplicada sobre cualquier

punto de un líquido contenido se transmite, con igual intensidad, a cada porción

del fluido y las paredes del recipiente que lo contiene”.

La aplicación de este principio permite trasmitir presión desde un lugar

centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido,

hasta cualquier número de pozos petroleros. El líquido a presión en estas líneas

de fluido motriz se dirige hacia una tubería pozo abajo, haciendo funcionar la

bomba hidráulica jet mecánicamente acoplada a una camisa.

28

Figura 3.2 – Componentes en superficie y en subsuelo de un sistema típico de

bombeo hidráulico.

Fuente: SERTECPET, manual de operaciones


29

El sistema de bombeo hidráulico Oilmaster y Kobe transmite potencia al fondo por

medio del fluido motriz presurizado que fluye por el agujero tubular del pozo; las

bombas de subsuelo actúan como un transformador que convierte la energía del

fluido motriz en energía potencial o de presión en los fluidos producidos.

Las bombas de PISTON, Oilmaster y Kobe constan de pistones recíprocos

comunicados, unos gobernados por el fluido motriz presurizado y otro gobernado

por él o los fluidos que produce el pozo.

La bomba hidráulica JET, Oilmaster y Kobe convierte el fluido presurizado motriz

en un jet de gran velocidad que se mezcla directamente con los fluidos del pozo.

Los tipos de bombas mencionadas son bombas libres ya que se corren y se

reversan hidráulicamente sin remover la tubería, ni usar servicios de cables.

Las presiones de operación en el sistema hidráulico varían de 2 000 @ 4 000 psi.

La bomba más común para generar esta presión en la superficie es una bomba

Triplex o Quintuplex de desplazamiento positivo, accionada por un motor eléctrico,

un motor de gas o un motor de combustión interna (diesel).

30

Figura 3.3 – Sistema general del bombeo hidráulico Oilmaster

Fuente: SOLIPET, Instructivo Bombeo Hidráulico


31

3.3.2 FLUIDO MOTRIZ

En el bombeo hidráulico, la generación y transmisión de energía requerida para

levantar el petróleo hasta la superficie, se lo realiza mediante un fluido conocido

como “fluido motriz”, el cual es inyectado a presión mediante una unidad de

potencia a través de una tubería. Este fluido motriz puede ser agua o petróleo.

La calidad del fluido motriz, especialmente el contenido de sólidos, es un factor

importante en la vida útil de la bomba y en los costos de reparación. La pérdida de

fluido motriz en la sección motriz de la bomba son una función del desgaste

causado por los sólidos abrasivos y la viscosidad del fluido motriz.

3.3.3 SISTEMAS DE OPERACIÓN

Hay básicamente dos sistemas de operación en el bombeo hidráulico: el sistema

de fluido motriz abierto (OPF, OPEN POWER FLUID) y el sistema de fluido motriz

cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) pero en el bombeo hidráulico tipo jet

siempre se tiene un sistema de fluido motriz abierto.

El sistema de fluido motriz abierto (OPF) es donde el fluido motriz se mezcla

con la producción de fondo y retorna a la superficie como fluido motriz y

producción mezclados.

El sistema de fluido motriz cerrado (CPF) es donde el fluido motriz de

superficie y de profundidad se mantiene dentro de un circuito cerrado y no se

mezclan con el fluido producido.

3.3.3.1 Sistema de fluido motriz cerrado (CPF)

En un sistema de fluido motriz cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) no se

permite que el fluido producido se mezcle con el fluido motriz en ninguna parte

del sistema, se requiere de una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo

32

como en superficie; una sarta para transportar la producción hasta la batería de

tanques y otra para que retorne el fluido motriz que ya cumplió su función en el

fondo del pozo hasta el tanque respectivo para volverse a presurizar y recircular.

Es un sistema muy costoso y de complejo diseño.

Es recomendable para cuando los fluidos producidos son extremadamente

abrasivos o corrosivos.

Es recomendable este sistema para plataformas marinas y en algunas

instalaciones industriales.

Para las bombas de subsuelo diseñadas para trabajar con este sistema el

mayor inconveniente a tenerse es en el fluido motriz, porque el fluido motriz

no seguirá limpio indefinidamente aunque se tengan todas las precauciones

y cuidados que el caso requiere.

33

Figura 3.4 – Diagrama de un sistema de fluido motriz cerrado



34

3.3.3.2 Sistema de fluido motriz abierto (FMA)

En el sistema FMA se necesitan solamente dos conductos, uno para llevar el fluido

motriz hacia la Unidad de Producción y otra para llevar el fluido motriz y la

producción de retorno hasta la superficie. Estos conductos pueden ser dos sartas

de tubing o una sarta de tubing y el espacio anular entre tubing y casing.

La simplicidad y la economía son las características más importantes del sistema

FMA. Cuando se usa agua como fluido motriz en este sistema, los productos

químicos agregados (para lubricación, inhibición de corrosión y eliminación de

oxígeno) son, en gran parte, generalmente perdidos cuando se mezclan con la

producción y consecuentemente deben ser repuestos continuamente.

A más de la sencillez y la ventaja económica del sistema abierto (FMA), existen

otras ventajas inherentes al mezclar los fluidos motriz y producido.

Primeramente, el fluido motriz circulante es el medio ideal para transportar aditivos

químicos al fondo del pozo. Los inhibidores de corrosión, incrustación y parafinas

pueden agregarse para extender la vida útil de los equipos de subsuelo, además,

si los fluidos producidos tienen a forman emulsiones dentro del pozo, pueden

añadirse anti-emulsionantes al fluido motriz.

En segundo lugar, el fluido motriz, al agregarse actúa como diluyente. “Cuando se

levanten fluidos producidos que sean altamente corrosivo, el fluido motriz limpio

reduce su concentración a un 50 %”.

Cuando se produce un petróleo extremadamente viscoso, el fluido motriz

inyectado puede reducir dicha viscosidad, al diluir el fluido de retorno, y lo puede

hacer suficientemente para que sea más factible levantar el crudo pesado.

35

Como tercera ventaja, al producir fluidos con alto contenido de parafina, el sistema

FMA, permite circular fluidos calentados o con agentes disolvente dentro de las

líneas de fluido motriz, para eliminar la acumulación de cera que pueda reducir la

producción del pozo.

Figura 3.5 – Diagrama de un sistema de fluido motriz abierto



36

3.3.3.2.1 Tanque de Fluido Motriz (FMA)6

A través de los años, se ha comprobado que el tanque de fluido motriz FMA tiene

un excelente diseño. Este diseño y otro con una pequeña modificación, son

usados casi universalmente.

“El petróleo ingresa en el separador atmosférico aun conteniendo gas disuelto que

no ha sido removido a la presión de operación del tratador a 30 psi. El propósito

del separador atmosférico es quitar los últimos restos de gas, que de otra manera

agitarían al tanque impidiendo la sedimentación. La sección superior del separador

debería ser de 36" o mayor para ser eficaz y aún con este diámetro, muchas veces

ocurren fluctuaciones de presión que hacen que el petróleo sea llevado hacia

arriba, pasando por la línea de gas. Para evitar que este exceso vaya a la parte

superior del tanque y así alterar el proceso de sedimentación, se conecta la línea

de gas del separador atmosférico con las líneas de descarga de gas del tanque,

mediante una cañería auxiliar.”

3.4 MÉTODOS DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ EN

SUPERFICIE

La función de un sistema que acondiciona el fluido motriz en la superficie es la de

proporcionar el volumen necesario y constante para lograr operar las bombas en

el subsuelo, por eso, el objetivo principal al acondicionar el petróleo crudo o agua

para utilizarlos como fluido motriz es librarlo, al máximo, de sólidos y gases. Hay

dos tipos de sistemas de acondicionar el fluido motriz para las instalaciones de

bombeo hidráulico: El sistema de fluido motriz centralizado, y el sistema de

acondicionamiento en el cabezal del pozo.

37

3.4.1 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ

CENTRALIZADO

Consta de un separador, una bota de gas, un tanque de decantación similar al

tanque de lavado, un tanque de surgencia y las bombas de fluido motriz.

Un sistema centralizado para acondicionar el fluido motriz trata dicho fluido para

uno o más pozos, para eliminar el gas y sólidos en un solo lugar.

El fluido acondicionado se presuriza mediante una poderosa bomba a pistón y

luego pasa por un distribuidor, para luego dirigirse hacia el o los pozos del

sistema.

El diseño del sistema de tratamiento supone que, los separadores normales y

tratadores térmicos han entregado un petróleo casi libre de gas, de la calidad que

sería usual en el tanque de almacenamiento para el sistema de tratamiento.

El tanque de decantación para el fluido motriz en este sistema usualmente mide

24 pies de alto, con tres anillos empernados. Un tanque de tal altura generalmente

proporciona una caída suficiente para el flujo por gravedad del fluido desde el

tanque hasta la succión de la bomba de carga. El tamaño del tanque de fluido

motriz, se determina según el caudal requerido. El tanque de fluido motriz no

debería hacer más de tres ciclos completos de rotación al día.

El propósito básico del tanque de decantación es separar los sólidos del fluido

motriz que no hayan sido eliminados del sistema de flujo continuo por el separador

de producción. Entonces, se lo utiliza como fuente de fluido motriz para la bomba

en el fondo del pozo.

En un tanque de fluido estático, todo material extraño que sea más pesado que el

fluido en sí tiene que asentarse en el fondo. Algunas partículas, como por ejemplo,

la arena muy fina, caerán más lentamente que los sólidos más pesados.

38

Estos factores, más los relacionados con la resistencia por viscosidad, influyen en

el ritmo de la separación. Sin embargo, con el tiempo, todos los sólidos y líquidos

más pesados han de asentarse, dejando una capa de fluido limpio.

En un sistema real de fluido motriz no es práctico, ni tampoco es necesario, contar

con el suficiente espacio en el tanque para ésta decantación bajo condiciones

totalmente estáticas. Más bien, el tanque debe permitir el retiro continuo y

automático del caudal requerido.

Se logra una decantación suficiente bajo estas condiciones cuando el flujo hacia

arriba pasa a través del tanque de decantación que se mantiene a una velocidad

apenas inferior a la velocidad de caída de los materiales contaminantes.

39

Figura 3.6 – Sistema centralizado de fluido motriz

Diseño: Daniel Velarde M.

40

3.4.2 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO EN EL CABEZAL DEL POZO (MTU)

Una planta de energía para el lugar donde se encuentra el pozo, es un paquete

completo de componentes, instalado en el pozo o cerca de él que cumple las

mismas funciones que sistema de fluido motriz centralizado. Es decir que

proporciona fluido motriz limpio, sin gas, a una presión adecuada para la bomba

Triplex y la de subsuelo. Los componentes básicos son: un separador horizontal,

un separador vertical, una o más centrífugas ciclónicas (desarenadoras) para

eliminar los sólidos una bomba de fluido motriz en superficie.

Estas unidades son portátiles, requieren un mínimo de mano de obra y materiales

para su instalación y eliminan la necesidad de la planificación detallada y a largo

plazo que se requiere para un sistema central.

Son bastantes versátiles y pueden proporcionar acondicionamiento del fluido

motriz para más de un pozo. Las unidades de fuerza y acondicionamiento en el

sitio del Pozo siempre se lo utilizan como una configuración abierta de la tubería

del fluido motriz.

Estas unidades tienen una característica que es similar a un sistema central

cerrado: el fluido motriz se contiene en el sitio de pozo. Toda la producción y

únicamente una pequeña porción del fluido motriz de las desarenadoras ciclónicas

se mandan por la línea de flujo hasta la batería del tanque. Así, se simplifica la

comprobación del pozo, y el fluido motriz no aumenta las cargas sobre las

instalaciones superficiales de tratamiento en la batería de tanques.

Este sistema se utiliza en la actualidad para las evaluaciones de pozos.

41

Figura 3.7 – Equipo de superficie (MTU)

Fuente: Solipet S.A., MTU-02

Fotografía: Daniel Velarde M.

42

CAPITULO IV

DESCRIPCIÓN DE LAS BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET

43

CAPITULO IV

DESCRIPCIÓN DE LAS BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET

4.1 GENERALIDADES

Es un tipo especial de bombas de subsuelo que a diferencia de las de pistón que

operan por medio de un pistón de bomba reciprocante de desplazamiento positivo

accionado por un pistón motriz acoplado, no emplea partes móviles y ejecuta su

acción de bombeo mediante la transferencia de momentun entre el fluido motriz y

el fluido del pozo que se produce al mezclarse estos pasando a través de la

unidad de subsuelo. Con las bombas hidráulicas tipo Jet, siempre se tiene un

sistema de fluido motriz abierto.

La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba jet

tolerar fluidos de producción, motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de


Otra ventaja de las bombas jet en la solidez de la sección de trabajo, que hace

que pueda adaptarse a casi cualquier completación de fondo de pozo,

frecuentemente se pueden obtener tasas de producción más altas que con las

bombas de pistón, por lo que se recomienda su uso en pozos con altos IP, así

como también en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia

de arena.

Estas bombas no son aplicables a todos los pozos, pues necesitan presiones de

succión relativamente altas para evitar cavitación y no requerir altas potencias.

44

4.2 FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA JET

Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan

mediante una configuración de boquillas y gargantas “Venturi“. Diferentes

configuraciones geométricas se utilizan para controlar la luz entre los orificios de la

boquilla y el tubo de mezcla para lograr los caudales deseados de producción

como se ilustra en la figura 4.1

Figura 4.1 – Funcionamiento de la bomba jet



45

4.3 CARACTERÍSTICAS DEL TRABAJO.

La relación entre el área del nozzle y el área de la garganta, es una variable

importante, porque determina el intercambio entre la cabeza producida y la taza de

flujo. La figura 4.2 muestra al nozzle y la garganta.

Figura 4.2 – Nomenclatura bomba jet



Donde:

Pps = Presión del fluido de succión

Pn = Presión del nozzle

Ppd = Presión del fluido de descarga por el difusor

qs = Caudal de succión

qn = Caudal de inyección por el nozzle

46

qd = Caudal de descarga por el difusor

An = Área del nozzle

At = Área de la garganta

As = Área de succión.

Si para un nozzle dado se selecciona una garganta de modo que el área del nozzle

An sea del 60% del área de la garganta At, existirá una producción grande y un

bombeo lento de la bomba, el área As como se ilustra en la figura anterior (chorro

que sale del nozzle), sirve para que los fluidos del pozo pasen, esto provoca tasas

de producciones bajas comparadas con las tasas de fluido motriz debido a que la

energía del nozzle es transferida a una pequeña cantidad de producción, existirán

grandes producciones.

Si para un nozzle dado se selecciona una garganta, de modo que el área An sea el

doble del área de la garganta At, existirá mucho más flujo para el área An. Sin

embargo como la energía del nozzle es transferida a una producción más grande

que la tasa del fluido motriz, existirá una producción más baja.

Cada conjunto de nozzle y garganta tiene su curva de rendimiento.

47

Figura 4.3 – Funcionamiento de la bomba jet (02)

Fuente: SOLIPET, Instructivo Bombeo Hidráulico


48

4.4 RELACIONES NOZZLES/THROAT EN VOLUMEN Y PRESIÓN

Tanto boquillas como gargantas Kobe y Oilmaster utilizan una estricta progresión

de diámetro y orificios. La progresión establece áreas de relaciones entre la

boquilla y diferentes gargantas. Al establecer una boquilla seleccionada con el

mismo número de garganta se tendrá siempre la misma relación de área: 0,380

para Oilmaster y 0,400 para Kobe, esto se denomina relación “A”, sucesivamente

mayores gargantas seleccionadas con una misma boquilla, se tendrán relaciones

B, C, D y E.

La relación de área comúnmente usada oscila entre 0,400 (A) y 0,235 (C).

Relaciones mayores de áreas a 0,400 son usados normalmente en pozos de gran

profundidad con altos levantamientos o solamente cuando es baja la presión del

fluido motriz disponible, pequeñas áreas anulares son más propensas a

cavitación.

49

Figura 4.4 – Relación volumen / presión – NOZZLE / THROAT



Relaciones de áreas menores a 0,235 (C, D, E) son usadas en pozos pocos

profundos o cuando es muy baja la presión de intake, se requiere de una mayor

área anular para que pase el fluido reduciendo el potencial de cavitación.

50

Las mayores relaciones de áreas (A,X (A-)) son instaladas para altos

levantamientos pero esto es solamente aplicable con relaciones de producción

menores que la relación de fluido motriz.

Las pequeñas relaciones de área (C, D, E) revelan menor cabeza pero pueden

producir más fluidos que el usado como fluido motriz.

4.5 RELACION ENTRE LA PRESION Y LA VELOCIDAD DEL FLUIDO MOTRIZ

El rendimiento de las bombas jet depende en gran medida de la presión de

descarga que a su vez es influenciado por la taza gas / líquido en la columna de

retorno hacia la superficie valores grandes de gas / líquido reducen la presión de

descarga.

La cantidad de fluido motriz depende del tamaño del nozzle y la presión de

operación, a medida que la presión del fluido motriz aumenta, el poder de

levantamiento de la bomba aumenta, la taza de fluido motriz adicional hace que el

gas / líquido disminuya, provocando que aumente el levantamiento efectivo.

51

Figura 4.5 – Relación entre la presión y la velocidad del fluido motriz



4.6 DESIGNACIÓN DE UN BOMBA JET OILMASTER Y KOBE

Existen tres modelos de bombas jet OILMASTER y un solo modelo de jet en la

marca Kobe.

a) Jet 3 x 54”

b) Jet 3 x 48” OILMASTER

c) Jet 2½ x 48”

52

d) Jet 3”

KOBE

e) Jet 2½”

Se designan de la siguiente manera:

Tabla 4.1 – Designación de una bomba jet Oilmaster y Kobe

GEOMETRIA DIÁMETRO NOZZLE DIÁMETRO GARGANTA

A - N N-1

A N N

B N N+1

C N N+2

D N N+3

E N N+4

53

4.7 VENTAJAS Y DESVENTAJAS AL UTILIZAR BOMBAS JET OILMASTER Y

KOBE.

4.7.1 VENTAJAS

Con una bomba jet Oilmaster se puede producir hasta 12 000 BFPB es

decir mucho más que la capacidad de cualquier bomba alternativa

adecuada.

No adolece de problemas de golpes de fluido ni recalentamiento y el gas

se puede liberar fácilmente.

La bomba jet no tiene partes móviles, puede estar construida de piezas

en donde se solucione problemas de producción para pozos altamente

corrosivos.

Las partículas sólidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba jet

El recubrimiento de carburo de tungsteno de la boquilla y la garganta

rinde larga duración efectiva en pozos de alto contenido de materiales

sólidos.

Resuelve problemas relacionados con la producción de crudos pesados

de alto corte de parafina, con altas temperaturas de fondo de pozo y con

pozos de gas invadidos por agua

Bajos costos de mantenimiento

Adaptabilidad para uso en una camisa deslizante

Capacidad de manejar producción con gas.

54

4.7.2 DESVENTAJAS

La bomba jet requiere de un alto caballaje para trabajar idóneamente

En pozos donde se tiene un alto corte de agua se requiere inyectar

químicos para bajar emulsión producida por la jet en los tanques de

almacenamiento.

4.8 ELEMENTOS QUE CONFORMAN LA BOMBA JET

Dentro de los elementos más importante de este tipo de bombas se encuentran:

4.8.1 N0ZZLE.- (BOQUILLA) Es una herramienta fabricada de aleación para

soportar altas presiones, la característica de esta boquilla es que en el extremo

superior tiene un diámetro más grande que en el extremo inferior. Esto para crear

mayor velocidad y menor presión a la salida de la boquilla.

El fluido motriz pasa a través de esta boquilla donde virtualmente toda supresión

se transforma en energía cinética.

4.8.2 THROAT.- (GARGANTA) También se lo conoce como tubo de mezcla, es

en donde se mezcla el fluido inyectado y el fluido producido.

La característica es que a lo largo del tubo el diámetro va aumentando.

4.8.3 ESPACIADOR.- Es una herramienta que se coloca entre la boquilla y la

garganta. Es aquí en donde entra el fluido producido para mezclarse con el fluido

inyectado.

55

4.8.4 DIFUSOR.- Tiene un área expandida donde la velocidad se transforma en

presión suficiente para levantar los fluidos a la superficie.

Figura 4.6 – Partes de una bomba jet



56

Figura 4.7 – Partes de una bomba jet (2)



57

4.9 COMPARACIÓN DE LA BOMBA TIPO JET CON LA BOMBA TIPO

PISTÓN

“Las bombas hidráulicas de pistón son aplicables en pozos con producciones

medianas y altas, con bajas presiones de fondo, pero debe tenerse mucho

cuidado en pozos con alta relación Gas - Petróleo (GOR), o con presencia de

escala o arena, las bombas tipo jet tiene la capacidad de manejar volúmenes

extremadamente altos, además puede trabajar con sólidos y fluido corrosivo”.

En la bomba tipo Jet, las partes internas pueden ser reemplazadas fácilmente en

el campo y solamente tienen dos partes sujetas a desgaste (boquilla y garganta).

La ausencia de partes móviles, como en las bombas tipo pistón, estrechamente

ajustadas permite a la bomba jet tolerar fluidos de formación y motriz abrasivos y

corrosivos. La solidez de la acción de trabajo de la bomba jet hace que pueda

adaptarse a cualquier completación de fondo del pozo.

Frecuentemente con las bombas tipo jet se puede obtener tasas de producción

más altas que con las bombas de pistón, por lo que es importante como también

en pozos con presencia de escala, arena y alta producción de gas.

El costo de mantenimiento de la bomba tipo jet es menor, comparado al costo de

mantenimiento de la bomba pistón. 16

El tiempo de reparación de la bomba jet en menor que la bomba tipo pistón. Esto

se debe a que la bomba tipo jet tiene dos partes desgastables (boquilla y

garganta).

58

4.10 RAZONES PARA PREFERIR BOMBAS PISTÓN O JET

Tabla 4.2 - Razones para preferir bombas pistón o jet

#

CONDICIONES LIMITANTES DE OPERACIÓN

PISTON

JET

1 Baja presión de entrada a la bomba Sí No

2 Mala calidad de fluido motriz No Sí

3 Grandes volúmenes Bomba tipo E No Sí

4 Alta relación Gas – Petróleo (GOR) No Sí

5 Alta corrosión No Sí

6 Utilización de agua como fluido motriz No Sí

7 Ahorro de potencia (HP) en superficie Sí No

8 Presencia de arena en la formación Sí

9 Presencia de parafina

10 Presencia de escala

11 Pozos profundos Sí Sí

12 Restricción de producción Sí Sí

13 Bajo costo de operación No Sí

NOTA: Regulares condiciones de operación

59

CAPITULO V

EQUIPOS DE SUPERFICIE Y SUBSUELO

60

CAPITULO V

EQUIPOS DE SUPERFICIE Y SUBSUELO

5.1 EQUIPOS DE SUPERFICIE

En general, el sistema de bombeo hidráulico utiliza los líquidos producidos como el

fluido que transmite la potencia hasta la unidad de producción en el subsuelo.

Este fluido proporciona la energía necesaria para operar la unidad que levanta los

fluidos del pozo hasta la superficie.

Figura 5.1 – Equipo de superficie

Fuente. SOLIPET S.A., Instructivo Bombeo Hidráulico.


61

5.1.1 VALVLULAS

5.1.1.1 Válvula Check

Primeramente, los fluidos ingresan a la unidad para el acondicionamiento del fluido

a través de una válvula check, la que normalmente corre por cuenta del usuario

del equipo.

5.1.1.2 Válvula para control de oleaje

La válvula para control de oleaje se calibra para abrir cuando se sienta un oleaje

de alta presión es la entrada de la válvula (es decir, en el recipiente de la

acumulación y protección contra oleajes).

Normalmente, la válvula se calibra para que abra a una diferencia de presión de

40 psi. Se puede calibrar para que la accionen otras diferencias de presión, de ser

necesario.

5.1.1.3 Válvulas de seguridad

Existen dos válvulas de seguridad; una válvula de seguridad para el recipiente de

acondicionamiento y una válvula de seguridad para el acumulador. Cada válvula

se calibra para proteger estos recipientes de la sobrepresión.

5.1.1.4 Válvula de alivio contra la sobrepresión

La válvula para el control de la sobrepresión se abre cuando la entrada a la válvula

recibe un oleaje fuerte de presión.

Cuando el volumen de fluido procesado sea suficiente para producir una pérdida

de presión de 40psi a nivel del filtro ciclónico de arena, la válvula de alivio se abre

62

y se elimina el exceso de gas y fluido del reciente acumulador- protector. Esto da

como resultado un nivel de fluido cercano a la parte superior del recipiente.

5.1.1.5 Válvulas de seguridad para recipientes

Las válvulas de seguridad para los recipientes acondicionadores de fluidos evitan

la presión excesiva dentro de cada uno de los recipientes.

5.1.1.6 Válvula estranguladora

La válvula estranguladora manual debajo de la corriente inferior del filtro ciclónico

controlará el flujo de los fluidos, si está correctamente calibrada. Si el fluido de la

corriente inferior está muy sucio, tiende a taponar la salida. Por lo tanto, la válvula

tiene que abrirse al máximo posible.

5.1.1.7 Válvula de control para el desvío manual del fluido motriz (VRF)

La válvula manual de derivación permite desviar el fluido a alta presión para

devolverse al sistema de presión baja. Esta válvula controla el volumen del fluido

de la bomba multiplex hasta la bomba hidráulica en el subsuelo.

5.1.1.8 Válvula de seguridad

La válvula de seguridad evita un exceso de presión en la línea de fluido motriz

conectada con el cabezal y protege la bomba y motor de una sobrecarga excesiva.

5.1.1.9 Válvula para la diferencia de presión

La válvula para la diferencia de presión funciona para mantener una diferencia

específica de presión a nivel del desarenador ciclónico.

63

La válvula se calibra en la fábrica para mantener una caída de presión de 40 psi

en el desarenador ciclónico. Sin embargo, puede resultar necesario calibrarla

nuevamente para que se alimente a la bomba multiplex con suficiente fluido.

5.1.2 ACUMULADOR VERTICAL (MÓDULO VERTICAL)

La primera entrada de fluidos es al recipiente acumulador y amortiguador. El

propósito del recipiente acumulador / amortiguador es evitar que el gas excesivo

ingrese al filtro ciclónico de arena, lo que reduciría la eficiencia de dicho

desarenador.

5.1.3 SEPARADOR HORIZONTAL (MÓDULO HORIZONTAL)

El recipiente para reacondicionamiento de fluidos es un recipiente de

almacenamiento que separa el petróleo, agua y gas.

El fluido en exceso de lo requerido por las bombas en superficie y subsuelo se

descarga del recipiente mediante una válvula.

El tiempo de retención del fluido motriz en el recipiente de acondicionamiento

realmente no es suficiente para un asentamiento significativo de las partículas

sólidas que están en los fluidos, de modo que el filtro ciclónico debe lograr la

mayor parte de la separación de sólidos. He ahí la importancia de instalar,

dimensionar, controlar y operar dichos filtros correctamente, porque eso depende

el funcionamiento de todo el sistema.

5.1.4 DESARENADOR CICLÓNICO

Se considera que el filtro ciclónico de arena constituye el corazón de la unidad. Sin

su excelente separación de los sólidos, el resultado sería un tiempo

64

innecesariamente corto de funcionamiento y un trabajo excesivo de mantenimiento

en el multiplex.

5.1.4.1 Tamaño de desarenador

El tamaño del desarenador ciclónico requerido determina el tamaño de las

partículas a eliminar del volumen de fluido producido. Cuando se utilicen motores

de combustión interna con control variable de su velocidad, hay que tener cuidado

para dimensionar el desarenador ciclónico para su velocidad más baja.28

5.1.5 AMORTIGUADOR DE PULSACIONES

Un amortiguador de pulsaciones está instalado cerca de la descarga de la bomba

multiplex con el fin de disipar el choque de "ariete hidráulico" en el sistema,

problema que puede presentarse por las pulsaciones en la salida de la bomba

multiplex.

De no amortiguarse las fluctuaciones de presión de la bomba múltiplex, este golpe

de ariete podría volverse tan severo que quiebra las conexiones del cabezal.

5.1.6 MOTOR Y REDUCTOR DE VELOCIDAD

Siendo el motor la planta de fuerza que mueve el sistema hidráulico y dado su

complejidad, la operación y mantenimiento se debe hacer de acuerdo a las

especificaciones que vienen junto con la unidad al ser adquirida.

El mantenimiento del motor que es la parte vital para el funcionamiento de toda la

unidad de bombeo hidráulico, la eficiencia mecánica del motor depende de la

calidad de operación del mismo.

La reductora de velocidad está destinada a reducir las revoluciones del motor

hasta al límite programado para la bomba triplex. Esta ha sido diseñada para

garantizar un acople correcto con el elemento rotativo del motor.

65

5.1.7 BOMBA DE FLUIDO MOTRIZ

La bomba de fluido de fuerza en superficie (BOMBA TRIPLEX O QUINTUPLEX)

provee líquido presurizado para operar la bomba hidráulica de subsuelo.

Esta bomba es debidamente alineada con la caja reductora y el motor y es

conectada mediante un acople flexible que ya viene desde la fábrica.

5.1.8 SISTEMA DEL “BY PASS” (VÁLVULA DE DESVIO)

La válvula manual de desvío es el dispositivo con el cual se regula el volumen de

fluido de fuerza que es enviado a la bomba de fondo o recirculando por la unidad

de superficie como exceso de fluido.

5.1.9 TABLERO DE CONTROL

Es del tipo común en las aplicaciones petroleras, con indicadores y controles de

límite para garantizar la seguridad en el arranque, operación y apagado del

sistema.

5.1.10 BOTA DE GAS

Esencialmente, la bota de gas es parte del tanque del petróleo motriz. Su

propósito es proporcionar una última separación de gas y petróleo, para que el

petróleo este estable a presión atmosférica.

5.1.10.1 Difusor

El propósito del difusor es reducir la velocidad del fluido entrante al distribuir su

volumen sobre una mayor área. Esto permite que el fluido suba a un ritmo más

uniforme.

66

5.1.10.2 Toma de petróleo para el tanque de almacenamiento y control de

nivel

La ubicación de la toma para el tanque de almacenamiento y el control de nivel es

importante, ya que establece el intervalo efectivo para el tanque de decantación,

así como el nivel de fluido en el tanque de petróleo motriz.

El punto de toma de petróleo que pasa al tanque de almacenamiento debe

ubicarse dentro de seis pies desde el difusor.

5.1.10.3 Salidas de petróleo motriz

La salida del petróleo motriz debe ubicarse al lado contrario del tanque de

decantación, opuesto a la toma de petróleo que pasa al tanque de

almacenamiento, con el fin de equilibrar la distribución de flujos dentro del tanque.

Ya que el nivel de fluido en el tanque se mantiene en aproximadamente 18

pulgadas desde la parte superior en el tanque, la salida superior debe estar

ubicada a 3 pies por debajo de la parte superior del tanque. Esto asegurará que el

nivel del petróleo este por sobre la salida en todo momento.

5.2 EQUIPO DE SUBSUELO

5.2.1 SISTEMAS DE SUBSUELO

Hay tres tipos básicos de sistemas de subsuelo: el tipo libre, el tipo fijo, y el tipo

que pende de un cable.

5.2.1.1 Sistema de bomba libre.-No requiere de una unidad especial para colocar

ni recuperar la bomba. Más bien, la bomba queda dentro de la sarta de fluido

motriz, asentada en un conjunto especial de fondo de pozo que se la conoce como

67

neplo de asentamiento, cámara de fondo o cavidad "libre" para circularse hasta el

fondo o de vuelta a la superficie.

Figura 5.2 – Sistema para Bomba Libre

Fuente: SOLIPET, Instructivo Bombeo Hidráulico.


68

5.2.1.2 Sistema de bomba fija.- La bomba de fondo se conecta con la tubería de

fluido motriz y se coloca en el pozo como parte integral de dicha sarta. Las

bombas tienen que colocarse o retirarse con una unidad de tracción para sacar

toda la tubería. La principal razón para seleccionar una instalación fija sería para

levantar grandes volúmenes.

5.2.1.3 Sistemas a base de cable.- La bomba se coloca en una camisa

deslizante. Se ubica la bomba pozo abajo o se la retira con el cable liso. La bomba

podrá operarse con el flujo normal o revertido. Este sistema se utiliza sólo con

bomba jet.

69

CAPITULO VI

PARAMETROS DE DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO TIPO

JET

70

CAPITULO VI

PARAMETROS DE DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO TIPO

JET

6.1 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO

Dentro de las características del reservorio tenemos:

6.1.1 POROSIDAD

La porosidad es la característica física más conocida de un yacimiento de

petróleo. Determina los volúmenes de petróleo o gas que pueden estar presentes,

y todas las operaciones de recuperación se basan en la determinación de su valor.

6.1.2 PERMEABILIDAD (K)

La permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la

conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca posee para permitir

que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados.

6.1.3 PRESIÓN ESTÁTICA (P*)

La presión estática del fluido en un yacimiento es la presión que existe cuando no

hay alteraciones mecánicas o de flujo. Dicha presión denota la presión que existe

al frente de la formación petrolífera cuando la producción se ha interrumpido por

un lapso suficiente de tiempo para permitir la restauración de la presión en el

fondo del pozo resultante de la columna de gas y de líquido. Esta presión

restaurada es igual a la presión que existe en la zona petrolífera.

71

6.1.4 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (PWF)

Es la presión registrada en la boca del pozo o en la cara de la formación, la unidad

de medida en el sistema inglés es psi.

6.1.5 SEDIMENTO BÁSICO Y AGUA (BSW)

Es la cantidad en porcentaje de sedimentos (arena, parafina) y agua presente en

el fluido de formación.

6.1.6 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL CRUDO (GRADOS °API)

La gravedad específica del crudo es un valor adimensional (sin medidas), por

cuanto es una relación de la gravedad de un fluido (petróleo) con respecto a otro

fluido (agua).

6.1.7 RELACIÓN GAS PETRÓLEO (GOR)

Medida del volumen del gas producido con el petróleo, expresada en pies cúbicos

por barril.

72

6.2 CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS

Figura 6.1 – Completación de fondo



73

En el ANEXO 6.1 se muestran los diagramas de completación de los pozos del

campo pucuna.

6.2.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN (CABEZAL DEL POZO)

Esta presión viene a representar la presión con la cual está trabajando la bomba

hidráulica.

6.2.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)

La tubería o cañería de revestimiento (casing) es normalmente una cañería de

acero que se baja desde la superficie hasta distintas profundidades en el pozo.

Figura 6.2 – Tubería de revestimiento (casing)

Fotografía: Daniel Velarde M.

74

6.2.3 AISLADORES DE ZONAS O PACKER´S

Es una herramienta que sirve para aislar los espacios de la tubería de producción

con la tubería de revestimiento, es decir que en bombeo hidráulico es muy

importante ya que no permite la recirculación del fluido de formación y juega un

papel importante en la descarga de la bomba.

Figura 6.3 – Aisladores de zonas (Packer´s)



75

6.2.4 TUBERÍA AUXILIAR DE REVESTIMIENTO (LINER)

La tubería auxiliar de revestimiento es la que se instala después de haber fijado

otras columnas de entubación. En general, la tubería auxiliar de revestimiento no

se extiende hacia la superficie, sino que queda suspendida y se sostiene de un

dispositivo denominado colgador.

6.2.5 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)

Este es el principal contenedor de los fluidos producidos por el pozo. Protege el

casing de la presión y la corrosión. El tamaño varía de varias a una fracción de

pulgada.

En general, el tubing se extiende desde la boca del pozo hasta la zona de

producción. Se clasifica según el tamaño (diámetro externo, diámetro interno,

diámetro externo de la cupla, diámetro interno de la cupla) según el peso, (libras –

pies, Kg./m); y en grados tales como J-55 y N-80.

Figura 6.4 – Tubería de producción (tubing)



76

6.2.6 CAMISAS

Son herramientas que van colocadas directamente en el intervalo de la zona o

arena productora y que tiene como objetivo permitir que solo el fluido de la zona o

arena en que dicho elemento se encuentra ingrese a través de él y llegue hasta la

cavidad; estas herramientas tienen la particularidad de abrirse o cerrarse con la

ayuda de una herramienta auxiliar llamada “Shifingtool”.

Figura 6.5 – Camisa de circulación.



77

6.2.7 VALVULA DE PIE (STANDING VALVE)

Esta herramienta se aloja en el extremo inferior de la cavidad (seating ring), son

necesarios en sistemas abiertos para crear el efecto “U” y prevenir que el líquido

que está circulando regrese de nuevo al reservorio. Esta válvula puede ser

recuperada con una unidad auxiliar de wire line. Cuando el pozo está produciendo,

sirve de asiento para las bombas.

Figura 6.6 – Standing valve



78

Figura 6.7 – Gráfico de las características mecánicas

Fuente: SERTECPET, manual de operación


79

6.3 COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS

La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo cuando

hay producción se conoce como el comportamiento de entrada de fluidos. Este

comportamiento equivale a la capacidad de un pozo para entregar sus fluidos.

Es sumamente importante poder examinar, estimar y predecir en qué medida

habrá que reducir la presión de fondo de pozo para lograr un caudal deseado de

producción, con el fin de poder diseñar cualquier método de levantamiento

artificial.

Para todos los métodos de levantamiento artificial, incluyendo el bombeo

hidráulico tipo jet, el sistema de bombeo tiene que diseñarse para proporcionar la

energía adicional requerida para levantar la producción hasta la superficie al ritmo

deseado.

Para un determinado pozo, en un momento dado, hay una sola presión de fondo

con producción asociada con un caudal específico de producción y esa presión se

puede predecir. Para predecir con exactitud el rendimiento de la bomba hidráulica

tipo jet en un pozo, es necesario saber la presión de fondo con producción para el

caudal deseado de producción, determinada por el comportamiento de entrada de

fluidos en ese pozo.

6.3.1 PRESIÓN DE OPERACIÓN

La presión de operación depende fundamentalmente de la profundidad del pozo,

del diámetro interno del casing y tubing. Esta presión debe ser la necesaria para

vencer la columna de fluido que se encuentra en el anular y tubing, para que el

fluido motriz más producción llegue a la superficie.

80

A menudo, el operador preferirá usar menos fluido de fuerza y tener mayor presión

para minimizar la rata de fluido de fuerza, q1, y por ende reducir la fricción en el

tubing y el volumen de fluido a ser manejado y tratado en superficie. Otros

operadores pueden preferir manejar grandes volúmenes de fluido en superficie, en

cambio, para disminuir el mantenimiento del equipo de superficie, asociado con

bajas presiones de operación.

Las pérdidas por fricción en los conductos del fluido serán menores con pequeños

volúmenes de fluido a alta presión, y en superficie el tratamiento y separación de

la mezcla, del fluido de fuerza serán facilitados. Por ejemplo, los estranguladores

grandes (valores R pequeños) serán considerados como más convenientes. La

aplicación exitosa de estas relaciones "sensitivos", dependen de la correcta

interpretación de los datos del pozo.

Con las consideraciones anteriores en mente, se sugiere que la instalación

diseñada se base en la alta presión que se estime sea aceptable para la unidad de

poder de superficie.

6.3.2 °API DEL FLUIDO MOTRIZ

Un fluido motriz con alta viscosidad puede producir pérdidas excesivas por fricción

dentro del sistema. Esto, a su vez, incrementa la presión de operación y, por

consiguiente, los requisitos de potencia para el trabajo de levantamiento en ese

pozo.

Por lo tanto en algunos casos resultaría prohibitivo utilizar el crudo producido

como fluido motriz.

El agua, por su baja viscosidad, puede utilizarse en estos casos. Hay instalaciones

hidráulicas donde el agua producida se utiliza como fluido motriz y como diluyente

para adelgazar el crudo de 8 grados de gravedad que se está bombeando.

81

En la evaluación se ha utilizado como fluido motriz el agua de producción con

10 grados de gravedad API aproximadamente.

Las modificaciones en las bombas multiplex en la superficie para convertir el

trabajo con petróleo al uso de agua motriz se limitan principalmente al lado de la

bomba que entra en contacto con el fluido. Lo que normalmente implica un cambio

en el material utilizado para esta parte de la bomba. Por ejemplo, la bomba

tendrá, en contacto con el petróleo motriz, piezas de hierro dúctil o acero forjado.

Las piezas que entran en contacto con agua motriz, en cambio, serán de aluminio

o bronce, para resistir los efectos corrosivos del agua.

6.3.3 PROFUNDIDAD DE LA BOMBA

La profundidad de la bomba depende de la profundidad de las formaciones

productoras. La bomba se coloca a unos 100 a 200 metros sobre la cara de la

formación productora.

6.3.4 TVD PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA

Es la profundidad vertical verdadera de la tubería, es obtenida de un registro de

survey de un pozo, se utiliza para la selección de la bomba jet (determina la

presión de descarga de la bomba JET).

6.3.5 MESUREMENT DEPTH (MD)

Es la profundidad medida en la tubería, es obtenida por medio de medición de

cinta, cuando se está subiendo o bajando la tubería, se utiliza para el cálculo de

las pérdidas de presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la

bomba JET.

82

CAPITULO VII

SITUACIÓN ACTUAL DE LOS POZOS Y ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

83

CAPITULO VII

SITUACIÓN ACTUAL DE LOS POZOS Y ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

7.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN

La producción del Campo se inició el 4 de Abril de 1990 con el Pozo Pucuna 02,

durante ese mes de abril la producción promedia del Campo fue de 1 600 BPPD

con tres pozos: PUC – 02, PUC – 03 y PUC – 05 de la arenisca T; y hasta junio

de 1991 con cinco pozos el Campo produjo un promedio de 2 800 BPPD con

3,27% de agua y una producción acumulada de 1 296 803 BN.

En la Tabla 7.1 se detalla el historial de producción acumulada mensual del

Campo a partir del año 2003 hasta el 30 de junio del 2011 y la producción

promedia diaria que se produjo cada año. En la Figura 7.1 se muestra el historial

de producción promedia diaria del Campo Pucuna a partir del año 2003.

84

Tabla 7.1 – Historial de producción acumulada mensual del Campo Pucuna

Fuente: Departamento de Yacimientos. EP PETROECUADOR.


85

Figura 7.1 Historial de producción promedia diaria.



86

7.2 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

7.2.1 ESTADO DE LOS POZOS

Hasta agosto del 2012 se ha perforado un total de 13 pozos, de los cuales, 12

están en producción y 1 es reinyector. La distribución de los pozos en el

Campo se puede ver en el ANEXO 7.1.

La producción de crudo proviene de los reservorios: Basal Tena, U-Inferior,

U Superior, T Superior, T inferior, Hollín inferior y Hollín superior.

La tabla 7.2 presenta el estado actual de los pozos.

Tabla 7.2 – Estado actual de los pozos del Campo Pucuna.



87

7.2.1.1 PUCUNA – 01

Se encuentra ubicado hacia el flanco noroeste en la parte central del anticlinal

fallado que define a la estructura de Pucuna.

Fue completado inicialmente a flujo natural en marzo de 1971 alcanzando una

profundidad de 10 168 pies; obteniéndose mediante pruebas iniciales resultados

positivos en la arenas T y Hollín, siendo Hollín el intervalo que ha acumulado más

hidrocarburo.

Las pruebas iniciales en este pozo dieron a Hollín como altamente prospectivo con

una prueba inicial de 740 BPPD.

Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal

de fluido de 88 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 24 BPPD, un caudal de

agua de 64 BAPD con 72,2% de BSW y 31°API.

7.2.1.2 PUCUNA – 02

Su posición geológica está en el centro del alto Pucuna, a una longitud W 76° 59’

37,63”; y a una longitud S 00° 15’ 30,93”, a una distancia al pozo PUC - 01 de

800metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo

de desarrollo.

Se inició la perforación en abril de 1987 alcanzando una profundidad de 10 150

pies. Fue completado inicialmente a flujo natural el 08 de noviembre de 1987,

obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en las arenas Hollín

inferior y Hollín superior con una producción de 2 553 BPPD.

Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de las arenas Hi y Hs, con

un caudal de fluido de 248 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 224 BPPD,

un caudal de agua de 24 BAPD con 9,7% de BSW y 31,6 °API

88

7.2.1.3 PUCUNA – 03

Su posición geológica está al SSE del alto estructural Pucuna, a una longitud W

76° 59’ 35,37”; y una latitud S 00° 15’ 58,45”, a una distancia al pozo PUC – 02 de

2 000 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de

desarrollo.

Se inició la perforación en diciembre de 1987 alcanzando una profundidad

de9.850 pies. Fue completado el 14 de abril de 1988, obteniéndose

resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena T con una

producción de 3 725 BPPD.

Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de las arenas Ui y T, con un

caudal de fluido de 408 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 402 BPPD, un

caudal de agua de 6 BAPD con 1,5% de BSW y 31,5 °API.

7.2.1.4 PUCUNA – 04

Su posición geológica está al norte del alto estructural Pucuna, a una longitud W

76° 59’ 35,67”; y una latitud S 00° 15’ 00”, a una distancia al pozo más cercano

PUC – 02 de 950 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación

es pozo de desarrollo.

Se inició la perforación en diciembre de 1987 alcanzando una profundidad

de 9 870 pies, fue completado en febrero de 1988.

Fue seleccionado como el candidato más adecuado para ser convertido en pozo

reinyector debido a su baja prospectividad productiva. El registro a hueco abierto

mostro que Hollín inferior estaba totalmente saturada de agua, y a nivel

estructural de Hollín los pozos vecinos presentaron características similares

89

en cuanto a saturación de agua. Por lo que se realizó el procedimiento

para convertirlo en pozo reinyector el 10 de diciembre del 2009.

7.2.1.5 PUCUNA – 05

Se inició la perforación a principios de 1989 y fue completado el 28 de mayo 1989.

Las pruebas iniciales en este pozo dieron a la arena T como altamente

prospectivo con una prueba inicial de producción de 967 BPPD.

Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena Hs, con un

caudal de fluido de 1 068 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 214

BPPD, un caudal de agua de 854 BAPD con 80% de BSW y 24,8 °API.

7.2.1.6 PUCUNA – 06

Su posición geológica está al norte del alto estructural Pucuna, a una longitud W

76° 59’ 58,54”; y una latitud S 00° 15’ 16,60”, a una distancia al pozo PUC – 01 de

850 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de

desarrollo.

Se inició la perforación en enero de 1989 alcanzando una profundidad de 9

950pies. Fue completado el 29 de marzo de 1989, obteniéndose resultados

positivos de las pruebas iniciales en la arena Hollín inferior con una

producción de 615 BPPD.

Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena U, con un caudal

de fluido de 96 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 94 BPPD, un caudal de

agua de 2 ABPD con 2.1% de BSW y 29.9 °API.

90

7.2.1.7 PUCUNA – 07

Su posición está a una longitud W 77° 00’ 07,69”; y una latitud S 00° 16’ 36,43”, a

una distancia al pozo PUC – 05 de 770 metros. Tiene una estructura de tipo

anticlinal y su clasificación es de avanzada.

Se inició la perforación en septiembre de 1991 alcanzando una profundidad de 9

800 pies. Fue completado el 30 de septiembre de 1991, obteniéndose resultados

positivos de las pruebas iniciales en la arena U inferior con una producción de

283 BPPD.

Al 30 de agosto de 2012 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal

de fluido de 268 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 267 BPPD, un caudal

de agua de 1 ABPD con 0,4% de BSW y 30.9 °API.

7.2.1.8 PUCUNA – 08

Se inició la perforación el 11 de agosto de 1993 y fue completado inicialmente a

flujo natural el 27 de agosto de 1993, obteniéndose resultados positivos de

las pruebas iniciales en la arena U superior con una producción de 576 BPPD.

Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena “Ts”, con un


caudal de agua de 3 ABPD con 3,1% de BSW y 32,4 °API.

7.2.1.9 PUCUNA – 09

Su posición geológica está en la parte norte de la estructura Pucuna, a una

longitud W 76° 59’ 57,64”; y una latitud S 00° 15’ 00,16”, a una distancia al pozo

más cercano PUCUNA – 06 de 630 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal

y su clasificación es pozo de avanzada.

91

Se inició la perforación en julio de 1993 alcanzando una profundidad de 9 950pies.

Fue completado el 12 de septiembre de 1993 con bombeo hidráulico.

Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena Basal Tena, con

un caudal de fluido de 139 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 116 BPPD,

un caudal de agua de 23 BAPD con 16.5% de BSW y 29.8 °API.

7.2.1.10 PUCUNA – 10

Su posición geológica está al este del anticlinal Pucuna, a una longitud W 76° 59’

49,60”; y una latitud S 00° 16’ 17,93”, a una distancia al pozo más cercano

PUCUNA – 05 de 610 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su

clasificación es pozo de avanzada.

Se inició la perforación en septiembre de 1993 alcanzando una profundidad de 9

940 pies. Fue completado el 12 de diciembre de 1993 con bombeo hidráulico,

obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena U con una

producción de 1 016 BPPD.



de agua de 10 BAPD con 4.4% de BSW y 30.6 °API.

7.2.1.11 PUCUNA – 11

Su posición geológica está al este del alto Pucuna, con una longitud W 76° 59’

29,55”; y una latitud S 00° 15’ 44,01”, con una distancia del PUCUNA – 03 de 555

metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de

desarrollo.

Se inició la perforación en enero de 1994 alcanzando una profundidad de 9 950

pies. Fue completado el 24 de febrero de 1994 con bombeo hidráulico.

92

Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal


de agua de 7 BAPD con 3.6% de BSW y 31 °API.

7.2.1.12 PUCUNA – 12

Su posición geológica está al centro del alto norte Pucuna, a una longitud W 76°

59’ 52,88”; y una latitud S 00° 15’ 59,48”, a una distancia al pozo más cercano de

550 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de

desarrollo.

Se inició la perforación el 15 de febrero de 1994 alcanzando una profundidad de

9.930 pies. Fue completado el 5 de octubre de 1994 para producir en bombeo

hidráulico, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena

Hollín con una producción de 1 740 BPPD.



de agua de 4 BAPD con 1% de BSW y 30.2 °API.

7.2.1.13 PUCUNA – 13

Se encuentra ubicado en el extremo norte de la estructura Pucuna representando

el pozo estructuralmente más bajo en la misma. Fue completado el 31 de marzo de

1994. Los resultados de las pruebas iniciales de los intervalos abiertos en las

areniscas Hollín, T y U no fueron positivos.

Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de las arenas U y T, con un


caudal de agua de 31 BAPD con 26.3% de BSW y 30.1 °API.

93

CAPITULO VIII

OPERACION Y SELECCIÓN DE UNA BOMBA HIDRAULICA TIPO JET

94

CAPITULO VIII

OPERACION Y SELECCIÓN DE UNA BOMBA HIDRAULICA TIPO JET

8.1. DISEÑO DE BOMBA

Para el diseño de una bomba hidráulica tipo jet es necesario tomar en cuenta los

siguientes datos básicos que en el ejemplo siguiente se demuestra:

Presión estática o presión del reservorio. Ps, Pr (PSI)

Presión de fondo fluyente. (Asumido) Pwf (PSI)

Presión de cabeza (PSI)

Presión de operación (triplex) (PSI)

API del fluido producido

Relación gas petróleo GOR (PCPB)

Sedimento básico y agua BSW (decimal)

Temperatura del yacimiento y superficie (°F)

Gravedad específica del gas y del agua

Diámetro externo e interno del tubing y el diámetro interno del casing

Profundidad de la tubería (pies) 50

Producción deseada (BFPD)

Fluido motriz usado (agua, petróleo)

API del fluido motriz

Profundidad de la bomba (pies)

Longitud de la tubería en superficie (pies)

Estos datos se ingresan en el programa, se elige la geometría de la boquilla y

garganta.

Se tiene como resultado:

Barriles de agua inyectados por día (BIPD)

Presión de entrada a la bomba Pwf (PSI)

95

Presión de descarga (PSI)

Rango de cavitación

Eficiencia de la bomba (%)

Potencia (HP)

Se prueba con diferentes geometrías de boquilla y garganta hasta tener la

geometría óptima de trabajo.

De igual forma, el programa permite cambiar la presión de la bomba de superficie,

así podemos saber si durante la evaluación podemos incrementar la presión.

“Para la evaluación de un pozo de cualquier tipo de arenas se analiza con

diferentes geometrías de boquilla y garganta. En estos casos las presiones y los

volúmenes inyectados serán diferentes para cada tipo de formación.”

De igual manera, la geometría óptima se selecciona tomando en cuenta los

diferentes parámetros analizados de la tabla de selección de bombas.

Cuando se incrementa la presión de la triplex, necesariamente debe bajar la

presión de entrada a la bomba e incrementar la producción si aún estamos sobre

el punto de burbuja.52

96

8.1.1 EJERCICIO PRÁCTICO

PROGRAMA JET EVALC PARA DISEÑO DE BOMBAS

REGISTRO DE SELECCIÓN DE GEOMETRÍA PARA BOMBA JET

Fuente: Solipet S.A (Software Jet Evalc)


97




98




99




100

8.2 ANALISIS COMPARATIVO ENTRE EL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET Y

EL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTON

Luego de obtener los resultados del programa tanto de la bomba jet como la de

pistón podemos analizar la eficiencia de cada una de las bombas y así aplicar la

más beneficiosa para la producción de un pozo ya sea de tipo pistón o jet.

En el siguiente cuadro podemos analizar el promedio de vida útil, promedio de

producción, los costos de servicios y reparación de cada una de las diferentes

marcas de bombas ya sea pistón o jet.6

CUADRO N° 1


Al analizar el cuadro Nº 1 podemos darnos cuenta que la bomba tipo pistón de la

marca Kobe tiene un alto promedio de días de duración en el fondo del pozo, y

una recuperación de crudo elevada, pero tiene un alto costo de servicios y

reparación, es por eso que se recomienda utilizar bombas jet con un menor costo

operacional, una recuperación de crudo buena y un promedio de días de duración

en el fondo del pozo suficiente para la aplicación de las bombas tipo jet.

101

CAPITULO IX

ANÁLISIS DE PROBLEMAS, FALLAS EN EQUIPOS DE SUPERFICIE Y FONDO

102

CAPITULO IX

ANÁLISIS DE PROBLEMAS, FALLAS EN EQUIPOS DE SUPERFICIE Y FONDO

9.1 PROBLEMAS DEL EQUIPO EN SUPERFICIE

9.1.1 BOMBA DE SUPERFICIE

Una causa común de que el sistema se apague por baja succión o descarga se

debe a las propias bombas. Asegúrese que las válvulas se encuentren abiertas.

Siempre que se inicie la operación se recomienda arrancar el motor sin carga y

con la válvula de alivio bien calibrada.

9.1.2 CHEQUEO DE LAS VÁLVULAS

Si estas verificaciones no revelan las razones de los volúmenes bajos, es

necesario chequear las válvulas. Para verificar la eficiencia volumétrica de las

bombas de superficie, se emplea el siguiente procedimiento:

Verificar las PRM del multiplex.

Verificar el caudal de inyección.

Verificar la presión de descarga.

Verificar el desplazamiento efectivo utilizando el medidor de fluido motriz.

Si el desplazamiento efectivo es menor al 85% del desplazamiento nominal,

entonces debe tomarse la acción apropiada.

Otros de los principales problemas en la operación de las bombas hidráulicas son:

9.1.3 BAJA PRESIÓN DE INYECCIÓN

Bomba trabaja con bajas RPM

Este problema operacional puede deberse a:

103

Falla de la bomba hidráulica en donde parte del fluido motriz pasa sin actuar

sobre la bomba.

Fuga de fluido motriz en el tubing por rotura del mismo.

Fuga de fluido motriz entre la estación centralizada o individual y el pozo.

Rotura del nozzle

9.1.4 CAÍDA GRADUAL DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN

(La velocidad de la bomba se mantiene constante)

Debido a:

Cambio en las condiciones del pozo; ya sea en aumento gradual del nivel

de fluido o del volumen del gas a través de la bomba.

Fuga de fluido motriz en el tubing aumentándose gradualmente.

Sellos rotos de la bomba

Liqueo de tubería

Recirculación por las válvulas de la bomba reciprocante

By pass liqueando

Válvulas mal cerradas

9.1.5 DISMINUCIÓN BRUSCA DE LA PRODUCCIÓN

Debido a:

Falla en la bomba hidráulica.

Pérdidas en la tubería de producción ya sea en el pozo o en superficie.

Cambio brusco en las condiciones del pozo.

Daño en la formación.

Garganta cavitada.

Discharge body comunicado

104

Falla del equipo de superficie

Mal medido el tanque o medidor de caudal falloso

Bomba taponada (no permite el ingreso de la producción)

Bomba desasentada

9.1.6 DISMINUCIÓN GRADUAL DE LA PRODUCCIÓN

Debido a:

Desgaste normal y progresivo en las partes de la bomba.

Cambio en las condiciones del pozo, como disminución en la presión de

yacimiento (yacimientos de gas).

Taponamiento gradual de la bomba.

Rotura de sellos del packer (liqueo mínimo).

Cavitación de la bomba.

9.1.7 AUMENTO BRUSCO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN

En este problema operacional se presentan dos casos:

9.1.7.1 Aumento de presión de inyección con bomba operando, debido a:

Obstrucción en la línea de fluido motriz dentro del pozo o en la línea de

producción.

9.1.7.2 Aumento de presión de inyección con bomba sin operar, debido a:

Taponamiento de la bomba.

Válvulas de la línea de producción cerradas.

105

9.1.8 AUMENTO GRADUAL DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN

Debido a:

Taponamiento lento con sólidos del fluido motriz o cuerpos extraños como:

trapo, manilas; o corrosión de la tubería.

Depósitos graduales de la escala u otro material en cualquier parte del

sistema.

Incremento del BSW.

9.2 PROBLEMAS DEL EQUIPO DE FONDO

9.2.1 PRESIÓN EN EL CASING / LA BOMBA NO SALE DEL ASIENTO

Para desasentar la bomba y traerla a superficie se debe aplicar una presión

inversa mediante el fluido motriz ya que normalmente el fluido motriz entra por el

tubing y sale por el anular. Si la bomba no sale a superficie significa que se a

producido un atascamiento alrededor de la bomba.

La acumulación podría darse alrededor de las copas de asentamiento en el cuello

de sellamiento de la cavidad o fuera de cilindro de la propia bomba por debajo del

cuello de sellamiento de la cavidad. Una acumulación debajo de dicho cuello

impediría que el extremo inferior de la bomba pase a través del cuello.

9.2.2 LA BOMBA SÍ SE DESASIENTA, PERO NO LLEGA A LA SUPERFICIE68

Si es evidente que la bomba se ha desasentado pero no llega a la superficie

después de un tiempo normal es probable que las copas de swabeo en el

recuperador se han salido, en la válvula de pie no funciona, o que existe alguna

obstrucción en la tubería, como parafina. Esto puede verificarse, pero el proceso

puede complicarse bastante.

106

9.2.3 FALLA DE LA VÁLVULA DE PIE, EL PACKER O EL CASING

Si puede determinarse, mediante mediciones en el tanque de fluido motriz en una

pérdida de fluido del recipiente de acondicionamiento que se está perdiendo fluido

dentro del pozo. Si es así, entonces la válvula de pie, el packer o el casing tiene

fuga.

En tal circunstancia, será necesario pescar tanto la bomba como la válvula de pie.

Una inspección visual de la válvula de pie revelará los cortes por el paso de fluido

si esta tiene fuga.

9.2.4 LA BOMBA NO SE DESASIENTA / NO HAY ACUMULACIÓN DE

PRESIÓN

En las operaciones cuando se quiere sacar la bomba hidráulicamente no hay

ninguna indicación de que la bomba se haya salido de su asiento, y no se puede

desarrollar la presión necesaria, puede haber varios motivos como:

9.2.4.1 Tubería perforada

Probablemente el problema más fácil de detectar será un hueco en la sarta de

tubería. No debe haber retornos de regreso por la sarta de tubería hasta que la

bomba se desasiente.

Por lo tanto si la bomba no se desasienta y si hay retornos por el lado de la tubería

entonces el fluido está pasando desde el casing hasta la tubería en algún punto de

la bomba. Esto no implicaría ninguna pérdida de fluido motriz en el pozo.

9.2.4.2 Pérdida del fluido motriz

Si se detecta una pérdida de fluido motriz su causa podría ser:

107

Una fuga de packer.

Un hueco en el casing

Daños en el diámetro exterior del asiento de la válvula de pie.

9.2.4.3 Incremento en el fluido motriz

Si el ritmo de la bomba no sube, aunque se mande mucho más fluido motriz al

pozo:

Primeramente hay que asegurarse que la bomba multiplex y la presión de succión

de la bomba estén bien.

Si están bien todos los elementos, la causa puede ser desgaste en la sección

motriz de la bomba, daños en el cuello de sellamiento, destrucción de los cuellos

de la bomba o una fuga en la tubería de presión alta.70

Existen causas para que el sistema se apague, éstas pueden ser por presión baja

debido a que hay un hueco en la tubería o una falla de la bomba en el fondo del

pozo o por descarga alta, esto debido a que la boquilla puede estar bloqueada en

la bomba jet o a la acumulación de parafina en la tubería.

9.3 ANÁLISIS DE FALLAS

A continuación se dará una breve explicación sobre cada una de las fallas que

afectan directamente sobre la producción.

9.3.1 FALTA DE FLUIDO MOTRIZ

Cuando por cualquier causa se presenta una deficiencia del fluido motriz, se

detectará por la caída de presión y la falta de fluido motriz en el tanque.

108

9.3.2 FUGAS

Es un problema muy frecuente y se produce tanto en las tuberías superficiales,

como en aquellas que están dentro del pozo.

Cuando existe un escape en el tubing, se produce una disminución en la presión

de operación, lo cual provoca una disminución en el volumen de producción.

9.3.3 CAMBIOS DE CONDICIONES DEL POZO

En la vida productiva del pozo existen cambios en sus características petrofísicas,

los cuales inciden sobre las condiciones de operación del sistema de bombeo

hidráulico.

Por ejemplo, el nivel de fluido puede elevarse debido al exceso de gas en el fluido

producido, y traer como consecuencia una caída de presión.

9.3.4 DESGASTE DEL MOTOR

El desgaste normal de las piezas del motor de la bomba de fondo, se refleja en el

aumento de la cantidad de fluido motriz necesaria para mantener la velocidad de

la bomba.

9.3.5 CONTAMINACIÓN DEL FLUIDO MOTRIZ

La contaminación puede ser el producto del mal funcionamiento de los

desarenadores, es decir, que no retiene eficazmente los sólidos, la presencia de

estos sólidos puede causar taponamiento en alguna tubería y consecuentemente,

se reduce la productividad.

109

9.3.6 PRODUCCIÓN DE GAS

Se debe tener cuidado con el gas producido, ya que éste es la causa de cavitación

en el jet, el cual puede destruir la bomba y reducir la producción, reduciendo así la

eficiencia de la bomba.

9.3.7 ARENA

La producción de abrasivos, tales como la arena, causan problemas de erosión en

todos los tipos de levantamiento artificial; en el bombeo hidráulico tipo jet

generalmente la arena afecta a la bomba jet y a la bomba triplex. Para evitar esto

se utiliza los desarenadores.

9.3.8 PARAFINA

La acumulación de parafina en la parte superior de la sarta del tubing, en la

cabeza del pozo o en la línea de flujo, causará contrapresión que hará reducir la

eficiencia, lo cual se requiere remover o prevenir. Fluidos a alta temperatura e

inhibidores pueden ser circulados en un sistema hidráulico.

9.3.9 CORROSIÓN

La corrosión en el fondo del pozo puede ser causada por electrólisis entre

diferentes tipos de metal, H2S o CO2, contenido en el fluido producido, alta

salinidad o saturación del agua con salmuera u oxigenación de metales.

Para disminuir la corrosión se suele usar elementos hechos de materiales de alta

calidad.

Sin embargo, también se pueden controlar la corrosión mediante la inyección de

químicos.

110

9.4 PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN LAS BOMBAS JET

PROBLEMA CAUSA SOLUCIÓN

1.- Aumento súbito en

la presión de

operación de la

bomba (la bomba

toma fluido motriz)

a) Taponamiento por

parafina y obstrucción

en la línea de fluido

motriz, línea de flujo o

válvula.

b) Taponamiento parcial

en el nozzle.

a) Correr un tapón

soluble de aceite o

remover la

obstrucción.

b) Reverse la bomba y

limpie el nozzle.

2.- Cambio lento en la

presión de operación

(rata de fluido motriz

constante)

decremento lento en

la tasa de fluido

motriz, presión de

operación constante.

a) Taponamiento lento de

parafina.

b) Garganta o difusor

desgastada (posible

cavitación)

a) Correr un tapón

soluble de aceite

caliente.

b) Reversar la bomba y

reparar.

3.- Incremento

repentino de la


(la bomba no toma

fluido motriz)

a) El nozzle (garganta)

completamente

taponado.

a) Reversar la bomba y

proceder a limpiar

correctamente el

nozzle.

4.- Decremento

repentino de la

presión de operación,

rata de fluido motriz

constante o

incremento súbito de

la rata de fluido

a) falla del tubing.

b) sello de la bomba

soplado o nozzle roto

a) Realice pruebas para

determinar fugas o

fisuras en el tubing,

sacar el tubing y

repararlo.

b) Reversar bomba y

reparar.

111

5.- Caída de

producción

condiciones

superficiales

normales

a) Garganta o difusor

gastado.

b) Acoplamiento de

standing valve o

bomba.

c) Fuga o taponamiento

en la ventilación del

gas.

d) Condiciones del pozo

cambiantes.

a) Presión operación

incrementada,

reemplace la garganta

y el difusor.

b) Suba la bomba y

chequee. Recuperas

standing valve.

c) Chequee los sistemas

de ventilación de gas.

d) Rediseñar la bomba.

6.- La producción no

aumenta cuando la


es aumentada.

a) Cavitación en la bomba

o producción alta de

gas

b) Acoplamiento del

standing valve de la

bomba.

a) Presión de operación

baja o instale una

garganta más grande.

b) Reversar la bomba y

chequee. Recuperar

standing valve.

9.5 CAVITACION EN BOMBAS JET

Debido a que la producción es acelerada hasta una velocidad (200 a 300 pie/seg.)

para entrar a la garganta, la cavitación es un problema potencial, la presión

estática del fluido cae hasta llegar a la presión de vapor del fluido a altas

velocidades. Esta presión baja causa que se formen las cavidades bajas de vapor

(cavitación), esto provoca choques de fluido en la garganta por lo que la

producción no se puede aumentar a la presión de entrada de la bomba aun

cuando la tasa de fluido motriz y la presión sean incrementadas.

Se puede manifestar que con una taza de flujo cercana a cero, desaparece la

cavitación debido a que las velocidades del fluido son bajas. Sin embargo bajo

estas condiciones la diferencia de velocidades que existe entre el jet (chorro que

112

sale del nozzle) y el fluido producido, hace que se produzca una zona de corte en

los límites de los dos fluidos. Esta zona de corte entre los fluidos genera vórtices

(torbellinos) que tienen una presión reducida, por lo tanto se forman cavidades de

vapor en el alma de los vórtices, permitiendo la erosión de las paredes de la

garganta a medida que las burbujas de vapor colapsan debido al decaimiento del

vórtice y el aumento de presión en la bomba.

9.5.1 EJEMPLOS DE CAVITACION Y SOLUCIÓN

EJEMPLO A.- Cavitación en la entrada de la garganta,

es provocado por el fluido de producción.

Solución.- Se necesita de un tamaño mayor de

garganta, posiblemente el próximo mayor.

EJEMPLO B.- La cavitación en el extremo inferior de la

garganta y entre el difusor es causada por el fluido

motriz, usualmente indica menor presión de intake.

Solución.- Disminuir el tamaño de la garganta y presión

de operación.

113

EJEMPLO C.- Erosión por arena normalmente ocurre

en una gran longitud del área desde el extremo de la

entrada de la garganta dentro de la sección del difusor

de la garganta.

Solución.- Circular los fluidos del pozo antes de

empezar las operaciones con la bomba.

EJEMPLO D.- El extremo de entrada de la garganta

más ancho usualmente causado por el intento de

producir más que el área anular lo permite; También por

mayores volúmenes de gas.

Solución.- Cambiar por una garganta de mayor

tamaño.

114

CAPITULO X

ANÁLISIS NODAL

115

CAPITULO X

ANÁLISIS NODAL

10.1 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

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

bombas básicamente son de circulación estándar y circulación inversa. En

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

producción y se produce por el espacio anular tubing- casing, mientras que

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

se realiza por el tubing.

En la Figura 10.1 podemos observar la circulación estándar y circulación inversa

de una bomba jet.

Figura 10.1 Circulación estándar y circulación inversa de una bomba jet.

Fuente: Internet. www.oilwellhydraulics.com

116

10.2 CLASES / TAMAÑOS DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET

En esta sección consideraremos las variables del pozo, como presiones causadas

por la gradiente de la columna de fluido, temperaturas, relaciones gas – petróleo,

presión de superficie o limitaciones de flujo.

El procedimiento para determinar el tamaño de la bomba jet para un pozo, puede

ser escogido de varias formas. Una sería por ejemplo, probar todas las

combinaciones de geometrías indicadas en la Tabla 10.1; con diferentes presiones

y ratas de fluido motriz se selecciona la mejor combinación de geometría

determinada por los mejores parámetros que arroja el programa.

Para denominar una bomba jet se ha establecido la siguiente codificación:

el nozzle o boquilla con numeración y la garganta o tubo de mezcla con letras

del abecedario, la combinación de estos códigos, se lo conoce como geometrías.

Las geometrías que presentan los fabricantes son muy similares, variando

simplemente la forma en que los fluidos son circulados dentro y fuera de la

sección de trabajo.

Existen geometrías de bombas jet presentadas por las siguientes marcas:

KOBE

NATIONAL OIL MASTER

GUIBERSON

CLAW

PARKER Co

OILWELL HYDRAULICS INC.

La Tabla 10.1 contiene los tamaños de boquilla y gargantas de cada uno

de los fabricantes mencionados.

117

Tabla 10.1 – Tamaños de geometrías (nozzle y garganta) en bombas jet

Fuente: Sertecpet, Manual de operaciones


118

Es importante mencionar que los tamaños de boquillas y gargantas que presenta

Oilwell Hydraulics Inc. son los mismos de Kobe, y los presentados por Packer Co

son similares a los tamaños de Guiberson con las únicas diferencias descritas

a continuación:

Boquilla J para Parker Co es igual a 0,126 pulg y las designaciones de las

boquillas Guiberson BB, B y C cambian para Parker a BBA, BB y CC

respectivamente.

La tabla 10.2 contiene el tamaño nominal de bombas jet, según el tipo de tubing.

Tabla 10.2 – Tamaños nominales para bombas jet

119

10.3 ANÁLISIS NODAL

10.3.1 FUNDAMENTOS

El análisis nodal de un sistem a de producción, realizado en forma

sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo

productor de hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción

en nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de

los fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de

comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento.

Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la

producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo.

El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la industria

petrolera como un medio adecuado para el diseño y evaluación, tanto en pozos

fluyentes como en pozos que cuentan con un sistema artificial de producción,

debido a las necesidades mayores de energéticos, y a los incentivos derivados

del precio de los hidrocarburos.

En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndole en tres

componentes básicos:

1. Flujo a través de un medio poroso (Yacimiento), considerando el

daño ocasionado por lodos de perforación, cemento, etc.

2. Flujo a través de la tubería vertical (Línea de producción),

considerando cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas

de seguridad, estranguladores de fondo, etc.

3. Flujo a través de la tubería horizontal (Línea de descarga), considerando el

manejo de estranguladores en superficie.

120

Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de presión en

cada componente. Este procedimiento comprende la asignación de nodos en

varias de las posiciones claves dentro del sistema como se muestra en la Figura

10.2.

Entonces, variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo

multifásico que se considere adecuado dependiendo de las características de

losfluidos, se calcula la caída de presión entre dos nodos.

Figura 10.2 – Esquema de caídas de presión evaluadas en un análisis nodal.

Fuente: Optimización de la producción mediante análisis nodal. Msc. Ricardo

Maggiolo.

Modificado por: Daniel Velarde M.

121

Después de seleccionar un nodo de solución, las caídas de presión son

adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el

cual generalmente es la presión estática del yacimiento, hasta que se alcanza la

convergencia en las iteraciones de cálculo para obtener el valor del nodo de

solución. Para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá conocer la presión

en el punto de partida. En un sistema de producción se conocen siempre dos

presiones, las cuales se consideran constantes para fines de cálculo, siendo éstas

la presión estática del yacimiento (Pws) y la presión de separación en la superficie

(Psep ).

Los resultados del análisis del sistema no solamente permitirán la definición de la

capacidad de producción de un pozo para una determinada serie de condiciones,

sino que también muestran los cambios en cualquiera de los parámetros que

afectan su comportamiento. Por lo tanto, el resultado neto es la identificación de

los parámetros que controlan el flujo en el sistema de producción.

Las curvas de comportam iento de afluencia obtenidas, son función de los

siguientes puntos clave del sistema:

a) Características del yacimiento.

b) Características de la tubería de producción y línea de descarga.

c) Presión en el nodo inicial y final del sistema.

d) Porcentaje de agua producido

e) Relación gas - líquido

f) Longitud de las tuberías

g) Temperatura

h) Características de los fluidos a manejar

i) Topografía del terreno en el caso de la línea de descarga.

j) Grado de desviación del pozo.

La selección del nodo o nodos iniciales depende grandemente del

componente del sistema que se desea evaluar, pero su posición deberá ser tal

122

que muestre, de la mejor manera posible, la respuesta del sistema a una serie de

condiciones, para que como resultado final se tenga una evaluación total del

problema, dando así una solución confiable. Un punto importante es que,

además de las razones técnicas, se tendrá que aportar también una

justificación económica, validando con ello de manera completa la solución

encontrada.

10.3.2 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA (IPR)

Un apropiado diseño de cualquier sistema de levantamiento artificial requiere

un conocimiento exacto de los caudales que pueden ser producidos del reservorio

a través de un pozo dado. La descripción apropiada de la conducta del

pozo requiere que las relaciones entre las presiones de fondo con sus

respectivas tasas de producción sean determinadas, para esto se utiliza la curva

denominada IPR (Inflow Performance Relationship).

Figura 10.3 – Representación esquemática de las curvas de comportamiento de

presión-producción.

Fuente: Optimización de la producción mediante análisis nodal. Msc. Ricardo

Maggiolo.

Modificado por: Daniel Velarde M.

123

10.3.3 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP)

La más simple aproximación para describir el comportamiento de afluencia

de pozos de petróleo es el uso del índice de productividad (IP), matemáticamente

se define como:

q = Caudal, bpd

IP = Índice de productividad, bpd/psi

PR = Presión estática del reservorio, psi

Pwf= Presión de fondo fluyente psi

10.4 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP UTILIZADO PARA EL

ANÁLISIS NODAL

La empresa SERTECPET ofrece el Software Claw Pump para bombeo hidráulico

tipo jet, que nos permite modelar el comportamiento de un pozo mediante

la generación del IPR del pozo, la selección de la bomba jet y análisis nodal, este

análisis es imprescindible para realizar una correcta selección de la bomba y

de las tuberías a utilizarse para la completación.

El Software Claw Pump nos permite:

1) Seleccionar la geometría óptima de garganta y nozzle que se ajusten a las

condiciones del pozo.

2) Emitir el reporte de la curva del IPR (Inflow performance relation) tabulando

las presiones fluyentes con los caudales del pozo.

3) Observar y hacer pruebas con diferentes configuraciones garganta

nozzle y determinar la cantidad de fluido requerido para trabajar

eficientemente, además de la potencia que requiere y de la tasa de

124

cavitación para evitar que la garganta sufra daños mientras está

trabajando.

4) Emitir un reporte claro y preciso indicando la configuración garganta

nozzle que se utilizará de acuerdo a los requerimientos del pozo.

Los datos que el software necesita sean ingresados son:

a. Tamaño del casing y tubing.

b. Intervalo de las perforaciones.

c. Profundidad de colocación de la bomba.

d. Presión de entrada a la bomba.

e. Presión estática de fondo del reservorio.

f. Temperatura de fondo de pozo.

g. Tasa de producción deseada.

h. Relación gas-petróleo.

i. Corte de agua.

j. API del petróleo o gravedad específica.

k. Presión de burbuja.

10.5 APLICACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP EN EL ANÁLISIS NODAL

DEL CAMPO PUCUNA

Los datos ingresados en el software fueron obtenidos de las últimas pruebas

de build up, diagramas de completación actuales, correlaciones entre pozos y

datos proporcionados en el Campo.

En la tabla 10.3 se presentan los datos utilizados para el análisis de los pozos en

el Campo Pucuna.

125

Tabla 10.3 – datos utilizados para el análisis de los pozos en el Campo Pucuna.

Fuente: Departamento de Yacimientos. EP. – PETROECUADOR.

Elaborado por: Daniel Velarde M.

126

10.5.1 EJEMPO DE UTILIZACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL

ANÁLISIS NODAL

A continuación se presenta un ejemplo completo de la utilización del

Software Claw Pump para el pozo PUC – 02.

1) Información general, en la cual se proporciona el nombre del pozo,

reservorio que produce, tipo de pozo y fluido.

Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.


127

2) Datos PVT, en los cuales se utilizó como constante los datos de gravedad

específica del gas 0,87, temperatura de reservorio 220°F y el tipo de

correlación de Standing.



128

3) Datos IPR, los cuales fueron tomados de la información de los

últimos build up y diagramas actuales de completación. Para la

construcción de la curva IPR se utilizó la correlación de Vogel que analiza

como único fluido el petróleo y la correlación compuesta que analiza la

combinación de petróleo más agua.



129

4) Selección de la bomba, donde se ingresan los datos mecánicos del pozo,

parámetros del fluido motriz y los datos de producción para el diseño de la

bomba jet.

Para realizar una correcta selección de bomba se deben tener las siguientes

consideraciones:

a.- Se debe escoger entre las geometrías que tengan una menor presión

de entrada (presión de intake), esta es la presión a la entrada de la bomba,

menores presiones intake corresponden a menores presiones de

fondo fluyente (Pwf), lo que genera mayor caída de presión en el reservorio

y por ende mayor aportación de fluidos desde el pozo.

b.- El rango de cavitación de la bomba debe ser por lo menos un 25%

mayor a la producción deseada, una mayor diferencia entre el rango

de cavitación y la producción deseada con la bomba representará una

mayor prevención contra la cavitación de la bomba, la cavitación es

una de las principales causas de avería en las bombas lo que provoca la

disminución de producción y tiempos de logística por los cambios de

bombas requeridos.

c.- La cantidad de barriles inyectados por día es otro concepto que debe

analizarse al momento de seleccionar una bomba con el Software Claw, en

ocasiones las facilidades de superficie no poseen todo el fluido motriz

necesario por lo que la atención sobre este factor es importante.

d.- La potencia es un dato que también debe ser considerado, en sistemas en

los que se tiene una unidad particular de bombeo para el pozo sea esta fija

ó MTU una mayor potencia demandará un mayor consumo de energía, sea

130

que se trabaje con motores eléctricos o a diesel y por ende los costos de

operación se elevan.



131

Una vez procesada la información se exhiben los resultados para el pozo Puc - 02,

mediante:

Registro de selección de la bomba jet Claw

Se procede a seleccionar la bomba apropiada de acuerdo a lo descrito

anteriormente en el paso cuatro, que menciona la selección de la bomba.

Para el pozo Pucuna – 02 se escoge la geometría 9I, con la cual se alcanzaría

una producción máxima de 260 BFPD, con una presión de entrada de 846 psi lo

que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta

geometría tiene un caudal de inyección de 1 437 BFPD a una presión de inyección

de 3 600 psi. El caudal de cavitación es del 924 BFPD mayor al 73% al caudal de

producción, con una eficiencia del 16%, como se puede observar en la

Figura 10.4.

La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es

la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la

marca Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet.

Reporte del índice de productividad (IPR)

Mediante dicho reporte se determina la producción respecto al punto de

burbuja para establecer el tipo de yacimiento. Se calcula el índice de

productividad (IP) mediante el cual se determina la rentabilidad de acuerdo a:

Baja productividad IP< 0,5

Productividad media 0,5 <IP<1

Alta productividad 1<IP<2

Excelente productividad IP >2

132

De la curva IPR en la Figura 10.5, se puede observar que la presión de burbuja es

330 psi y la producción actual es de 248 BFPD con 224 BPPD y 24 BAPD, lo cual

evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja. La curva IPR presenta

un caudal máximo de fluido de 423 BFPD con 9,7% de BSW obteniendo así

un caudal máximo de petróleo de 382 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas

es de 0,183 stb/día/psi.

Reporte del análisis nodal con la bomba jet Claw

El Software toma como nodo la entrada a la bomba, P intake, de esta

manera divide el pozo entre un componente dominado estrictamente por el

reservorio, sección inflow, y otro dominado por el sistema de tuberías, sección

outflow.

En la Figura 10.6, donde podemos observar las curvas de intake graficadas

a diferentes valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido,

las cuales no están de acuerdo con la producción que debería aportar el pozo ya

que estando a una presión de inyección de 3 700 psi el pozo debería producir 295

BFPD pero solo produce 248 BFPD, con lo que se puede decir que hay

un problema con el yacimiento.

10.6 ANÁLISIS NODAL POZO A POZO DEL CAMPO PUCUNA

Se presentan los resultados del análisis realizado pozo a pozo del Campo Pucuna

con el Software Claw Pump de la Empresa Sertecpet.

En el ANEXO 10.1 se muestra el registro de selección de la bomba,

reporte del índice de productividad y el reporte del análisis nodal para cada pozo.

133

10.6.1 PUCUNA – 01

Selección de la bomba

Para el pozo Pucuna – 01 se escoge la geometría 9I con la cual se alcanzaría una

producción máxima de 95 BFPD, con una presión de entrada de 84 psi lo que

provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría

tiene un caudal de inyección de 1 607 BFPD a una presión de inyección de 3 800

psi.

134

Figura 10.4 – Selección de la bomba. Pozo Pucuna – 02



135

Figura 10.5 – Curva IPR. Pozo Pucuna – 02



136

Figura 10.6 – Análisis Nodal. Pozo Pucuna – 02



137

El caudal de cavitación es del 219 BFPD mayor al 57% al caudal de producción,

lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del 21%, como

se puede observar en el ANEXO 10.1.



marca Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por

lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.

Curva IPR

De la curva IP R en el ANEXO 10.1, se puede observar que la presión de

burbuja es 1 400 psi y la producción actual es de 88 BFPD con 24 BPPD y 64

BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que

estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este

Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 101 BFPD con

72,2% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 28 BPPD.

El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,098 stb/día/psi, con lo que se

demuestra que la producción de este pozo ya no es rentable.

Análisis nodal

El Software toma como nodo la entrada a la bomba, P intake, de esta

manera divide el pozo entre un componente dominado estrictamente por el

reservorio, sección inflow, y otro dominado por el sistema de tuberías,

sección outflow. Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas

que se presentan en el ANEXO 10.1, donde podemos observar las curvas de

intake graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de

entrada y caudal de fluido, estas curvas deben estar en un rango mínimo de

25% mayor a la curva de cavitación.

138

10.6.2 PUCUNA – 03

Selección de la Bomba

Para el pozo Pucuna – 03 se escoge la geometría 9H debido a que posee una

presión de entrada de 948 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el

reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1 440 BFPD a

una presión de inyección de 3 825 psi. El caudal de cavitación es del 592 BFPD

mayor al 31% al caudal de producción, con una eficiencia del 30%, como

se puede observar en el ANEXO 10.2.

La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la 9A de

Solipet lo que no equivale a la geometría seleccionada por el software que es la

9H, lo que evidencia que con un cambio de bomba se puede incrementar la


Con el cambio de geom etría de la bomba se aum entaría la producción del

pozo de 408 BFPD a 430 BFPP obteniéndose un incrementando en la producción

de 22 BFPD con 21 BPPD con un 1,5% de BSW.

Curva IPR


burbuja es 1 200 psi y la producción actual es de 408 BFPD con 402 B PPD y 6




1,5% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 490 BPPD.

El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,557 stb/día/psi lo que indica que la

producción del pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de

139

0,5<IP<2, rango que representa una productividad media a una productividad

excelente.

10.6.3 PUCUNA – 05

Selección de la bomba

Para el pozo Pucuna – 05 se escoge la geometría 8I debido a que posee una

presión de entrada de 2 383 psi lo que provocará una mayor caída de presión en

mel reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1 065

BFPD a una presión de inyección de 3 650 psi. El caudal de cavitación es

del 1 710 BFPD mayor al 37% al caudal de producción, con una eficiencia del

31%, como se puede observar en el ANEXO 10.3.

La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la 8A de

Solipet lo que no equivale a la geometría seleccionada por el software que es la

8I, lo que evidencia que con un cambio de bomba se puede incrementar la


Con el cambio de geometría de la bomba se aumentaría la producción del pozo

de 1 068 BFPD a 1 100 BFPP obteniéndose un incrementando en la producción

de 32 BFPD con 6 BPPD con un 80% de BSW, por lo tanto, el cambio de

la geometría de la bomba no sería rentable por su bajo incremento en la

producción de petróleo debido al alto corte de agua.

Curva IPR


burbuja es 170 psi y la producción actual es de 1 068 BFPD con 214 BPPD y 854

BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja. La

140

curva IPR presenta un caudal m áximo de fluido de 3 527 BFPD con 80%

de BSW obteniendo así un caudal m áximo de petróleo de 705 BPPD.




excelente.

10.6.4 PUCUNA – 06




provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta


de 3 850 psi. El caudal de cavitación es del 410 BFPD mayor al 76% al

caudal de producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una

eficiencia del 15%, como se puede observar en el ANEXO 10.4.





Curva IPR

De la curva IPR en el ANEXO 10.4, se puede observar que la presión de



141


Campo.

La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 123 BFPD con 2,1% de

BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 120 BPPD. El valor

de IP obtenido de las curvas es de 0,174 stb/día/psi.

Análisis nodal

Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan

en el ANEXO 10.4, donde podemos observar las curvas de intake

graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y

caudal de fluido, las cuales están acorde con el aporte de producción del pozo.

10.6.5 PUCUNA – 07


Para el pozo Pucuna – 07 se escoge la geometría 9I, con la cual se

alcanzaría una producción máxima de 300 BFPD, con una presión de entrada

de 934 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio,

además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1 415 BFPD a una

presión de inyección de 3 600 psi. El caudal de cavitación es del 824 BFPD

mayor al 67% al caudal de producción, lo que evidencia un buen trabajo de la

bomba con una eficiencia del 22%, como se puede observar en el ANEXO 10.5.





142

Curva IPR





Campo.


BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 381 BPPD.




excelente.

10.6.6 PUCUNA – 08


Para el pozo Pucuna – 08 se escoge la geometría 9H con la cual se

alcanzaría una producción máxima de 110 BFPD, con una presión de entrada de

413 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio,


presión de inyección de 3600 psi. El caudal de cavitación es del 326 BFPD

mayor al 70% al caudal de producción, con una eficiencia del 20%, como se

puede observar en el ANEXO 10.6.



marca Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet.

143

Curva IPR



BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja, lo cual

evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en

un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este

Campo.

La curva IPR presenta un caudal máxim o de fluido de 223 BFPD con 3,1% de

BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 216 BPPD. El valor de IP

obtenido de las curvas es de 0,232 stb/día/psi.

Análisis nodal

En el ANEXO 10.6, donde podemos observar las curvas de intake

graficadas a diferentes valores de presión de inyección, presión de entrada y

caudal de fluido, las cuales no están de acuerdo con la producción que

debería aportar el pozo ya que estando a una presión de inyección de 3

600 psi el pozo debería producir 179 BFPD pero solo produce 98 BFPD, con

lo que se puede decir que hay un problema con el yacimiento, pero no se

recomendaría realizar ningún trabajo en el yacimiento ya que posee una

buena producción y un mínimo porcentaje de BSW.

10.6.7 PUCUNA – 09


Para el pozo Pucuna – 9 se escoge la geometría 9H con la cual se alcanzaría una

producción máxima de 150 BFPD, con una presión de entrada de 87 psi lo


144


de 3 700 psi.

El caudal de cavitación es del 172 BFPD mayor al 19% al caudal de

producción, con una eficiencia del 28%, como se puede observar en el

ANEXO 10.7.


la misma que se seleccionó en el software de la marca Sertecpet, por lo

tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo pero se

debería tener en cuenta que el caudal de producción esta próximo al caudal de

cavitación.

Curva IPR


burbuja es 600 psi y la producción actual es de 139 BFPD con 116 BPPD y 23




16,5% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 133 BPPD. El

valor de IP obtenido de las curvas es de 0,257 stb/día/psi.

Análisis nodal

Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se

presentan en el ANEXO 10.7, donde podemos observar las curvas de


entrada y caudal de fluido, incluso se podría subir la producción hasta 150

BFPD pero esto sería inconveniente debido a que la bomba se encuentra al

límite de cavitación.

145

10.6.8 PUCUNA – 10



alcanzaría una producción máxima de 270 BFPD, con una presión de entrada de

676 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio,


presión de inyección de 3 750 psi.

El caudal de cavitación es del 466 BFPD m ayor al 51% al caudal de producción,

lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del 28%,

como se puede observar en el ANEXO 10.8.



marca Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet, por lo

tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.

Curva IPR

De la curva IPR en el ANEXO 10.8, se puede observar que la presión de burbuja

es 1 400 psi y la producción actual es de 226 BFPD con 216 BPPD y 10 BAPD, lo

cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en

un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo.


BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 260 BPPD. El valor de IP

obtenido de las curvas es de 0,269 stb/día/psi.

146

Análisis nodal

Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan

en el ANEXO 10.8, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a

diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de

fluido, las cuales coinciden con la producción del pozo lo que evidencia un

correcto desempeño de la bomba que actualmente se encuentra en el pozo.

10.6.9 PUCUNA – 11




provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría

tiene un caudal de inyección de 1 477 BFPD a una presión de inyección de 3 800

psi.

El caudal de cavitación es del 683 BFPD mayor al 71% al caudal de

producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del

19%, como se puede observar en el ANEXO 10.9.





147

Curva IPR





Campo.


BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 284 BPPD.

El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,432 stb/día/psi.

Análisis nodal

Se comprueba la correcta selección de la bom ba en las curvas que se presentan

en el ANEXO 10.9, donde podemos observar las curvas de intake

graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y

caudal de fluido, las cuales coinciden con la producción del pozo lo que

evidencia un correcto desempeño de la bomba que actualmente se encuentra en

el pozo.

10.6.10 PUCUNA – 12



alcanzaría una producción máxima de 400 BFPD, con una presión de entrada

de 820 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio,


presión de inyección de 3 800 psi.

148

El caudal de cavitación es del 527 BFPD m ayor al 26% al caudal de producción,

con una eficiencia del 30%, como se puede observar en el ANEXO 10.10.



marca Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet.

Curva IPR


es 1 400 psi y la producción actual es de 386 BFPD con 382 BPPD y 4 BAPD, lo

cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja, lo cual

evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en

un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este


1% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 742 BPPD.

El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,738 stb/día/psi, lo que indica que

la producción del pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de 0,5<IP<2,

rango que representa una productividad media a una productividad excelente.

10.6.11 PUCUNA – 13


Para el pozo Pucuna – 13 se escoge la geom etría 10H con la cual se alcanzaría

una producción máxima de 125 BFPD, con una presión de entrada de 126 psi lo


geometría tiene un caudal de inyección de 1 882 BFPD a una presión de

inyección de 3 750 psi. E l caudal de cavitación es del 152 BFPD mayor al 22% al

149

caudal de producción, con una eficiencia del 29%, como se puede observar en el

ANEXO 10.11.


la misma que se seleccionó en el software de la marca Sertecpet, por lo

tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo pero se

debería tener en cuenta que el caudal de producción esta próximo al caudal de

cavitación.

Curva IPR


es 1.200 psi y la producción actual es de 118 BFPD con 87 BPPD y 31 BAPD, lo

cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos

en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo.


BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 125 BPPD. El valor

de IP obtenido de las curvas es de 0,199 stb/día/psi.

Análisis nodal

Se comprueba la correcta selección de la bom ba en las curvas qu e se

presentan en el ANEXO 10.11, donde podemos observar las curvas de


entrada y caudal de fluido, incluso se podría subir la producción hasta 163

BFPD pero esto sería inconveniente debido a que la bomba se encuentra al

límite de cavitación.

En la tabla 10.4. se resumen los resultados del análisis nodal del Campo Pucuna

con comentarios respecto al tipo de geometrías apropiadas para cada caso.

150

Tabla 10.4 – Resultados del análisis de los pozos del Campo Pucuna

Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump


151

CAPITULO XI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

152

CAPITULO XI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

11.1 CONCLUSIONES

Llegamos a la conclusión que las partes más importantes de la bomba jet

son: el nozzle, la garganta, espaciador y difusor, ya que del área de estos

elementos va a depender la producción del pozo.

Las partes internas pueden ser reemplazadas fácilmente en el campo y

solamente tienen dos partes sujetas a desgaste (nozzle y garganta).

La solidez de la acción de trabajo de la bomba jet hace que pueda

adaptarse a cualquier completación de fondo del pozo, por lo que es uno de

los sistemas más eficientes para pruebas y producción de pozos en el

Ecuador.

La contaminación del fluido motriz es la causa más frecuente de daños en

la bomba jet y en la bomba triplex, ya que este retorna a superficie

mezclado con el fluido producido.

Habiendo realizado el ejercicio práctico con datos reales hemos concluido

que la eficiencia de la bomba jet está entre 30% a 35%.

Según resultados obtenidos de la comparación de la bomba jet y pistón,

hemos determinado que la bomba tipo pistón tiene una eficiencia superior a

la bomba tipo jet, pero sus costos de reparación son muy elevados, debido

a que estas bombas tienen partes móviles que tienden a desgastarse

rápidamente.

153

La reparación de la bomba Jet se la puede realizar en el campo o en

plataforma del pozo debido a que no tiene partes móviles y sólo tienes dos

partes desgastables (nozzle y garganta).

La reparación de la bomba tipo pistón debe ser realizada en un taller que

contenga equipos para calibrar a precisión debido a que estas bombas

tienen parte móviles que tienden a desgastarse.

Este Campo tiene como único levantamiento artificial el bombeo hidráulico

tipo jet, de los principales yacimientos productivos que son: Basal Tena, U

superior, U inferior, T superior, T inferior y Hollín.

Las acumulaciones de hidrocarburos en el Campo Pucuna, son controladas

en primer lugar por la estructura y luego por la geometría de las facies de

las distintas arenas productoras del Campo.

La producción del campo es apoyada por el sistema de bombeo hidráulico

tipo jet en todos sus pozos, algunos de ellos fueron originalmente probados

y producidos a flujo natural pero por la declinación de su producción hubo

necesidad de recurrir al levantamiento artificial.

El Software Claw Pump para bombeo hidráulico tipo jet nos permite

modelar el comportamiento de un pozo mediante la generación del IPR del

pozo, la selección de la bomba jet y análisis nodal.

El software Jet Evalc para bombeo hidráulico tipo Jet y Kobe nos permite

seleccionar el tamaño de geometría (nozzle y garganta) para ser instalado

en una bomba tipo Jet.

154

De acuerdo a los resultados del análisis nodal obtenido en este estudio, se

concluye que el trabajo de las bombas instaladas en los pozos es en

su gran mayoría satisfactorio.

11.2 RECOMENDACIONES

El bombeo hidráulico tipo jet debe ser realizado por personal capacitado

para el manejo tanto del equipo de superficie como del equipo de subsuelo,

para así obtener la mayor producción posible y un óptimo rendimiento del

equipo.

Para la aplicación del bombeo hidráulico tipo jet se recomienda utilizar un

fluido motriz con un porcentaje de sólidos mínimo ya que estos sólidos

pueden causar taponamiento en las tuberías y daños en las bombas,

reduciendo la vida útil de la bomba y la producción del pozo.

Se recomienda utilizar el bombeo hidráulico tipo jet con MTU en lugares en

donde el acceso al pozo sea difícil y/o la plataforma tenga pocas

facilidades de superficie, debido a que este sistema no requiere de torre de

reacondicionamiento, si no del fluido motriz a presión para el ingreso y

extracción de la bomba jet.

Se recomienda utilizar un filtro ciclónico de arena de una alta eficiencia ya

que al no retener un alto porcentaje de sólidos, el resultado sería un tiempo

corto de funcionamiento tanto del equipo de superficie como el de subsuelo

y un trabajo excesivo de mantenimiento en las bombas.

155

CAPITULO XII

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Y GLOSARIO

156

CAPITULO XII

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Y GLOSARIO

12.1 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

1. AGILA MEGÍA Cristina y ESPINOZA ERAZO Claudia., Estudio Técnico –

Económico para Incrementar la Producción de Petróleo en el Campo Pucuna

Operado por EP PETROECUADOR. Tesis (Ingeniería en Petróleos).

Quito, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional, 2012. 312 h.

2. AMAYA Andrés y CHANATÁSIG Diego., Programa de Diseño Unificado de

Bombeo Hidráulico para la Selección de Bombas Jet y Pistón Usadas en las

Operaciones de PETROPRODUCCIÓN. Tesis (Ingeniería en Petróleos).

Quito, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional, 2009. 228 h.

3. Ing. CARRILLO Isaías., Manual de Operación de Bombeo Hidráulico, 1990,

1era Edición.

4. DRESSER OIL TOOLS., Manual de operación de bombeo hidráulico, 2007.

5. GAÍNZA Fausto y QUINGA Julio.

Diagnóstico de los Sistemas de Producción del Campo Dayuma Fundamentado

en el Análisis Nodal. Tesis (Ingeniería en Petróleos). Quito, Ecuador: Escuela

Politécnica Nacional, 2010. 170 h

6. MSC. MAGGIOLO Ricardo., Optimización de la Producción mediante

Análisis Nodal. ESP OIL. Lima, Perú, 2008.

157

7. ORTIZ Carlos.

Diseño de Completaciones duales paralelas para un sistema de bombeo hidráulico.

Tesis (Ingeniería en Petróleos). Guayaquil, Ecuador: Escuela Superior Politécnica

del Litoral, 2009. 226 h.

8. PAZMIÑO URQUIZO Jorge., Sistema para Diseñar Instalaciones de Superficie

de Producción, 1993, 1era Edición.

9. EP PETROECUADOR. ARCHIVO TÉCNICO., Información general del

Campo Pucuna.

10. EP PETROECUADOR., Departamento de Producción y Mantenimiento

Campo Pucuna.

11. EP PETROECUADOR., Operaciones en superficie.

12. EP PETROECUADOR. SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y

DESARROLLO., Departamento de Yacimientos.

13. ING. RIVERA José S.

Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos.

14. SERTECPET., Manual de operaciones, 2012.

15. SOLIPET S.A., Instructivo Bombeo Hidráulico, 2012.

16. WILSON KOBE M., Introducción al bombeo hidráulico, 1976

158

12.2 GLOSARIO

DIFUSOR.- Tiene un área expandida donde la velocidad se transforma en presión

suficiente para levantar los fluidos a la superficie.

DENSIDAD.- Propiedad física de un material definida como el peso de volumen

unitario a determinada temperatura. 78

DENSIDAD ESPECÍFICA.- Relación de la densidad de una sustancia a una

temperatura determinada con la densidad del agua a 4ºC

ESPACIADOR.- Es una herramienta que se coloca entre la boquilla y la garganta.

Es aquí en donde entra el fluido producido para mezclarse con el fluido inyectado.

FILTRO.- Dispositivo que se utiliza para la separación de sólidos o partículas

suspendidas en los líquidos.

GRAVEDAD API.- Escala aceptada universalmente que adopto el American

Petroleum Institute para expresar la gravedad específica de los petróleos.

Gravedad API = 141.5 / gravedad específica a 60ºF – 131.5

N0ZZLE.- (BOQUILLA) Herramienta fabricada de aleación para soportar altas

presiones, por donde pasa fluido motriz donde virtualmente toda su presión se

transforma en energía cinética.

PARAFINAS.- Serie homóloga más simple que contiene uniones de carbono no

saturadas; también se las conoce como alcanos.

PERMEABILIDAD.- Facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se

muevan a través de la red de poros interconectados.

159

PETROLEO.- Nombre genérico para hidrocarburos que incluyen petróleo crudo,

líquidos de gas natural y sus productos.

POROSIDAD.- Característica física de un yacimiento que determina los

volúmenes de gas o petróleo que pueden estar presentes en la roca.

RELACION GAS PETROLEO (GOR).- Medida del volumen del gas producido con

el petróleo, expresadas en pies cúbicos por barril.

THROAT.- (GARGANTA) También se lo conoce como tubo de mezcla, es en

donde se mezcla el fluido inyectado y el fluido producido.

160

ANEXOS

161

ANEXO 2.1

MAPAS ESTRUCTURALES EN PROFUNDIDAD DE LAS ARENAS

PRODUCTORAS DEL CAMPO

162

Mapa estructural en profundidad de Arenisca Hollín superior

Fuente: EP. PETROECUADOR.


163

Mapa estructural en profundidad de Arenisca T superior



164

Mapa estructural en profundidad de Arenisca U superior



165

ANEXO 2.2

DIAGRAMA ESTRUCTURAL DE UN POZO TÍPICO

166

Diagrama estructural de un pozo típico

TÍPICO DE LOS POZOS 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13

Fuente: Departamente de Mantenimiento. Campo Pucuna

167

ANEXO 2.3

DIAGRAMA ESTRUCTURAL DE LA ESTACIÓN PUCUNA

168

Diagrama estructural de la Estación Pucuna

Fuente: Departamente de Mantenimiento. Campo Pucuna

169

ANEXO 6.1

DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO PUCUNA

170

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA - 01

Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.

171

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 02


172

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 03


173

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 04


174

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 05


175

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 06


176

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 07


177

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 08


178

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 09


179

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 10


180

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 11


181

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 12


182

DIAGRAMA DEL POZO

PUCUNA – 13


183

ANEXO 7.1

DISTRIBUCIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO

184

Distribución de los pozos en el Campo

Fuente: Estación de Producción Pucuna

185

ANEXO 10.1

RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 01

186

SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 01



187

Curva IPR. Pozo Pucuna – 01



188

ANÁLISIS NODAL. POZO PUCUNA – 01



189

ANEXOS 10.2


190




191




192

ANEXOS 10.3


193




194




195

ANEXOS 10.4


196




197




198




199

ANEXOS 10.5


200




201




202

ANEXOS 10.6


203





204




205



206

ANEXOS 10.7


207




208




209




210

ANEXOS 10.8


211




212




213




214

ANEXOS 10.9


215




216




217




218

ANEXOS 10.10


219




220




221

ANEXOS 10.11


222




223




224




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