vacan ipr y levant

7/18/2019 Vacan Ipr y Levant

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ESCUELA POLITCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA Y

PETRLEOS

ESTUDIO TCNICO ECONMICO PARA INCREMENTAR LA

PRODUCCIN DE PETRLEO EN EL CAMPO YUCA

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIEROS ENPETRLEOS

DARWIN EDUARDO CALVOPIA CASTELLANO

[email protected]

DANIEL RICARDO PALMA [email protected]

DIRECTOR: ING. MIGUEL NGEL OROZCO ESPINOZA

[email protected]

Quito, Abril 2012


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II

DECLARACIN

Nosotros, Darwin Eduardo Calvopia Castellano y Daniel Ricardo Palma

Mio, declaramos bajo juramento que el trabajo aqu descrito es de nuestra

autora; que no ha sido previamente presentada para ningn grado o calificacin

profesional; y que hemos consultado las referencias bibliogrficas que se

incluyen en este documento.

A travs de la presente declaracin cedemos nuestros derechos de propiedad

intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politcnica Nacional,

segn lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por

normatividad institucional vigente.

DARWIN CALVOPIA C. DANIEL PALMA M.


3/252

III

CERTIFICACIN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Darwin Eduardo

Calvopia Castellano y Daniel Ricardo Palma Mio bajo mi supervisin.

Ing. Miguel Orozco

DIRECTOR DE PROYECTO


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IV

AGRADECIMIENTO

A DIOS, la luz que siempre me a guiado por el camino del bien, quien me a dado

la fortaleza para seguir adelante, a quien le debo mi vida y mis logros. Gracias

flaco por bendecir mis pasos.

A mis padres Luz y Ral y a mis hermanos Byron, Hugo, Katy y Lili, por darme el

apoyo incondicional en todo momento.

A Don Edmundo y Marianita, a quienes considero como mis segundos padres, por

sus consejos, comprensin, confianza y calor de hogar en estos aos.

A la Escuela Politcnica Nacional, en especial a la Facultad de Ingeniera en

Geologa y Petrleos, a todos los ingenieros que a lo largo de este tiempo

supieron compartir sus conocimientos.

Al director del proyecto Ing. Miguel Orozco, por haber brindado la colaboracin

desinteresada para culminar esta etapa de mi vida, gracias por su apoyo y

consejos.

A todos los Pollitos con quienes compart muchos gratos momentos en esta etapa

de mi vida. Un agradecimiento especial a Daniel Palma gran amigo, con quien

pude alcanzar esta meta.

DarwinDarwinDarwinDarwin


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V

AGRADECIMIENTO

El presente proyecto de titulacin necesit de varios actores para ser una

realidad, por ello mi agradecimiento para todas esas buenas personas que en su

momento supieron prestarme su conocimiento, gua y amistad.

A mi padre Ricardo y mi hermana Gaby, por todos esos aos de consejos, y

enseanzas, que muchas veces tardaron en ser escuchados pero su insistencia y

su buen ejemplo me permiten hoy alcanzar un logro importante.

A los ingenieros de la Escuela Politcnica Nacional Facultad de Ingeniera en

Geologa y Petrleos en especial al Ingeniero Barros codirector del Proyecto, a

todos ellos les agradezco por compartir conmigo su conocimiento.

Ingeniero Miguel Orozco, por su ayuda, por transmitirnos sus conocimientosfacilitando el desarrollo del proyecto y por su amistad, Gracias!

A mi familia por su apoyo y confianza a lo largo de estos aos, hoy que logro

alcanzar una meta, ojala que sea apenas una pequea parada en un largo

camino, espero siempre contar con ustedes para hacer que el trayecto sea mas

sencillo con su amena compaa.

A mis amigos aquellas buenas personas que cada me regalan un poco de su

tiempo y comparten conmigo sus alegras y penas, que me impulsan ha seguir

adelante, en especial a los pollitos Grandes compaeros, Grandes amigos; y para

mi gran amigo Darwin con quien elaboramos el Proyecto de titulacin por su

paciencia y ayuda Gracias.

Son por ello participes de este logro, a quienes debo mi Gratitud.DanielDanielDanielDaniel


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VI

DEDICATORIA

A mis queridos papis Luz y Ral, vivo ejemplo de humildad, honradez y

superacin, quienes me demostraron que con esfuerzo y dedicacin todo es

posible.

A los dueos de mi corazn, la razn de mi vida Rosy y Sebastian, los amo

mucho.

A todas las personas que de uno u otra forma contribuyeron para que esta meta

se haga realidad.

DarwinDarwinDarwinDarwin


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VII

DEDICATORIA

A mi padre, Ricardo, y a mi Hermana, Gaby, sin su ayuda, confianza y apoyo me

hubiera encontrado perdido, pero halle el camino haciendo de sus vidas mi

ejemplo, cuando los problemas surgan me pareci que fue distante y complicado,

pero ahora que llego a la meta, comprendo que fue lo suficientemente largo para

ensearme paciencia, lo suficientemente difcil para ensearme a superar los

obstculos y entre la distancia y la dificultad comprend cuan importante es

tenerlos a mi lado, por todo este Proyecto es para ustedes.

DanielDanielDanielDaniel


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VIII

CONTENIDO

CONTENIDO ....................................................................................................... VIII

NDICE DE TABLAS ............................................................................................ XIV

NDICE DE FIGURAS ......................................................................................... XVI

NDICE DE ANEXOS .......................................................................................... XIX

SIMBOLOGA ....................................................................................................... XX

RESUMEN ........................................................................................................ XXIII

PRESENTACIN ............................................................................................. XXIV

CAPTULO 1 ........................................................................................................... 1

DESCRIPCIN DE LAS CARACTERSTICAS ACTUALES DEL CAMPO YUCA ... 1

1.1 BREVE RESEA HISTRICA .......................................................................... 1

1.2 UBICACIN ...................................................................................................... 2

1.3 ASPECTOS GEOLGICOS .............................................................................. 3

1.3.1 DESCRIPCIN ESTRUCTURAL DEL CAMPO. .......................................... 3

1.3.2 DESCRIPCIN ESTRATIGRFICA DE LOS YACIMIENTOS ..................... 4

1.4 CARACTERIZACIN DEL RESERVORIO ........................................................ 81.4.1 PROPIEDADES DE LA ROCA..................................................................... 8

1.4.1.1 Porosidad () ......................................................................................... 8

1.4.1.2 Permeabilidad (k) ................................................................................... 8

1.4.1.3 Resistividad (R) ...................................................................................... 8

1.4.1.4 Resistividad del Agua de Formacin (RW) .............................................. 8

1.4.1.5 Saturacin de Agua (SW) ........................................................................ 9

1.4.1.6 Resultados de Anlisis de Ncleos ........................................................ 91.4.1.7 Contenido de Fluidos ............................................................................. 9

1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS .......................................................... 10

1.4.2.1 Presin de burbuja (Pb) ........................................................................ 10

1.4.2.2 Razn gas petrleo (GOR) ................................................................ 10

1.4.2.3 Factor volumtrico del petrleo (O) ..................................................... 11

1.4.2.4 Viscosidad del petrleo (o) .................................................................. 11

1.4.2.5 Densidad del petrleo (o) .................................................................... 121.4.3 PROPIEDADES PETROFSICAS .............................................................. 14


9/252

IX

1.4.3.1 Espesor de la Arena ............................................................................. 14

1.4.3.2 Espesor Neto........................................................................................ 14

1.4.3.3 Porosidad ............................................................................................. 14

Perfil de Densidad de Formacin ................................................................... 15

Perfil Snico ................................................................................................... 15

Perfil Neutrnico ............................................................................................ 15

1.4.3.4 Saturacin de Agua (Sw)....................................................................... 17

1.4.3.5 Resistividad del Agua (Rw) ................................................................... 19

1.4.3.6 Salinidad............................................................................................... 19

1.4.3.7 Volumen de Arcilla ................................................................................ 21

1.4.3.8 Valores de corte (Cut Off) ..................................................................... 23

1.4.4 RESULTADOS DE LAS CARACTERSTICAS PETROFSICAS DEL

CAMPO. .............................................................................................................. 23

1.4.5 TOPES Y BASES ....................................................................................... 24

1.4.6 RESULTADOS DE LAS CARACTERSTICAS PVT DEL CAMPO. ............ 26

1.4.7 BUILD UP DE LOS POZOS ....................................................................... 26

1.4.7.1 Presiones. ............................................................................................ 27

CAPITULO 2 ......................................................................................................... 29

ANLISIS DE LA SITUACIN ACTUAL DEL CAMPO YUCA ............................... 29

2.1 TIPOS DE COMPLETACIN .......................................................................... 29

2.1.1 POZOS VERTICALES ............................................................................... 29

2.1.2 POZOS DIRECCIONALES ........................................................................ 29

2.1.3 PRUEBAS INICIALES ............................................................................... 30

2.2 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS ............................... 302.3 SISTEMAS DE PRODUCCIN ....................................................................... 30

2.3.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE .......................................................... 31

2.3.1.1 Principio de funcionamiento. ................................................................ 31

2.3.1.2 Ventajas Y Desventajas del sistema de bombeo electrosumergible..... 32

2.3.1.3 Descripcin del Equipo del Sistema de Bombeo Electrosumergible .... 33


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X

Equipos de superficie .................................................................................... 34

Equipos de Subsuelo ..................................................................................... 35

2.4 FACILIDADES DE PRODUCCIN .................................................................. 40

2.5 REINYECCIN DE AGUA DE FORMACIN .................................................. 41

2.6 PRODUCCIN ................................................................................................ 41

2.6.1 HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL CAMPO YUCA ................................ 42

2.6.1.1 Napo U ................................................................................................. 44

2.6.1.2 Napo T .................................................................................................. 45

2.6.1.3 Holln Superior ...................................................................................... 46

2.6.1.4 Holln Inferior ........................................................................................ 47

2.6.2 ANLISIS DE PRESIONES POR RESERVORIO ...................................... 48

2.6.2.1 Napo U ................................................................................................. 48

2.6.2.2 Napo T .................................................................................................. 48

2.6.2.3 Holln Superior ...................................................................................... 49

2.6.2.4 Holln Inferior ........................................................................................ 50

2.6.3 ANLISIS DE PRESIONES POR POZO PRODUCTOR ........................... 50

2.6.3.1 Presin de Reservorio (PR) .................................................................. 50

2.6.3.2 Presin de fondo fluyente (Pwf) ............................................................. 512.6.4 MECANISMOS DE PRODUCCIN ........................................................... 52

2.6.4.1 Reservorio U ........................................................................................ 52

2.6.4.2 Reservorio T ......................................................................................... 52

2.6.4.3 Reservorio Holln Superior ................................................................... 53

2.6.4.4 Reservorio Holln Inferior ...................................................................... 53

2.6.5 PRUEBAS DE PRODUCCIN .................................................................. 54

2.7 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS ............................................................... 562.8 RESERVAS REMANENTES ........................................................................... 57

2.9 NDICE DE PRODUCTIVIDAD ACTUAL DE CADA POZO PRODUCTOR DEL

CAMPO YUCA ...................................................................................................... 57

CAPITULO 3 ......................................................................................................... 59

PROPUESTA TCNICA PARA INCREMENTAR Y OPTIMIZAR LA PRODUCCIN

EN LOS POZOS DEL CAMPO YUCA ................................................................... 59


11/252

XI

3.1 ANLISIS NODAL ........................................................................................... 59

3.1.1 CONCEPTO DE ANLISIS NODAL .......................................................... 59

3.1.2 PROCEDIMIENTO DE ANLISIS .............................................................. 60

3.1.3 PARMETROS NECESARIOS .................................................................. 62

3.1.4 COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FLUIDOS DE FORMACIONES

PRODUCTORAS ................................................................................................ 62

3.1.4.1 ndice de Productividad (IP) ................................................................. 63

3.1.4.2 Eficiencia de Flujo ................................................................................ 64

3.1.5 IPR EN YACIMIENTOS .............................................................................. 64

3.1.5.1 Ecuacin de Vogel ................................................................................ 65

3.1.5.2 Ecuacin de Fetkcovich ....................................................................... 66

3.1.6 PUNTO DE ANLISIS CONDICIONES DE OPERACIN ...................... 68

3.1.7 ANLISIS DE SENSIBILIDADES............................................................... 68

3.1.8 DESCRIPCIN DEL PROGRAMA COMPUTACIONAL DE ANLISIS

NODAL ............................................................................................................... 70

3.1.9 ASPECTOS GENERALES DE LA SIMULACIN ...................................... 72

3.1.9.1 Consideraciones Generales del Estudio .............................................. 72

3.1.9.2 Procedimiento de Ingreso de Datos ..................................................... 743.1.10 MTODO GENERAL DE AJUSTE DE PARMETROS MEDIDOS ......... 80

3.1.10.1 Ajuste de las Propiedades del Fluido ................................................. 80

3.1.10.2 Perfil de Presiones ............................................................................. 82

3.1.10.3 Correlaciones de Flujo ....................................................................... 83

3.2 RESULTADOS DEL ANLISIS NODAL POZOS SELECCIONADOS ............. 83

3.2.1 YUCA 1B .................................................................................................... 83

3.2.2 YUCA 2B .................................................................................................... 873.2.3 YUCA 7 ...................................................................................................... 90

3.2.4 YUCA 14 .................................................................................................... 93

3.2.5 YUCA 15 .................................................................................................... 95

3.2.6 YUCA 16 .................................................................................................... 99

3.2.7 YUCA 21D................................................................................................ 101

3.2.8 YUCA 23D................................................................................................ 104

3.3 ANLISIS DE RESERVAS ............................................................................ 108

3.3.1 MTODO DE CURVAS DE DECLINACIN ............................................ 108


12/252

XII

3.3.2 RESULTADOS ......................................................................................... 108

3.3.2.1 Arena U Superior ................................................................................ 109

3.3.2.2 Arena U Inferior .................................................................................. 110

3.3.2.3 Arena T Superior ................................................................................ 110

3.3.2.4 Arena T Inferior ................................................................................... 111

3.3.2.5 Arena H Superior ................................................................................ 111

3.3.2.6 Arena H Inferior .................................................................................. 111

3.3.3 RESULTADOS DEL ANLISIS DE RESERVAS POR POZO .................. 112

3.3.3.1 Yuca 12 .............................................................................................. 112

3.3.3.2 Yuca 13 .............................................................................................. 112

3.3.3.3 Yuca 19D ............................................................................................ 113

3.3.3.4 Yuca 22D ............................................................................................ 113

3.3.3.5 Yuca 24D ............................................................................................ 114

3.3.3.6 Yuca 25D ............................................................................................ 114

3.4 ANLISIS DE POZOS CERRADOS .............................................................. 115

3.4.1 YUCA 3 .................................................................................................... 115

3.4.2 YUCA 4 .................................................................................................... 115

3.4.3 YUCA 8 .................................................................................................... 1153.4.4 YUCA 9 .................................................................................................... 116

3.4.5 YUCA 17 .................................................................................................. 116

3.4.6 YUCA 20D................................................................................................ 116

3.5 PROPUESTA TCNICA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIN ............ 117

CAPITULO 4 ....................................................................................................... 120

ANLISIS ECONMICO DEL PROYECTO ........................................................ 1204.1 INTRODUCCIN .......................................................................................... 120

4.2 CRITERIOS PARA LA EVALUACIN ECONMICA ..................................... 120

4.2.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ................................................................. 120

4.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ...................................................... 121

4.2.3 RELACIN BENEFICIO/COSTO ............................................................. 122


13/252

XIII

4.3 COSTOS DE REACONDICIONAMIENTO .................................................... 122

4.4 COSTOS DE PRODUCCIN ........................................................................ 124

4.5 INGRESOS ................................................................................................... 124

4.6 EGRESOS ..................................................................................................... 125

4.7 CRONOGRAMA DE REACONDICIONAMIENTOS ....................................... 125

4.8 HIPTESIS BAJO LA CUAL SE REALIZA EL ANLISIS ECONMICO ...... 126

4.9 RESUMEN DEL ANLISIS ECONMICO .................................................... 126

CAPTULO 5 ....................................................................................................... 130

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 130

5.1 CONCLUSIONES .......................................................................................... 130

5.2 RECOMENDACIONES ................................................................................. 132

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS .................................................................... 133

ANEXOS ............................................................................................................. 135


14/252

XIV

NDICE DE TABLAS

CAPTULO 1

TABLA 1.1Resultados del anlisis convencional de ncleos de corona ................ 9

TABLA 1.2Resultado de contenido de fluidos ...................................................... 10

TABLA 1.3Salinidades de los Yacimientos .......................................................... 20

TABLA 1.4Resultado de las caractersticas petrofsicas del campo Yuca ........... 23

TABLA 1.5Topes y bases de las formaciones en el campo Yuca ........................ 25

TABLA 1.6Resultados del anlisis PVT ............................................................... 26

CAPTULO 2

TABLA 2.1Reporte de produccin acumulada hasta Julio del 2011 .................... 42

TABLA 2.2Presin de reservorio para cada pozo ................................................ 51

TABLA 2.3Presin de fondo fluyente para cada pozo ......................................... 51

TABLA 2.4Pruebas de produccin por pozo ........................................................ 55

TABLA 2.5Sumario de produccin diaria por arena ............................................. 55

TABLA 2.6Estado actual de los pozos ................................................................. 56

TABLA 2.7Reservas remanentes de petrleo del campo Yuca ........................... 57

TABLA 2.8ndice de productividad por pozo ........................................................ 58

CAPTULO 3

TABLA 3.1Resultados de sensibilidades Yuca 1B ............................................... 86

TABLA 3.2Resultados de sensibilidades Yuca 2B ............................................... 90

TABLA 3.3Resultados de sensibilidades Yuca 7 ................................................. 93

TABLA 3.4Resultados de sensibilidades Yuca 15 ............................................... 98TABLA 3.5Resultados de sensibilidades Yuca 21D ........................................... 103

TABLA 3.6Resultados de sensibilidades Yuca 23D ........................................... 107

TABLA 3.7 Arenas producidas por cada pozo del campo Yuca .......................... 109

TABLA 3.8 Clculo de reservas remanentes arena U SUPERIOR ..................... 109

TABLA 3.9 Clculo de reservas remanentes arena U INFERIOR ...................... 110

TABLA 3.10 Clculo de reservas remanentes arena T SUPERIOR ................... 110

TABLA 3.11 Clculo de reservas remanentes arena T INFERIOR ..................... 111TABLA 3.12 Clculo de reservas remanentes arena H SUPERIOR ................... 111


15/252

XV

TABLA 3.13 Clculo de reservas remanentes arena H INFERIOR .................... 111

TABLA 3.14 Resumen de la propuesta tcnica para cada pozo ......................... 118

TABLA 3.15 Resumen de los trabajos propuestos ............................................. 119

CAPTULO 4

TABLA 4.1 Costos de reacondicionamiento (LIMPIEZA DE BES) ...................... 123

TABLA 4.2 Costos de reacondicionamiento (ESTIMULACIN) ......................... 123

TABLA 4.3 Costos de reacondicionamiento (PESCA) ........................................ 124

TABLA 4.4 Cronograma de trabajos propuestos ................................................ 125

TABLA 4.5 Resultados finales primer escenario ................................................. 127

TABLA 4.6 Resultados finales segundo escenario ............................................. 128

TABLA 4.7 Resultados finales tercer escenario .................................................. 129


16/252

XVI

NDICE DE FIGURAS

CAPTULO 1

FIGURA 1.1Mapa de ubicacin del campo Yuca ................................................... 2

FIGURA 1.2Edad estructural del campo Yuca ....................................................... 3

FIGURA 1.3Columna crono estratigrfica del campo Yuca .................................... 6

FIGURA1.4Columna estratigrfica de la Cuenca Oriente ...................................... 7

FIGURA 1.5Mapa de contorno estructural al tope del reservorio U inferior ......... 24

FIGURA 1.6Historial de presiones de reservorio para la arena U ........................ 27

FIGURA 1.7Historial de presiones de reservorio para la arena T ........................ 27

FIGURA 1.8Historial de presiones de reservorio para la arena HOLLN .............. 28

CAPTULO 2

FIGURA 2.1Diagrama esquemtico de los equipos de superficie y fondo ........... 33

FIGURA 2.2Diagrama ilustrativo de la caja de venteo ......................................... 35

FIGURA 2.3Bomba multietapas ........................................................................... 36

FIGURA 2.4 Separador de gas ............................................................................. 37

FIGURA 2.5 Succin estndar .............................................................................. 37

FIGURA 2.6Seccin sellante ................................................................................ 38

FIGURA 2.7Corte transversal de un motor de fondo ............................................ 39

FIGURA 2.8Tipos de cables ................................................................................. 40

FIGURA 2.9Porcentaje de aporte de produccin por arena ................................. 42

FIGURA 2.10Historial de produccin del campo Yuca ......................................... 43

FIGURA 2.11Historial de produccin de la arenisca U ......................................... 44

FIGURA 2.12Historial de produccin de la arenisca T ......................................... 45FIGURA 2.13Historial de produccin de la arenisca HOLLN SUPERIOR ........... 46

FIGURA 2.14Historial de produccin de la arenisca HOLLN INFERIOR ............ 47

FIGURA 2.15Historial de presiones de la arenisca U ........................................... 48

FIGURA 2.16Historial de presiones de la arenisca T ........................................... 49

FIGURA 2.17Historial de presiones de la arenisca HOLLN SUPERIOR ............. 49

FIGURA 2.18Historial de presiones de la arenisca HOLLN INFERIOR .............. 50

FIGURA 2.19Mecanismo de empuje reservorio U ............................................... 53FIGURA 2.20Mecanismo de empuje reservorio T ................................................ 54


17/252

XVII

FIGURA 2.21Distribucin de la produccin diaria por arena ................................ 55

CAPTULO 3

FIGURA 3.1Diagrama general del anlisis nodal ................................................. 60

FIGURA 3.2 Ubicacin de los nodos ..................................................................... 60

FIGURA 3.3Posibles perdidas de presin en el sistema ...................................... 61

FIGURA 3.4IPR (Inflow Performance Curve) ....................................................... 63

FIGURA 3.5Curva IPR ......................................................................................... 66

FIGURA 3.6Tasa de produccin posible o de equilibrio ....................................... 68

FIGURA 3.7Anlisis nodal .................................................................................... 72

FIGURA 3.8Datos generales del proyecto ........................................................... 75

FIGURA 3.9Asistente para perfil de lneas ........................................................... 75

FIGURA 3.10Modelo fsico del pozo .................................................................... 76

FIGURA 3.11Propiedades BLACK OIL .............................................................. 76

FIGURA 3.12Datos del reservorio y la capa ........................................................ 77

FIGURA 3.13Perfil de desviacin ......................................................................... 77

FIGURA 3.14Perfil geotrmico ............................................................................. 78

FIGURA 3.15Configuracin de la tubera de produccin ..................................... 78FIGURA 3.16Equipo de pozo ............................................................................... 79

FIGURA 3.17Datos de la bomba electrosumergible ............................................. 79

FIGURA 3.18Anlisis nodal .................................................................................. 80

FIGURA 3.19Ajuste del perfil de presiones medidas............................................ 82

FIGURA 3.20Anlisis nodal de fondo Yuca 1B ..................................................... 84

FIGURA 3.21Anlisis nodal de cabeza Yuca 1B .................................................. 85

FIGURA 3.22Anlisis de sensibilidades Yuca 1B ................................................. 86FIGURA 3.23Anlisis nodal de fondo Yuca 2B ..................................................... 88

FIGURA 3.24Anlisis nodal de cabeza Yuca 2B .................................................. 88

FIGURA 3.25Anlisis de sensibilidades Yuca 2B ................................................. 89

FIGURA 3.26Anlisis nodal de fondo Yuca 7 ....................................................... 91

FIGURA 3.27Anlisis nodal de cabeza Yuca 7..................................................... 91

FIGURA 3.28Anlisis de sensibilidades Yuca 7 ................................................... 92

FIGURA 3.29Anlisis nodal de fondo Yuca 14 ..................................................... 94

FIGURA 3.30Anlisis nodal de cabeza Yuca 14 ................................................... 95


18/252

XVIII

FIGURA 3.31Anlisis nodal de fondo Yuca 15 ..................................................... 96

FIGURA 3.32Anlisis nodal de cabeza Yuca 15 ................................................... 97

FIGURA 3.33Anlisis de sensibilidades Yuca 15 ................................................. 98

FIGURA 3.34Anlisis nodal de fondo Yuca 16 ................................................... 100

FIGURA 3.35Anlisis nodal de cabeza Yuca 16 ................................................. 100

FIGURA 3.36Anlisis nodal de fondo Yuca 21D................................................. 102

FIGURA 3.37Anlisis nodal de cabeza Yuca 21D .............................................. 103

FIGURA 3.38Anlisis de sensibilidades Yuca 21D ............................................. 104

FIGURA 3.39Anlisis nodal de fondo Yuca 23D................................................. 105

FIGURA 3.40Anlisis nodal de cabeza Yuca 23D .............................................. 106

FIGURA 3.41Anlisis de sensibilidades Yuca 23D ............................................. 107

FIGURA 3.42 Porcentaje de incremento por los trabajos propuestos ................. 119

CAPTULO 4

FIGURA 4.1 Tiempo de recuperacin de la inversin primer escenario .............. 127

FIGURA 4.2 Tiempo de recuperacin de la inversin segundo escenario .......... 128

FIGURA 4.3 Tiempo de recuperacin de la inversin tercer escenario ............... 129


19/252

XIX

NDICE DE ANEXOS

CAPTULO 1

ANEXO 1.1. Carta GEN - 9. Resistividad de soluciones salinas ......................... 137

ANEXO 1.2 Resultados petrofsicos por pozo..................................................... 138

ANEXO 1.3 Resultados de BUILD UP ................................................................ 144

CAPTULO 2

ANEXO 2.1Diagramas de completacin de cada pozo ...................................... 147

ANEXO 2.2Completacin y pruebas iniciales .................................................... 170

ANEXO 2.3 Resumen de trabajos de reacondicionamiento para cada pozo ...... 174

CAPTULO 3

ANEXO 3.1 Tablas de correlaciones PVT ........................................................... 194

ANEXO 3.2 Correlaciones de flujo multifsico vertical ........................................ 199

ANEXO 3.3 Localizacin de los pozos en el campo Yuca................................... 200

ANEXO 3.4 Ecuacin PSEUDOSTEADYSTATE................................................. 202

ANEXO 3.5 Curvas de declinacin de produccin por pozo y arena .................. 203

CAPTULO 4

ANEXO 4.1 Incremento de produccin mensual incluida la declinacin ............. 224

ANEXO 4.2 Resultados de la evaluacin econmica para el Primer escenario .. 225

ANEXO 4.3 Resultados de la evaluacin econmica para el segundo escenario226

ANEXO 4.4 Resultados de la evaluacin econmica para el tercer escenario ... 227


20/252

XX

SIMBOLOGA

Smbolo Definicin

API: American Petroleum Institute

BAPD: Barriles de agua por da

BES, ESP: Bombeo elctrico sumergible

BF: Barriles fiscales

BFPD: Barriles de fluido por da

BIPD: Barriles inyectados por da

Bls: Barriles

BPPD: Barriles de petrleo por da

BSW: Basic sediments and water

CEPE: Corporacin Estatal Petrolera Ecuatoriana

C: Compresibilidad

Co: Compresibilidad del petrleo

Fnck: Flujo neto de caja

Fr: Factor de recobro

Ft: PiesFt3: Pies cbicos

GOR: Razn gas petrleo

gr: Gramos

HCL: Acido clorhdrico

HI: Arenisca Holln Inferior

HS: Arenisca Holln Superior

Hz: HertzK: Permeabilidad

Kg: kilogramo

Km: Kilmetros

m: metros

md: Milidarcy

mp: Medio punzonado

l: Litro


21/252

XXI

lb: Libra

MD: Profundidad medida

MM: Millones

M: Miles

Ni: Reservas iniciales

Np: Reservas producidas

OFM: OIL FIELD MANAGER

P: Presin

Pb: Presin de burbuja

PCS: Pies cbicos estandar

Pi: Presin inicialPOES: Petrleo original en sitio

PR: Presin de Reservorio

Psep: Presin del separador

PVT: Presin, volumen y temperatura

Pwf: Presin de fondo fluyente

Pws: Presin esttica de yacimiento

Q,q: CaudalR: Resistividad

Rs: Solubilidad del gas

Rw: Resistividad del agua de formacin

Sg: Saturacin de gas

So: Saturacin de petrleo

Sw: Saturacin de agua

T: TemperaturaTI: Arenisca T Inferior

TS: Arenisca T Superior

TIR: Tasa interna de retorno

TIRm: Tasa interna de retorno mensual

TVD: Profundidad vertical verdadera

UI: Arenisca U Inferior

US: Arenisca U Superior

USD: Dlares


22/252

XXII

UTM: Universal Transverse Mercator

V: Volumen

VAN: Valor actual neto

: Porosidad

o: Factor volumtrico de petrleo

oi: Factor volumtrico de petrleo a la presin inicial

ob: Factor volumtrico de petrleo a la presin de

burbuja

g: Factor volumtrico de gas

w: Factor volumtrico de agua

: Densidad del petrleo

: Densidad del petrleo a la presin de burbuja

: Densidad del gas

: Viscosidad

o: Viscosidad del petrleo

ob: Viscosidad del petrleo a la presin de burbuja

w: Viscosidad del agua

: Gravedad especfica del gas

: Gravedad especfica del Petrleo

Z: Factor de compresibilidad


23/252

XXIII

RESUMEN

El proyecto de titulacin tiene como objetivo incrementar la produccin de petrleo

en los pozos del campo Yuca operado por EP PETROECUADOR, mediante

Anlisis Nodal de pozos productores, calculo de reservas y anlisis de pozos

cerrados. El proyecto consta de 5 captulos.

El capitulo 1 presenta aspectos generales del campo Yuca, ubicacin, descripcin

geolgica y estratigrfica, tambin caracteriza los reservorios considerando las

propiedades de los fluidos y de la roca, obtenidos por medio de anlisis PVT y

anlisis de ncleos respectivamente.

El capitulo 2 presenta informacin de pruebas iniciales, historial de

reacondicionamientos, pruebas de presin (Build Up), historial de produccin y

datos oficiales de reservas remanentes; informacin usada para determinar el

estado actual de los pozos, la presin de reservorio promedia por pozo y describir

los mecanismos de produccin de los reservorios. Adicionalmente se define el

sistema de produccin (Bombeo Elctrico Sumergible) utilizado por todos lospozos del campo.

El captulo 3 describe el software PIPESIMTMy la tcnica de Anlisis Nodal como

parte del estudio para incrementar la produccin de petrleo. Se realiz un

anlisis de las reservas remanentes mediante el software Oil Field Manager y el

anlisis de pozos cerrados, por ltimo se detalla la propuesta tcnica que permite

alcanzar el objetivo planteado.

Partiendo de la propuestas tcnica realizada a cada pozo, en el capitulo 4 se

presenta el anlisis econmico con tres escenarios que determina la factibilidad

del proyecto. Finalmente en el capitulo 5 se sintetizan las conclusiones y

recomendaciones obtenidas en el presente proyecto.


24/252

XXIV

PRESENTACIN

En busca de mecanismos que contribuyan con la ardua labor de incrementar la

produccin del campo Yuca operado por EP Petroecuador, se plantea el presente

proyecto titulado ESTUDIO TCNICO ECONMICO PARA INCREMENTAR LA

PRODUCCIN DE PETRLEO EN EL CAMPO YUCA

El proyecto tiene como finalidad presentar una propuesta tcnica para

incrementar la produccin de petrleo acorde con las condiciones actuales,

analizando los parmetros petrofsicos de la roca y anlisis PVT de fluido, el

estado de los pozos, la historia de produccin, pruebas iniciales y reservas de

cada pozo.

La propuesta tcnica se realiza para cada uno de los pozos evaluando los

resultados del anlisis nodal, del clculo de reservas y de pruebas iniciales.

La rentabilidad econmica del proyecto se determina con la estimacin del valor

actual neto (VAN), la tasa interna de retorno (TIR) y la relacin beneficio/costo.

Para determinar los valores previamente mencionados se considera el valor

incrementado de produccin de la propuesta tcnica y los costos de los trabajos

propuestos.

El proyecto finaliza sintetizado a travs de las conclusiones y recomendaciones.


25/252


26/252

2

1.2 UBICACIN

El campo Yuca se encuentra ubicado superficialmente en coordenadas UTM

9954000 m 297000 m W,9954000 m 307000 m E,9944000 m 297000 m W,

9944000 m 307000 m E, localizado al Nororiente del Ecuador, en la parte sur de

la Cuenca Oriente, en la Provincia Francisco de Orellana, Cantn Coca a 260 Km

al Oeste de Quito, aproximadamente 80 Km al sur de la ciudad de Nueva Loja, al

noreste limita con el ro Napo en el sector de Primavera, se halla localizado entre

los campos Culebra-Yulebra y Primavera (Ver Figura 1.1).

FIGURA 1.1Mapa de ubicacin del campo Yuca

Fuente: EP Petroecuador


27/252

1.3 ASPECTOS GEO

1.3.1 DESCRIPCIN ES

Se trata de una estructu

ellos ubicado al norte c

un cierre de alrededor d

relieve muy suave, algo

evidencia la deformaci

La formacin Holln es

mismas que fueron par

cretcica.1

FIGURA 1.2Edad estru

Fuente: EP Petroecuador.

1Patrice Baby,Marco RivadeneirOctubre de 2004, pag 271.

GICOS

RUCTURAL DEL CAMPO.

a de orientacin N-S integrada por dos

n un cierre estructural cercano a los 7

e 30, en la Figura 1.2, se presenta co

asimtrico, desarrollado en el Mastric

sin-tectnica de la formacin Tena.

t afectada por fallas normales sin-s

cialmente invertidas durante el episodi

tural del campo Yuca

a, Roberto Barragn, La cuenca oriente: Geologa

3

ltos, el mayor de

y el del sur con

o un anticlinal de

tiano-Paleoceno,

edimentarias, las

de transpresin

y Petrleo, 1a edicin,


28/252

4

1.3.2 DESCRIPCIN ESTRATIGRFICA DE LOS YACIMIENTOS

Las caractersticas de las rocas reservorio de este campo son muy poco

conocidas, por cuanto se dispone de pocos ncleos centrales de corona cortados

en el campo y solo se ha conservado una pequea parte de ellos.

A continuacin se hace una breve descripcin sedimentolgica y estratigrfica de

las unidades que comprenden los principales reservorios de hidrocarburos: las

areniscas de las formaciones Holln y Napo inferior que componen los ciclos

arenosos T y U (Ver Figura 1.3 y 1.4).

FORMACIN HOLLN (Aptiano Superior - Albiano Medio).

Es una arenisca de grano medio a grueso, con estratificacin cruzada, presenta

intercalaciones escasas de lutitas arenosas carbonatadas y arenas negras

impregnadas de crudo. Se divide en dos unidades principales Holln inferior y

Holln superior:

Holln inferior

Est formada por areniscas de grano grueso y es de ambiente continental. Son

depsitos fluviales de relleno de valles seguido por una depositacin de ros

entrelazados y diacrnicos de planicies aluviales que se desarrollan hacia el oeste

de la Cuenca. Este sistema pasa a ser progresivamente de tipo de llanura de

inundacin por la influencia de la transgresin marina.

Holln superior

Es producto de un sistema de baja energa donde se observa una transgresin

marina desarrollada en un ambiente de tipo estuarino y cubierto por facies de

plataforma marino somero. Esta formacin es atravesada en su totalidad por el

pozo exploratorio Yuca 01, con un espesor promedio de 300 pies.


29/252

5

FORMACIN NAPO (Albiano Medio Santoniano).

Consiste de una serie variable de calizas, grises a negras, intercaladas con

areniscas calcreas y lutitas negras. Descansa concordantemente sobre la

formacin Holln y est cubierta por las capas rojas de la formacin Tena con

ligera discordancia erosional. Los intervalos de inters dentro de campo Yuca son:

Arenisca T

Segn la descripcin del ncleo del pozo Yuca 10 cortado en la arenisca T, se

describe como una arenisca de grano fino a medio con laminacin planar yripples, con abundantes detritos carbonaticos, en el pozo Yuca 12, se presenta

como una arenisca glauconitica y un complejo laminado de lodolita/limolitico. Con

un espesor total de 190 pies a 200 pies aproximadamente que incluye a la zona

caliza B, en la cual se puede fcilmente diferenciar tres unidades superpuestas:

T Inferior que comprende los principales reservorios y en la que las variaciones

laterales de facies son muy importantes.

T Superior en esta arena los reservorios tiles estn pocos desarrollados y son

muy variables.

Caliza B definida como un marcador regional.

Arenisca U.

Suprayace sobre una zona relativamente compacta de arcillas y de areniscas

arcillosas y carbonatadas, la parte superior de la zona U est constituida por una

parte detrtica densa con un espesor cercano a los 70 pies compuesto de una

alternancia entre arcillas y rocas carbonatadas y por una parte carbonatada que

corresponde a la Caliza A, su espesor puede alcanzar hasta 80 pies, no presenta

ninguna caracterstica de reservorio, al contrario constituye un buen marcador

litoestratigrfico.


30/252

La parte inferior es sim

valles incisos sobre un l

FIGURA 1.3Columna cr

FUENTE: EP Petroecuado

FORMACIONES: TE (Tena), HSM2); CA (caliza A); US, UI (Areniinferior).

CORTES SECUENCIALES: SCC(Superficie de Mxima InundacinSecuencia Caliza M2); LSBT(Limi

ilar a la unidad inferior de T y repres

mite de secuencia.

ono estratigrfica del campo Yuca

r.

NOMENCLATURA ESTANDARIZADA

(Holln superior). MIEMBROS: BT (Basal Tena); CM1 (Caca U Superior e Inferior); MCB (Marcador Caliza B); TS, TI

(Superficie de Mxima Inundacin Caliza C); LST (LimiteCaliza B); LSU(Limite de Secuencia U);BCA(Base Caliza

te de Secuencia Basal Tena).

6

nta el relleno de

liza M1); CM2 (Caliza(Arenisca T superior e

de Secuencia T); SCBA); LSCM2(Limite de


31/252

7

FIGURA1.4Columna estratigrfica de la Cuenca Oriente

Fuente:EP Petroecuador.


32/252

8

1.4 CARACTERIZACIN DEL RESERVORIO

1.4.1 PROPIEDADES DE LA ROCA

En este estudio se considerar propiedades de la roca que pueden medirse y son

tiles para caracterizar los reservorios del campo Yuca.

1.4.1.1 Porosidad ()

Es el espacio poroso por unidad de volumen de roca; en otras palabras, es la

fraccin del volumen total de una muestra que se encuentra ocupada por

espacios vacos.

1.4.1.2 Permeabilidad (k)

La permeabilidad de una roca de acumulacin puede definirse como la

conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca presenta para

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

1.4.1.3 Resistividad (R)

Es la resistencia a la corriente elctrica presentado por un volumen unitario de

roca.

1.4.1.4 Resistividad del Agua de Formacin (RW)

Es la resistencia elctrica del agua que llena el espacio del poro en la roca.

El valor de RWvara con la salinidad del agua y la temperatura.


33/252

9

1.4.1.5 Saturacin de Agua (SW)

Es el porcentaje del espacio poroso lleno de agua.2

1.4.1.6 Resultados de Anlisis de Ncleos

Los ncleos son muestras geolgicas extradas a diferentes profundidades

durante la perforacin de un pozo mediante brocas de corona, los cuales luego de

un anlisis realizado en el laboratorio (anlisis convencional de ncleos de corona

y contenido de fluidos), determinan parmetros petrofsicos y geolgicos de la

roca.

Para efectos de estudio del campo Yuca, se tomaron muestras en los pozos:

Yuca 02, Yuca 13 y Yuca 17 (Ver Tabla 1.1).

TABLA 1.1Resultados del anlisis convencional de ncleos de corona

POZO FECHA ARENA

INTERVALO

(ft)

POROSIDAD

PERMEABILIDAD

(md)

DENSIDAD

DE

GRANO

(gr/cc)

Yuca 02 Apr-07 T Sup 9767-9795 10.87 36.44 2.676

Yuca 13 Sep-05 T Inf 9792-9821 12.14 362.61 2.702

Yuca 17 Feb-03 U Inf 9545-9550 17.574 1570.524 2.625

Yuca 17 Nov-02 HOLLN 9956-9977 13.956 424.935 2.68

Fuente:Coordinacin de Desarrollo. EP Petroecuador.

Elaborado por:Darwin Calvopia; Daniel Palma.

1.4.1.7 Contenido de Fluidos

Este anlisis es empleado para el clculo de volmenes de agua e hidrocarburos

existentes en el ncleo, se realiza aplicando el mtodo de la retorta, mediante la

destilacin de los fluidos, para esto previamente se procede a obtener muestras

de aproximadamente 100 gr. del centro del ncleo.

2AGILA TATIANA, CEVALLOS ANABELA, Estudio tcnico econmico para incrementar la produccin en elbloque 27, 2010, pag 12.


34/252

10

En la Tabla 1.2 se puede apreciar las saturaciones y la densidad de grano

promedio para las distintas arenas productoras.

TABLA 1.2Resultado de contenido de fluidos

POZO FECHA ARENAINTERVALO

(ft)

So

(%)

Sw

(%)

DENSIDAD

DE

GRANO

(gr/cc)

YUCA 02 Jul-79 U inf 9539-9567 28,9026 18,744 2,59796

YUCA 02 Jul-79 T sup 9767-9787 8,252 48,258 2,5478

YUCA 13 Jul-95 U 9554-9582 15,63 25,47 2,2017

YUCA 13 Jul-95 T inf 9801-9806 6,51 51,85 2,4987

YUCA 17 Jun-01 U inf 9542-9551 17,78 14,67 2,1812

YUCA 17 Jun-01 HOLLN 9956-9979 15,64 22,94 2,2376

Fuente:Coordinacin de Desarrollo. EP Petroecuador.


1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

1.4.2.1 Presin de burbuja (Pb)

La presin de burbuja de un hidrocarburo es la presin ms alta a la cual las

primeras molculas de gas salen de solucin y forman una burbuja de gas. Esta

presin depende en parte de las propiedades del fluido. El gas y el aceite

conforman una mezcla de mltiples componentes y las cantidades de gas-aceite

estn determinadas por un equilibrio gas-lquido

3

.

1.4.2.2 Razn gas petrleo (GOR)

Es el volumen total de gas producido por da dividido por el volumen total de

petrleo producido por da, las unidades de GOR son PCS/BF. El GOR de

produccin es calculado en la superficie, por lo tanto se considera que todo el gas

existente se encuentra en estado libre.

3Centrilift Baker Hughes, Manual de Bombeo Electro Sumergible, Capitulo I pag 1-8.


35/252

11

BF

PCS

produced)oilof(Volumeq

produced)gasof(Volumeq=GORProd

o

s @STP (Ec 1.1)

libreGas)(RGORSolGORProd S += (Ec 1.2)

La cantidad de gas que existe en solucin se expresa como Sol GOR o Rs, la

magnitud de este valor vara dependiendo de la presin, temperatura, gravedad

del aceite y la densidad del gas.

1.4.2.3 Factor volumtrico del petrleo (O)

Por lo general el volumen de petrleo producido en la superficie es menor que el

volumen de petrleo que fluye al fondo del pozo desde el yacimiento. Este cambio

en volumen se debe principalmente a la perdida de presin desde el fondo del

pozo hasta la superficie.

1.4.2.4 Viscosidad del petrleo (o)

Es una medida de la resistencia interna de los lquidos al flujo, dicha resistencia

proviene de la friccin interna que resulta de los efectos combinados de cohesin

y adhesin. La viscosidad de los derivados del petrleo se expresa normalmente

en trminos del tiempo requerido por un volumen especfico del lquido en pasar a

travs de un orificio de tamao determinado.

Se distinguen tres tipos de viscosidad dependiendo de la presin a la que se

encuentra. La viscosidad del aceite a temperatura atmosfrica cuando no contiene

gas en solucin (Dead Oil), se conoce como dead oil viscosity. Cuando el aceite

se encuentra saturado13 con gas, se le conoce como viscosidad del aceite

saturado o saturated viscosity. Cuando el aceite se encuentra a una presin por

encima de su punto de burbuja (P>Pb) se dice que la viscosidad del aceite es de

bajo nivel de saturacin o under saturated viscosity.4

4Centrilift Baker Hughes, Manual de Bombeo Electro Sumergible, Capitulo I pag 1-13.


36/252

12

1.4.2.5 Densidad del petrleo (o)

Densidad es la masa de una sustancia por unidad de volumen, se mide en

kilogramos por litro o en libras por pie cbico. La densidad del agua es 62.4 lb/ft3o

1.00 kg/l a condiciones estndar. La densidad del aire es 0.0752 lb/ft3o 0.001207

kg/l.

La densidad del petrleo (o) varia de acuerdo a los cambios en temperatura y

presin, al igual que a los cambios en la cantidad de gas en solucin. Si el punto

de inters se encuentra por encima de la presin del punto de burbuja (P b) todo el

gas disponible se encuentra en solucin, por lo tanto un incremento de la presin

simplemente comprimir el lquido aumentando su densidad. Cuando la presin

de inters se encuentra por encima del punto de burbuja, la densidad del petrleo

se puede calcular de la siguiente forma:

( )[ ]boobo P-PCEXP= (Ec 1.3)

Donde:

ob = Densidad del petrleo a la presin de burbuja.

Co = Compresibilidad isotrmica del petrleo, 1/psi.

Si la presin se encuentra por debajo del punto de burbuja, la densidad del

petrleo se puede calcular teniendo en cuenta que parte del gas se encuentra en

estado libre y parte del gas se encuentra en solucin.

o

o g s =

+ 0.0764 R56146 62 4

56146

. .

.

Bo (Ec 1.4)

Donde:

g = Gravedad especfica del gas.


37/252

13

Rs = Gas en solucin (Sol GOR), scf/STB.

Bo = Factor volumtrico de la formacin, bbl/STB.

62.4 = Densidad del agua a condiciones estndar, lbm/ft3

0.0764 = Densidad del aire a condiciones estndar, lbm/scf.

5.6146 = Pies cbicos por barril.

La densidad del gas (g) se puede calcular usando la ecuacin de estado para un

gas:

PV = ZnRT (Ec 1.5)

La relacin entre el nmero de moles, el peso molecular del gas libre y la masa

del gas es la siguiente:

n =m

29

m

V =

P

Z R Tgf

gf

29

(Ec 1.6)

Por lo tanto la densidad del gas se puede calcular de la siguiente forma:

g Z T=

2.7

P gf

(Ec 1.7)

Donde:

P = Presin, psia.

V = Volumen, ft3

.Z = Factor de compresibilidad.

n = Nmero de moles.

R = Constante universal de gas (10.73).

M = Masa, lb.

T = Temperatura, oR.

gf = Gravedad especfica del gas libre.


38/252

14

1.4.3 PROPIEDADES PETROFSICAS

Los valores oficiales de las caractersticas petrofsicas por pozo fueron

proporcionados por EP Petroecuador (Ver Anexo 1.2), obtenidos mediante la

interpretacin de los registros elctricos de cada pozo con ayuda del software

Interactive Petrophysics TM; para entender de mejor manera el proceso de anlisis

realizado por EP Petroecuador en el estudio se presenta la descripcin de

ecuaciones utilizadas y terminologa aplicada.

Los parmetros presentes en el sumario petrofsico son (Ver Tabla 1.4): porosidad

(Phi), saturacin de agua (SW), volumen de arcillas (VCL), espesor de arena(Gross) y espesor neto de petrleo (Net) para cada una de las arenas de inters

presentes en los pozos evaluados.

1.4.3.1 Espesor de la Arena

Se define como el espesor dentro de los lmites de tope y base obtenidos del

registro elctrico para cada zona de inters.

1.4.3.2 Espesor Neto

Se define como la cantidad de pies cuya saturacin de petrleo, porosidad,

volumen de arcilla se encuentran en valores comprendidos dentro de rangos que

permitan definir el reservorio como productivo 8% porosidad >50 So


39/252

15

Perfil de Densidad de Formacin

(Ec. 1.8)

Donde:

D = Porosidad del perfil de densidad de formacinma = Densidad de la matriz, g/cm

3

b = Densidad registrada por la herramienta, g/cm3

f =Densidad del fluido, g/cm3

Perfil Snico

(Ec. 1.9)Donde:

S = Porosidad del perfil snicotlog = Tiempo de trnsito registrado por la herramienta, s

tma = Tiempo de trnsito de la matriz, s

tf.= Tiempo de trnsito del fluido, s

Perfil Neutrnico

El registro proporciona una medida directa de porosidad, expresada en fraccin.

La porosidad que se obtiene de las ecuaciones es la porosidad total, es decir, la

fraccin de la unidad de volumen de la formacin ocupada por fluidos, que son:

agua adherida a las arcillas, agua libre e hidrocarburos5.

5CRUZ Efran, Interpretacin de registros de pozos a hueco abierto, Schlumberger 2002


40/252

16

Uno de los principales problemas en la lectura de los registros, es la presencia de

arcilla, por lo tanto los valores de porosidad deben ser corregidos para obtener la

porosidad efectiva, volumen de poros interconectados o espacio ocupado en una

roca que contribuya al flujo de fluidos o permeabilidad en un reservorio6,

mediante las siguientes ecuaciones:

Perfil de Densidad de Formacin

(Ec. 1.10) Perfil Neutrnico

(Ec. 1.11) Perfil Snico

(Ec. 1.12)

Donde:

e = Porosidad efectivaVCL = Contenido de arcilla determinado a partir de un indicador de arcillas.D, N, S = Porosidad obtenida del respectivo perfil.DCL, NCL, SCL = Porosidad aparente del respectivo perfil en unaformacin arcillosa.

La porosidad aparente en una formacin arcillosa puede determinarse mediante la

lectura del perfil respectivo en arcillas cercanas7.

Una combinacin de los perfiles de porosidad permite obtener resultados ms

confiables. Mediante el modelo de porosidad Neutrn - Densidad de Formacin se

puede hacer un clculo de la porosidad efectiva mediante las expresiones:

6http://www.glossary.oilfield.slb.com7ANDRADE FIDEL, Actualizacin de reservas y prediccin del comportamiento productivo de los camposCulebra-Yulebra, 2009,pag. 27.


41/252

17

(Ec. 1.13)

1 (Ec. 1.14)

Donde:

T = Porosidad totale = Porosidad efectivaN = Porosidad obtenida a partir del perfil neutrnico

D = Porosidad obtenida a partir del perfil de densidad de formacin

8

1.4.3.4 Saturacin de Agua (Sw)

Para el clculo de la saturacin de agua existen varios mtodos: Archie (para

arenas consolidadas); Simandoux (evaluacin de calizas); entre otros. Para este

estudio se utiliz el modelo de Indonesia, puesto que para las arenas de la

Cuenca Oriente es el que mejor se adapta a la naturaleza laminada de la

distribucin de arcilla, la cual afecta en forma directa los valores de Rty Sw.

Modelo de Archie:

n

t

m

e

ww

R

aRS

1

=

(Ec. 1.15)

Donde:

Sw = Saturacin de agua

A = Factor de cementacin

e = Porosidad efectiva

Rw = Resistividad del agua

m = Exponente de cementacin

Rt = Resistividad total de la formacin

n = Exponente de saturacin

8GARCIA JULIO, RODRGUEZ PAULO, Actualizacin de reservas del campo Cononaco, 2011, pg 37


42/252

18

Modelo de Simandoux:

wwcl

m

e

cl

cl

RRVR

V 11

142

2

+=

(Ec. 1.16)

wcl

m

e

cl

cl

w

RV

R

V

S1

12

+

=

(Ec. 1.17)

Donde:

= Constante deltaVCL = Volumen de arcillosidad

RCL = Resistividad de la arcilla

Modelo de Indonesia:

(Ec. 1.18)

Donde:

Sw = Saturacin de agua

Rw = Resistividad del agua

Rt = Resistividad de la zona virgenRCL= Resistividad de la arcilla

VCL= Volumen de arcillae = Porosidad efectivaa = Factor de cementacin

m = Exponente de cementacin

n = Exponente de saturacin


43/252

19

El factor de cementacin (a) es un indicador de la regularidad de la geometra de

los poros, el exponente de cementacin o porosidad (m) refleja la dificultad del

paso de fluidos por el espacio poroso interconectado, el exponente de saturacin

(n) expresa el incremento de la resistividad debido a la distribucin de fluidos no

conductivos (petrleo-gas) en los espacios porosos9.

1.4.3.5 Resistividad del Agua (Rw)

La resistividad del agua (Rw) es un factor que nos permite calcular la saturacin

de fluido presente en el reservorio.

Para calcularla, en este caso, se utiliz datos de salinidad, temperatura y

profundidad de la formacin, utilizando la siguiente ecuacin:

,, 0,0123 ,, (Ec. 1.19)Donde:

RwTf = Resistividad del agua a la temperatura de la formacin, ohm-m

Salinidad = del agua de formacin (vara de acuerdo al reservorio), ppm

Tsup = temperatura de superficie, F

Tf = temperatura de fondo, F

1.4.3.6 Salinidad

Para el uso de la carta Gen-6 (Anexo 1.1) es necesario conocer la temperatura

del reservorio y la salinidad expresada en partes por milln de Cloruro de Sodio

(ppm NaCl). Los datos de salinidad reportados por el Laboratorio de Corrosin se

expresan en partes por milln de ion Cloro (ppm Cl-), por lo tanto, deben ser

transformados (a ppm NaCl) multiplicndolos por un factor de 1.65.

9CARAGUAY NYDIA, Actualizacin De Reservas Y Prediccin Del Comportamiento Productivo Del CampoYuca, 2005


44/252

20

En el estudio elaborado se calcul un valor promedio de salinidad para cada

arena en funcin de los datos disponibles y se los mantuvo constantes para todos

los pozos. Los valores de salinidad utilizados se muestran en la Tabla 1.3.

TABLA 1.3Salinidades de los Yacimientos

Fuente: Laboratorio de Corrosin Auca


La Temperatura de fondo y de superficie utilizada en los pozos fue tomada del

encabezado de cada uno de los registros elctricos, y se calcul un gradiente

geotrmico (GG) para cada pozo, el mismo que se calcula con la siguiente

ecuacin:

(Ec. 1.20)Donde:

GG = Gradiente geotrmico, F/pie

Tf = Temperatura de fondo, F

Tsup= Temperatura de superficie, F

Prof.t= Profundidad total, pies

Se asume una densidad de la matriz de 2.65 g/cm3y la del fluido de 1 g/cm3. Los

valores de Resistividad del agua (Rw) fueron los determinados a partir de los datos

I () NC ()

HI 1337 2206

H 6233 10285

29761 49106

40841 67388

AENA ALINIDAD


45/252

21

de salinidad de los diferentes pozos adems de comparar con la tcnica de

PickettPlot, en las arenas limpias para cada uno de los pozos del campo.10

1.4.3.7 Volumen de Arcilla

El volumen de arcilla es un indicador que permite determinar si una arena es

limpia o no. Adems da un estimado de la cantidad de arcilla presente en una

formacin. El clculo de volumen de arcilla se lo realiz mediante las curvas GR y

Neutron-Density, dependiendo de las herramientas con las que se cuente en los

diferentes perfiles de los pozos.

Registros de Rayos Gama

La curva de Rayos Gamma permite estimar la fraccin de arcilla (VCL) en arenas

que no contienen materiales radioactivos, mediante la siguiente ecuacin:

V

(Ec. 1.21)

Donde:

VCL = Volumen de arcilla, fraccin

GR = Lectura del perfil frente al nivel o arena en estudio

GRclean = Lectura del perfil frente a una formacin considerada limpia

GRclay = Lectura del perfil frente a una arcilla o lutita vecina

Crossplot Densidad de Formacin Neutrnico

La combinacin de estos perfiles es de gran utilidad como indicador de arcilla,

cuando, independientemente de la distribucin, los parmetros de la matriz de la

formacin son conocidos y relativamente constantes11.

10GARCIA JULIO, RODRGUEZ PAULO, Actualizacin de reservas del campo Cononaco, 2011, pg. 36.11ANDRADE FIDEL, Actualizacin de reservas y prediccin del comportamiento productivo de los camposCulebra-Yulebra, 2009, pg. 24.


46/252

22

Para una formacin cualquiera tenemos que:

(Ec. 1.22)

(Ec. 1.23)Donde:

N = Porosidad del perfil neutrnico

D = Porosidad del perfil de densidad de formacin

e = Porosidad efectivaVCL = Volumen de arcillaNCL = Porosidad del perfil neutrnico frente a una arcilla o lutita vecina.DCL =Porosidad del perfil de densidad de formacin frente a una arcilla olutita vecina.

Resolviendo el sistema formado por las ecuaciones (1.22) y (1.23), obtenemos

e

y VCLsin tener en cuenta la distribucin o tipo de arcilla presente.

Para una evaluacin ms detallada se debe representar los valores obtenidos de

los perfiles de porosidad (bvs. No Dvs. N) sobre un grfico cruzado (Cross-Plot). ste mtodo proporciona buenos resultados cuando la matriz es caliza.

VCLAV (Promedio Gamma Ray Densidad Neutrn)

El VCLAV es obtenido realizando un promedio aritmtico entre el volumen de

arcilla calculado con el Gamma Ray y el calculado mediante Crossplot Densidad

de Formacin - neutrnico12

12GARCA JULIO, RODRGUEZ PAULO, Actualizacin de reservas del campo Cononaco, 2011,pg. 37.


47/252

23

1.4.3.8 Valores de corte (Cut Off)

Los valores de corte se definen como un valor especfico aplicado a los

parmetros del reservorio para separar la formacin en zonas de pago (zona de

inters)13. Los valores de corte, tanto de porosidad, volumen de arcilla y

saturacin de agua nos indican la calidad de reservorio que se tiene y permiten

establecer los lmites dentro de los cuales consideramos a los reservorios como

zonas de pago.

Los valores utilizados, por EP Petroecuador, para la evaluacin son los

siguientes:

Porosidad efectiva PHIE 0.08

Saturacin de Agua Sw0.50

Volumen de Arcilla Vsh0.50

1.4.4 RESULTADOS DE LAS CARACTERSTICAS PETROFSICAS DEL

CAMPO.

Se presenta el resumen de los parmetros petrofsicos (obtenidos del ltimo

estudio petrofsico realizado por EP Petroecuador) del campo utilizando tablas

dinmicas de Excel (Ver Tabla 1.4).

TABLA 1.4Resultado de las caractersticas petrofsicas del campo Yuca

DATOS PROMEDIOSARENA Gross Net Phi Sw VCL

BASAL TENA 30.213 0.000 ----- ----- -----

U SUPERIOR 80.131 8.060 0.193 0.378 0.311

U INFERIOR 35.631 25.429 0.166 0.181 0.167

T SUPERIOR 67.881 11.250 0.178 0.357 0.251

T INFERIOR 40.714 20.566 0.142 0.252 0.184

HOLLN SUPERIOR 36.000 14.143 0.135 0.333 0.262

HOLLN INFERIOR 123.107 21.381 0.152 0.335 0.164

Fuente: Coordinacin de Desarrollo EP Petroecuador.

Elaborado por: Darwin Calvopia; Daniel Palma.

13CONSENTINO LUCA, Integrated Reservoir Studies, Editorial Technip. Francia 2001. Pg. 139.


48/252

1.4.5 TOPES Y BASES

Del anlisis de registr

secuencial se definiero

principales reservorios

arenosos U y T, los mi

regionales de la caliza

por el marcador de la c

caliza C (Ver Tabla 1.5

estructural al tope de U i

FIGURA 1.5Mapa de co

Fuente: Coordinacin de

s elctricos, y aplicando los criterio

los topes y bases de las unidades q

e la Formacin Napo, que definen los

smos que se encuentran bien definido

, Caliza B y las areniscas de la formaci

urva litolgica del GR, que define el to

); y la ubicacin de los pozos en el

nferior se muestra en la Figura 1.5

ntorno estructural al tope del reservorio

esarrollo EP Petroecuador.

LEYENDA

POZOS PERFORADOS

POZOS PROPUESTOS

24

de estratigrafa

ue presentan los

principales ciclos

por marcadores

n Holln definido

e de la conocida

apa de contorno

inferior


49/252


50/252

26

1.4.6 RESULTADOS DE LAS CARACTERSTICAS PVT DEL CAMPO.

Las variables PVT (PRESIN-VOLUMEN-TEMPERATURA), se cambian

gradualmente con la finalidad de conocer el comportamiento de parmetros como:

la Presin de burbuja, Razn Gas en solucin-petrleo, Factor volumtrico del

petrleo, Viscosidad del petrleo, Densidad del petrleo.

Las muestras para estas pruebas de preferencia deben ser tomadas a

condiciones de yacimiento, ya que si son tomadas en superficie el petrleo puede

haber perdido importantes cantidades de gas con lo cual los resultados son

afectados.

En la Tabla 1.6, se presentan las principales propiedades de los fluidos de cada

uno de los reservorios.

TABLA 1.6Resultados del anlisis PVT

Fuente:Archivo Tcnico EP Petroecuador.


1.4.7 BUILD UP DE LOS POZOS

Son pruebas de incremento de presin realizadas a un pozo que ha estado

produciendo por un periodo de tiempo, luego del cual es cerrado. Las presiones

de fondo durante el cierre son monitoreadas y grabadas, posteriormente se

descargan a un software de anlisis de presiones con la finalidad de estimar

propiedades de la roca, fluido y pozo tales como: la permeabilidad de la

formacin, presin del reservorio, presin de fondo fluyente, dao causado a la

formacin durante la perforacin y completacin del pozo, ndice de productividad,etc. (Ver Anexo 1.3).

AEA () B (B/BF) () B

(B/BF)

G

(C/B)

01 HLLIN 4749 1,07773 6,4 160 1,1051 50

01 HLLIN I 4332 1,07773 6,2 160 1,1051 50

01 4011 1,145 3,04 820 1,164 197

02B 4040 N 29,7 860 1,12 131

07 3800 1,1375 14,77 820 1,1673 124


51/252

27

1.4.7.1 Presiones.

Las presiones a lo largo de la historia productiva del campo han sido obtenidas de

pruebas de Build Up que se llevaron a cabo en diferentes etapas de la vida del

campo, basados en estos anlisis se pudo establecer una relacin de presin vs

tiempo para cada arena productora (Ver Figuras 1.6, 1.7, 1.8).

FIGURA 1.6Historial de presiones de reservorio para la arena U

Fuente:Coordinacin de Desarrollo EP Petroecuador.


FIGURA 1.7Historial de presiones de reservorio para la arena T

Fuente:Coordinacin de Desarrollo EP Petroecuador.Elaborado por:Darwin Calvopia; Daniel Palma.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

AEA

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

AEA


52/252

28

FIGURA 1.8Historial de presiones de reservorio para la arena HOLLN

Fuente:Coordinacin de Desarrollo EP Petroecuador.


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

AEA H


53/252

29

CAPITULO 2

ANLISIS DE LA SITUACIN ACTUAL DEL CAMPO

YUCA

2.1 TIPOS DE COMPLETACIN

Existen dos tipos de completaciones para los pozos que se han perforado en el

Campo Yuca: verticales y direccionales (Ver Anexo 2.1).

2.1.1 POZOS VERTICALES

Son aquellos que se perforan perpendicularmente a un plano horizontal del

yacimiento con un ngulo de inclinacin entre 0 y 7 grados respecto a la vertical,

estos pozos ayudan a producir a lo ancho del pozo.

En el Campo Yuca existen 18 pozos verticales que son: Yuca 01, Yuca 01B,

Yuca 02 , Yuca 02B, Yuca 03, Yuca 04, Yuca 05, Yuca 06, Yuca 07, Yuca 08,

Yuca 09, Yuca 10, Yuca 12, Yuca 13, Yuca 14, Yuca 15, Yuca 16, Yuca 17, los

cuales fueron perforados hasta una profundidad aproximada de 10100 pies (MD)

completados con casing de revestimiento superficial de 10 3/4, casing deproduccin de 7 y tubera de produccin de 3 .

2.1.2 POZOS DIRECCIONALES

Son pozos perforados con un ngulo de inclinacin respecto a la vertical entre 7 y

60 grados (perforacin desviada).


54/252

30

En el Campo Yuca existen 7 pozos direccionales que son: Yuca 19D, Yuca 20D,

Yuca 21D, Yuca 22D, Yuca 23D, Yuca 24D, Yuca 25D, los cuales fueron

perforados hasta una profundidad aproximada de 10600 pies (MD) completados

con casing de seguridad de 20, casing de revestimiento superficial de 13 3/8,

casing intermedio de 9 5/8, liner de produccin de 7, tubera de produccin de 3

.

2.1.3 PRUEBAS INICIALES

Las pruebas iniciales contienen datos de la produccin de agua y petrleo del

pozo en sus inicios, intervalos perforados y otros parmetros de importancia. Laspruebas de produccin correspondientes a este campo (Ver Anexo 2.2).

2.2 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

Los historiales de reacondicionamiento o workover permiten conocer el

comportamiento de los pozos de petrleo desde que inicio su explotacin,

comenzando con la completacin de los mismos hasta su tratamiento pararestaurar o incrementar la produccin a travs de diferentes trabajos de

reacondicionamiento; los ms frecuentes para el campo Yuca son: cambio de

bombas electrosumergibles, cementaciones o squeeze para el control de avances

de agua, punzonamientos y repunzonamientos a las zonas de inters,

estimulaciones con HCl, pesca de equipos desplazados, cambio de completacin

por comunicacin tubing-casing, tratamientos antiescala, entre otros.

En el Anexo 2.3 se presenta un resumen de los trabajos de reacondicionamiento

realizados.

2.3 SISTEMAS DE PRODUCCIN

El Sistema de Produccin del Campo Yuca es nicamente por Bombeo

Electrosumergible. Cabe mencionar que para este proyecto de titulacin no seconsidera un cambio de sistema de produccin por los altos costos que esto


55/252

31

conllevara; todas las propuestas para incrementar la produccin de petrleo que

posteriormente se plantean estn basadas en el sistema anteriormente

mencionado.

2.3.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El sistema de bombeo electrosumergible tiene como funcin principal

proporcionar energa adicional al fluido proveniente del yacimiento mediante la

rotacin centrfuga de bombas multi-etapas, en donde el caudal es controlado

mediante el uso de variadores de frecuencia instalados en la superficie.

Este mtodo puede utilizarse para producir fluidos de alta viscosidad, crudos con

gas y pozos con alta temperatura.

El sistema de bombeo electrosumergible es un mecanismo integrado de

levantamiento artificial, considerado como un medio eficiente y econmico para

producir altos volmenes de fluido a grandes profundidades en una variedad de

condiciones de pozo.

2.3.1.1 Principio de funcionamiento.

Utiliza una bomba centrfuga ubicada en el subsuelo para levantar fluidos

aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estacin de flujo.

Se basa en el principio de centrifugacin de fluidos, un rotante gira a altavelocidad y expulsa el fluido hacia la periferia del rotor donde es ingresado a una

tubera de descarga, este tipo de bombas tienen diferentes estados de

centrifugacin, es decir, no es un solo rotor, si no varios que colocados en formas

sucesivas uno sobre el otro y alimentndose entre ellos para ganar mayor

presin.


56/252

32

2.3.1.2 Ventajas Y Desventajas del sistema de bombeo electrosumergible

Ventajas:

Los costos de levantamiento para grandes volmenes son bajos.

Puede ser usado en pozos verticales y desviados.

Pueden manejar grandes tasas de produccin.

Requiere de un bajo mantenimiento.

Se facilita el monitoreo de presiones y temperaturas de fondo del hoyo, a

travs del uso de sensores.

Puede ser manejado en pozos con grandes cortes de agua y baja relacingas-lquido.

Alta resistencia en ambientes corrosivos dentro del hoyo

Fcil aplicacin de tratamientos contra la corrosin y formaciones de

escala.

Desventajas:

Es imprescindible la corriente elctrica, se requiere de altos voltajes.

Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas.

Los cables dificultan el corrido de la tubera de produccin.

No es recomendable usar cuando hay alta produccin de slidos.

No es funcional a altas profundidades debido al costo del cable, a posibles

problemas operacionales y a los requerimientos de alta potencia de

superficie. Con la presencia de gas libre en la bomba, no puede funcionar ya que

impide el levantamiento.

Las bombas estn afectadas por: temperatura de fondo y produccin de

arena.


57/252

2.3.1.3 Descripcin del E

Un sistema de bombe

principales:

Equipos de Supe

Equipos de Subs

Cables

La Figura 2.1 muestra

de los sistemas de supe

FIGURA 2.1Diagrama e

Fuente: Centrilift.

uipo del Sistema de Bombeo Electrosume

o electrosumergible se puede dividir

ficie

elo

n diagrama esquemtico de los equip

ficie y de fondo.

squemtico de los equipos de superficie

33

gible

en tres grupos

s que conforman

y fondo


58/252

34

Equipos de superficie

El equipo tpico de superficie comprende de un transformador primario, un panel

de control del motor (Switchboard o variador de frecuencia), un transformador

secundario (en caso de que se use un variador de frecuencia), una caja de venteo

y un cabezal del pozo.

Cabezales.- Tienen el propsito de suspender el revestidor (casing) y la sarta de

tubera de produccin, aislar anulares entre revestidor y tubing y proveer un medio

de conduccin entre el pozo y las conexiones de superficie.

Pueden ser de varios tipos, de los cuales, los ms comnmente utilizados son:

Tipo Hrcules, para baja presin

Tipo Roscado, para alta presin

Transformador primario.- Este componente se utiliza para reducir el voltaje de la

fuente primaria a un voltaje que pueda ser manejado por el panel de control o porel variador de frecuencia. Se puede utilizar un solo transformador trifsico o un

conjunto de tres transformadores monofsicos.

Panel de Control.- Es el componente desde el que se gobierna la operacin del

motor en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control que se desea

tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos al

tablero, este puede consistir en un arrancador de motor, proteccin porsobrecarga y baja carga, una llave manual para desconectarlo, retardo en el

tiempo y un ampermetro registrador. Este panel entrega el voltaje requerido por

el motor de fondo.

Variador de frecuencia.- Es un dispositivo diseado e instalado para cambiar la

frecuencia de la corriente que alimenta al motor, por lo tanto modificar su

velocidad angular para obtener un rendimiento ptimo del equipo

electrosumergible. El rango de ajuste de la frecuencia es de 30 Hz a 90 Hz, lo que


59/252

35

implica un amplio rango de velocidades y por lo tanto de caudales que se pueden

manejar con un mismo equipo de fondo. Si se utiliza un variador, un

transformador secundario ser requerido, puesto que el voltaje entregado no es el

que requiere el motor de fondo.

Transformador secundario.- Se lo utiliza si se instala un variador de frecuencia,

para elevar el voltaje hasta los requerimientos del motor. Puede ser un solo

transformador trifsico o un banco de tres transformadores monofsicos.

Caja de venteo.-Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el

tablero de control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficialy alcanzar la instalacin elctrica en el tablero y ocasionar una explosin. En la

caja de venteo o de unin, los conductores del cable quedan expuestos a la

atmsfera evitando esa posibilidad (Ver Figura 2.2).

FIGURA 2.2Diagrama ilustrativo de la caja de venteo

Fuente:http://www.monografias.com/trabajos63/levantamiento-artificial

bombeo/levantamiento-artificial-bombeo2.shtml

Equipos de Subsuelo

Son aquellas piezas o componentes que operan instalados en el subsuelo. Las

compaas de bombeo electrosumergible se especializan en la fabricacin deestos equipos.


60/252

Bomba

El corazn del sistema d

Figura 2.3).Estas bomb

de cada aplicacin espe

Difusor. El impulsor da

energa cintica en ENE

FIGURA 2.3Bomba mul

Fuente: Centrilift.

Succin

Esta es la puerta de acc

pueda desplazarlos has

intakes de bombas, com

e bombeo electrosumergible es la Bom

s son del tipo Multi-Etapas y el nmero

cfica. Cada ETAPA est formada por

al fluido ENERG A CIN TICA y el Dif

RG A POTENCIAL (Altura de elevacin

ietapas

eso de los fluidos del pozo hacia la bom

a la superficie. Existen dos tipos bsic

o se muestra en la Figuras 2.4 y Figura

36

a Centrfuga (Ver

e estas depende

un Impulsor y un

sor cambia esta

cabeza).

ba, para que esta

s de succiones o

.5.


61/252

FIGURA 2.4 Separador

Fuente: Centrilift.

FIGURA 2.5 Succin est

Fuente: Centrilift.

Las succiones estnda

ingreso de los fluidos de

extremo del sello al eje

Los separadores de gas

bomba, tiene la finalid

contenido en estos fluid

e gas

ndar

r solamente cumplen con las funcion

l pozo a la bomba y transmitir el movimi

e la bomba.

, adems de permitir el ingreso de fluid

d de eliminar la mayor cantidad del

s.

37

s de permitir el

ento del eje en el

s al interior de la

gas en solucin


62/252

Secciones Sellantes

Estos equipos tambin

2.6).

Las principales funcione

Evitar el ingreso

Absorber los emp

Equilibrar la presi

Adems, sirve de

FIGURA 2.6Seccin sel

Fuente: Centrilift.

Motor

Es un motor trifsico, de

a los utilizados en aplic

Las tres fases son con

estrella en el interior de

e los conoce con el nombre de Prote

de los sellos son:

e fluidos (agua) del pozo al interior del

ujes descendentes y ascendentes de la

n interna del motor con la presin del p

vnculo mecnico entre el motor y la bo

lante

induccin tipo JAULA DE ARDILLA, de

ciones de superficie, como se presenta

ectadas al bobinado del motor, el qu

ste, la cual trata de estabilizar un punto

38

tores (Ver Figura

otor.

omba.

zo.

ba.

dos polos, similar

en la Figura 2.7.

termina en una

neutro.


63/252

FIGURA 2.7Corte trans

Fuente: Centrilift.

Los motores se seleccio

el dimetro interior disp

demanda una potencia

pueden montarse en ta

potencia.

Cables

La unin elctrica entre

equipos de control en s

tipos de cables en una i

Extensin de Cab

Cable de Potenci Conectores de S

Para la seleccin del tip

Temperatura de s

Presin mxima

Relacin Gas Pet Presencia de age

ersal de un motor de fondo

an de acuerdo a la potencia demandad

onible en el revestidor. Si por alguna

mayor a la del motor para una serie d

dems de dos o tres motores, duplican

los equipos descritos, instalados en

uperficie son los cables (Ver Figura 2.

stalacin de bombeo electrosumergible:

le Plano

perficie

adecuado de cable es necesario tener

ubsuelo

el sistema

rleo del fluidontes corrosivos en el fluido

39

a por el sistema y

razn, el sistema

terminada, estos

o o triplicando la

l subsuelo, y los

). Existen varios

n cuenta:


64/252

FIGURA 2.8Tipos de ca

Fuente: Centrilift.

2.4 FACILIDADES D

El Campo Yuca al mo

capacidad de procesami

Las instalaciones de pro

Un manifold de di

Un separador hor

Un separador hor

Un separador hor

Un tanque de lav

Un tanque de rep

Una Bota de Gas.

Una planta de pro

Un tanque de alm

Un tanque de alm

Un Mechero.

Dos tanques de

de 500 Bls c/u.

Sistema

vacan ipr y levant

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