FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS...

UNIVERSIDAD UTE

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E

INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ALTERNATIVAS TÉCNICAS PARA INCREMENTAR LA

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN POZOS CON ALTA

PRESIÓN DE CABEZA

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE

PETRÓLEOS

LUISA YADIRA MANTILLA TUQUERRES

DIRECTOR: ING. VÍCTOR FERNANDO PINTO TOSCANO

Quito, febrero 2020

© Universidad UTE. 2019

Reservados todos los derechos de reproducción

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

TRABAJO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 100403630-5

APELLIDOS Y NOMBRES: Mantilla Tuquerres Luisa Yadira

DIRECCIÓN: Gaspar Sangurima y Enrique Terán,

Sector Las Casas

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO: -

TELÉFONO MÓVIL: +593 982130807

DATOS DE LA OBRA

TÍTULO: Alternativas técnicas para incrementar

la producción de petróleo en pozos

con alta presión de cabeza.

AUTOR O AUTORES: Mantilla Tuquerres Luisa Yadira

FECHA DE ENTREGA DEL

PROYECTO DE TITULACIÓN:

- 28 de Febrero del 2020

DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN:

Ing. Víctor Fernando Pinto Toscano

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TÍTULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos

RESUMEN: Mínimo 250 palabras El El objetivo del presente trabajo de titulación fue analizar las alternativas técnicas para el incremento de producción de petróleo en pozos con alta presión de cabeza. El estudio inició con el análisis del historial de producción, datos mecánicos, de reservorio y de fluidos de los pozos, aquellos que presentaban presiones de cabeza mayores o iguales a 100 psi. Cumpliendo de esta manera, con los requisitos para ser intervenidos y optimizar el proceso de extracción. Esta información fue proporcionada por la empresa Sertecpet®. A partir de la cual se procedió a realizar la simulación en el Software Claw®, con las características de la geometría actual de la bomba. Los resultados del análisis nodal permitieron determinar el comportamiento de afluencia actual del pozo. Donde

x

encontramos el caudal máximo, el caudal de producción y el índice de productividad del pozo. Además de la curva de demanda que representa la eficiencia de la bomba con esa geometría. Seguido de eso, procedimos a diseñar la nueva geometría propuesta de la bomba, para lo cual se redujo la presión de cabeza y se determinó el caudal de cavitación y demás parámetros para la selección óptima de la misma. Finalmente, para cumplir con el objetivo principal del proyecto, se propuso la implementación en superficie de tanques de almacenamiento en las locaciones. Esto con la finalidad de reducir la presión requerida en cabeza. El resultado final del trabajo propuesto arrojó, además, la oportunidad de mejorar el aporte de los pozos; manteniendo el mismo sistema de levantamiento artificial, pero optimizando sus variables como presión de cabeza, diseño de la geometría de la bomba e instalación de tanques de superficie.

PALABRAS CLAVES: Bombeo hidráulico, bomba jet, análisis nodal, presión de cabeza, optimización, geometría de la bomba, incremento de producción.

ABSTRACT:

The following dissertation examines

technical alternatives aimed to an oil

production increase in high-pressure

wellheads. First, the reservoir features

are analized: production history,

mechanical facts and well fluids. The

analysis is focused specifically on

wells with a head pressure equal or

higher than 100 psi. Consequently,

the requirements needed to optimice

the extraction process during well

interventions are fulfilled. Sertecpet®,

an ecuadorean company that

operates in the electric power, oil and

gas sector, provided the information

embodied in this study. Using these

information, a simulation in Claw

Software® was carried out using the

pump’s current features. The nodal

analysis results determined well inflow

performance, where the maximum

flow, production rate and well

productivity index were established as

well as the demand curve showing the

pump’s efficiency due to the

mentioned geometry implementation.

Second, the pump’s new geometry

was designed by reducing head

pressure and therefore, determining

cavitation flow among other

parameters. At last, in order to

achieve the main goal of this

dissertation, the implementation of

storage tanks in each location is

proposed with the aim to reduce the

required head pressure. As a result of

this project, well productivity can be

improved by mantaining the same

artificial lift system and enhancing it’s

head pressure, pump geometry

design and storage tank

implementation.

KEYWORDS

Hydraulic pumping system, Jet Pump, Nodal Analysis, Head pressure, Optimization, Pump Geometry, Increase Oil Production.

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio

Digital de la Institución.

f: __________________________________________

Mantilla Tuquerres Luisa Yadira

C.I. 1004036305

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo, MANTILLA TUQUERRES LUISA YADIRA, CI 1004036305 autor del

proyecto de titulación: ‘’Alternativas técnicas para incrementar la

producción de petróleo en pozos con alta presión de cabeza” previo a la

obtención del título de Ingeniera de Petróleos en la Universidad UTE.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las

Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo

144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la

SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de

titulación de grado para que sea integrado al Sistema Nacional de

información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión

pública respetando los derechos de autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad UTE a tener una copia

del referido trabajo de titulación de grado con el propósito de generar

un Repositorio que democratice la información, respetando las

políticas de propiedad intelectual vigentes.

Quito, febrero de 2020

f: ________________________________________


C.I. 1004036305

DECLARACIÓN JURAMENTADA DEL AUTOR

Yo, MANTILLA TUQUERRES LUISA YADIRA, portador de la cédula de

ciudadanía No. 1004036305, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi

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

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

La Universidad UTE puede hacer uso de los derechos correspondientes a

este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su

Reglamento y por la normativa institucional vigente.

f: __________________________________________


C.I. 1004036305

DEDICATORIA

A la mujer de mi vida, mi madre, quien ha sido, es y será mi motor. Gracias a

ella por toda su entrega, su sacrificio y sobre todo por su AMOR. Por tomar

mi mano y caminar junto a mí durante estos 24 años. Gracias por haber

dado todo para poder cumplir con éste, que es nuestro sueño. A esa mujer

maravillosa, gracias infinitas. Gracias mi Teresita.

A mi padre, quien dejó en mí los mejores recuerdos, de quien aprendí las

mejores virtudes y a quien pido disculpas por mis defectos, espero algún día

llegar a ser al menos un poco del extraordinario ser humano que fue. A él,

quien desde su partida ha permanecido siempre en mi corazón y que ahora

estando junto a Dios, cuida de mí.

Mis logros, mis sueños y mi vida, se los dedico a ustedes.

Luisa Mantilla.

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por sostenerme entre sus brazos y convertirme en la mujer que soy.

Por haberme dado la sabiduría necesaria para tomar las mejores decisiones

en mi vida. Gracias por su incomparable amor y su infinita misericordia.

A mis padres, por todo cuanto he recibido. Por apoyarme en todas las

etapas de mi vida, por enseñarme a no rendirme jamás; su ejemplo me

mantuvo soñando cuando quise rendirme. Gracias por eso y más, espero

estén orgullosos.

A Andrés, por brindarme su apoyo incondicional durante estos años. Por

haber sido la mejor persona que la universidad me dejó y la vida me permitió

conocer. Por sus enseñanzas, sus consejos, pero sobre todo por su amor.

Gracias porque sin ti, este viaje no hubiese sido igual.

A mi mejor, Alexita, por haber estado en las mejores y peores travesías de

mi vida. Gracias por todo tu amor, por tu apoyo y por tu amistad durante

estos 12 años. Me has enseñado tanto sin darte cuenta. Estoy segura que

eres el ángel que Dios puso en mi vida.

A la Universidad UTE, a los docentes que me impartieron sus conocimientos

durante este tiempo de formación; en especial al Ing. Fausto Ramos por su

apoyo en todo cuanto pudo y al Ing. Víctor Pinto por su ayuda y dirección

para poder culminar con este proyecto.

A la empresa Sertecpet, por brindarme la apertura para realizar este

proyecto. De manera muy especial al Ing. Iván Martínez, quien con su

conocimiento ha sido incondicional y ha estado presto a ayudarme en todo

momento.

Finalmente, y no menos importante, quiero extender mi infinito

agradecimiento a Tecpetrol, mi segundo hogar durante el último año. A los

Ingenieros de GPWO, en especial al Ing. Rubén Narváez, quien se ha

convertido en mi mentor, gracias por enseñarme tanto en tan poco tiempo. Al

Ing. Oscar Fierro, mil gracias por creer en mí. Gracias por su confianza,

entrega y apoyo incondicional desde el inicio. Por haber sido el mejor jefe,

pero sobre todo por ser el mejor amigo que pude encontrar.

i

ÍNDICE DE CONTENIDO PÁGINA

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN 3

1.1 OBJETIVOS 10

1.1.1 OBJETIVO GENERAL 10

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 10

2. METODOLOGÍA 11

2.1 PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO Y SELECCIÓN DE

LA BOMBA JET EN EL SOFTWARE CLAW® 11

2.2 ANÁLISIS DE LOS POZOS CANDIDATOS EN BASE A LOS

PARÁMETROS DE RESERVORIO Y OPERACIONALES 13

2.3 ANÁLISIS DE LAS CONDICIONES ACTUALES DE LOS POZOS

PARA LA SELECCIÓN DE LA CORRECTA CONFIGURACIÓN

DE LA BOMBA JET 13

2.3.1 CONDICIONES ACTUALES DE LOS POZOS

SELECCIONADOS 16

2.3.2 CONDICIONES OPTIMIZADAS DE LOS POZOS

SELECCIONADOS 16

2.4 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA OPTIMIZACIÓN DE

PRODUCCIÓN 16

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 19

3.1 CONDICIONES ACTUALES DE LOS POZOS SELECCIONADOS 19

3.2 CONDICIONES OPTIMIZADAS DE LOS POZOS

SELECCIONADOS 24

3.3 RESULTADOS ECONÓMICOS 37

3.3.1 CONSIDERACIONES ECONÓMICAS DEL PROYECTO 38

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 40

5. BIBLIOGRAFÍA 42

ANEXOS 45

ii

ÍNDICE DE TABLAS PÁGINA

Tabla 1. Identificación de boquilla y garganta con el área. 4

Tabla 2. Inyección Máxima Aproximada 4

Tabla 3. Producción Aproximada 5

Tabla 4. Tarifa por Barril de Proyecto ¡Error! Marcador no definido.

Tabla 5. Datos del Pozo 186 19

Tabla 6. Datos del pozo 43 20





Tabla 11. Resultados de geometría actual vs. geometría

propuesta Pozo 186 24











Tabla 17. Perfil de Producción de los Pozos 37

Tabla 18. Resumen análisis económico de optimización de pozo 39

iii

ÍNDICE DE FIGURAS PÀGINA

Figura 1. Resultado de comportamiento de afluencia

actual del Pozo 186 25


optimizado del Pozo 186 26
















propuesto del Pozo 232 35





ÍNDICE DE ANEXOS PÁGINA

Anexo 1. GRÁFICAS DE ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

SIMULADO EN SOFTWARE CLAW® 45

Anexo 2. REPORTE DE ANÁLISIS NODAL DE BOMBA JET

SIMULADO EN SOFTWARE CLAW® 48

Anexo 3. PERFILES DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS

SELECCIONADOS 54

Anexo 4. ANÁLISIS ECONÓMICO 57

Anexo 5. DIAGRAMAS DE POZOS 64

1

RESUMEN

El objetivo del presente trabajo de titulación fue analizar las alternativas

técnicas para el incremento de producción de petróleo en pozos con alta

presión de cabeza. El estudio inició con el análisis del historial de

producción, datos mecánicos, de reservorio y de fluidos de los pozos,

aquellos que presentaban presiones de cabeza mayores o iguales a 100 psi.

Cumpliendo de esta manera, con los requisitos para ser intervenidos y

optimizar el proceso de extracción. Esta información fue proporcionada por

la empresa Sertecpet®. A partir de la cual se procedió a realizar la

simulación en el Software Claw®, con las características de la geometría

actual de la bomba. Los resultados del análisis nodal permitieron determinar

el comportamiento de afluencia actual del pozo. Donde encontramos el

caudal máximo, el caudal de producción y el índice de productividad del

pozo. Además de la curva de demanda que representa la eficiencia de la

bomba con esa geometría. Seguido de eso, procedimos a diseñar la nueva

geometría propuesta de la bomba, para lo cual se redujo la presión de

cabeza y se determinó el caudal de cavitación y demás parámetros para la

selección óptima de la misma. Finalmente, para cumplir con el objetivo

principal del proyecto, se propuso la implementación en superficie de

tanques de almacenamiento en las locaciones. Esto con la finalidad de

reducir la presión requerida en cabeza. El resultado final del trabajo

propuesto arrojó, además, la oportunidad de mejorar el aporte de los pozos;

manteniendo el mismo sistema de levantamiento artificial, pero optimizando

sus variables como presión de cabeza, diseño de la geometría de la bomba

e instalación de tanques de superficie.

Palabras Clave: Bombeo hidráulico, bomba jet, análisis nodal, presión de

cabeza, optimización, geometría de la bomba, incremento de producción.

2

ABSTRACT

The following dissertation examines technical alternatives aimed to an oil

production increase in high-pressure wellheads. First, the reservoir features

are analized: production history, mechanical facts and well fluids. The

analysis is focused specifically on wells with a head pressure equal or higher

than 100 psi. Consequently, the requirements needed to optimice the

extraction process during well interventions are fulfilled. Sertecpet®, an

ecuadorean company that operates in the electric power, oil and gas sector,

provided the information embodied in this study. Using these information, a

simulation in Claw Software® was carried out using the pump’s current

features. The nodal analysis results determined well inflow performance,

where the maximum flow, production rate and well productivity index were

established as well as the demand curve showing the pump’s efficiency due

to the mentioned geometry implementation. Second, the pump’s new

geometry was designed by reducing head pressure and therefore,

determining cavitation flow among other parameters. At last, in order to

achieve the main goal of this dissertation, the implementation of storage

tanks in each location is proposed with the aim to reduce the required head

pressure. As a result of this project, well productivity can be improved by

mantaining the same artificial lipies system and enhancing it’s head pressure,

pump geometry design and storage tank implementation.

Key Words: Hydraulic pumping system, Jet Pump, Nodal Analysis, Head

pressure, Optimization, Pump Geometry, Increase Oil Production.

INTRODUCCIÓN

3

1. INTRODUCCIÓN

La presión de fondo suficiente para elevar los fluidos del pozo a

superficie (flujo natural), se ve afectada con el tiempo y la producción del

yacimiento. Este evento provoca lo que conocemos como depleción de la

capa. Para combatir la depleción es necesario implementar un sistema

de levantamiento externo. La energía suficiente para transportar los

fluidos a superficie es generada por este sistema de levantamiento.

Dentro de estos métodos encontramos: bombeo mecánico, bombeo

hidráulico (tipo pistón y tipo jet), bombeo de cavidades progresivas,

bombeo electrosumergible y completaciones híbridas. Actualmente

existen dos tipos de bombeo hidráulico (BH); tipo pistón, utilizado para

bajos caudales y tipo jet para caudales mínimos hasta altos caudales.

(Lea & Rowlan, 2019).

El principio operacional que rige al BH es la Ley de Pascal, que indica: “la

presión aplicada en cualquier punto sobre un líquido contenido se

transmite con igual intensidad a cada porción del líquido y a las paredes

del recipiente que lo contiene". Por medio de esta Ley se transfiere la

presión por medio de una columna hidráulica, desde la superficie hasta

cualquier punto dentro de la completación. Obteniendo de esta manera la

energía necesaria del fluido motriz para recuperar los fluidos de

reservorio en cabeza de pozo. (Lea & Nickens, 2008)

El mecanismo del BH tipo jet, permite la inyección del fluido motriz

seleccionado a un caudal calculado, llegar a la boquilla de la bomba jet.

Este fluido de alta presión y baja velocidad al pasar a través de la

boquilla, se transforma en un fluido de alta velocidad y baja presión.

Cuando el mismo encuentra a los fluidos del pozo por medio del difusor

transforma la energía cinética en potencial. De esta manera se

transportan los fluidos del pozo y el inyectado a superficie. La relación

entre el área de la boquilla y la garganta, determinan las características

del rendimiento de la bomba. El fluido motriz y los caudales de

producción deben estar dentro de los parámetros de diseño del nozzle y

la garganta para su correcto funcionamiento. (Lea & Nickens, 2008)

El área interna de la boquilla (AN), por sus siglas en inglés, y el área de

la garganta (AT) establecen el rendimiento de la bomba. La restricción de

área y la inyección de un fluido permite realizar el efecto Venturi en este

tipo de bombas. El efecto Venturi, mencionado anteriormente, transforma

la energía cinética en potencial y viceversa. Por ende, al variar las

configuraciones de los elementos mencionados, los caudales de

producción e inyección variarán. (SERTECPET®, s.f.)

4

Las áreas internas (AT y AN) pueden combinarse geométricamente de

acuerdo al diseño previsto. La nomenclatura permite conocer el tamaño y

capacidad de las bombas. La boquilla se denomina con un número (#5,

#6, #8, etc) y la garganta con una letra (G, H, K, etc). (SERTECPET®,

s.f.).

Tabla 1. Identificación de boquilla y garganta con el área.

BOQUILLA GARGANTA

COD ÁREA (plg²) COD ÁREA (plg²)

6 0,0086 F 0,0215

7 0,0111 G 0,0278

8 0,0144 H 0,0359

9 0,0159 I 0,0464

10 0,0175 J 0,0525

11 0,0310 K 0,0774

12 0,0400 L 0,1000

(SERTECPET®, 2016)

La tabla mostrada a continuación indica el rango de inyección y

producción aproximado.

Tabla 2. Inyección Máxima Aproximada

BOQUILLA INYECCIÓN (bpd)

4 400

5 600

6 750

7 1 000

8 1 250

9 1 450

10 1 600

11 2 400

12 3 400

13 4 500

14 6 000

(SERTECPET®, 2016)

5

Tabla 3. Producción Aproximada

GEOMETRÍA PRODUCCIÓN

(bpd)

5E/5F 400

6F/6G 600

7G/7H 800

8H/8I 1 000

9I/9J 1 400

10J/10K 1 600

11K/11L 2 200

2L/12M 3 200

3M/13N 4 500

14N/140 6 000

(SERTECPET®, 2016)

Las ventajas operacionales que proporciona la Bomba Jet Claw son

diversas. Puede manejar crudos con gravedad API >8,0, ideal para pozos

desviados con hasta 55° de inclinación, maneja caudales de hasta 6 000

bls/días. Sin embargo, en otros libros como los citados previamente

indican que puede manejar hasta 35 000 bls/día. Es capaz de soportar

temperaturas de fondo entre 100 y 300°F. Es ideal para pozos gasíferos.

Además de ser uno de los mecanismos de extracción que mejor maneja

sólidos e ideal para ambientes corrosivos. (SERTECPET®, s.f.).

La producción de petróleo de un pozo declina a través del tiempo por

varios factores. La disminución de presión de reservorio es uno de los

factores más importantes. La existencia de daños en la formación,

especialmente en la zona de pago, restricciones en el sistema del

levantamiento artificial), obstrucción en las líneas de flujo, desgaste de la

completación. El análisis nodal permite identificar los componentes del

sistema integral de producción con las mayores caídas de presión. Una

vez identificadas, buscar posibilidades de optimización de dichos

componentes y, por lo tanto, lograr un incremento de la producción.

Como el caso de la instalación de compresores para yacimientos de gas,

provocando una disminución en la presión de cabeza. (Diez, G., Slot, H.,

& Smeulers, 2014).

La reducción de la presión de cabeza mediante un cambio de

configuración en la cabeza de pozo, incrementa la rata de flujo de fluidos.

Según Slot, Harmen; One Petro, que dice: “se puede reducir la presión

de cabeza al máximo nivel operativo, mediante una separación de la

cabeza de pozo, centros de abastecimiento dentro del campo,

compresión de la cabeza de pozo, mediante el análisis nodal con

Wellflow o Prosper”. (Diez, G., Slot, H., & Smeulers, 2014).

6

Para pozos de gas, según Alexander Weigan, es importante adicionar un

método de purga de cabeza de pozo. Mediante un sistema de

levantamiento tipo émbolo, aumentando el flujo de gas, cuando se tapona

por líquido. Disminuyendo la presión de cabeza y evacuando el líquido

para el paso de flujo de gas.

La simulación de un sistema de producción de hidrocarburo y posterior

optimización del mismo, se ha basado en gran parte del denominado

análisis nodal. Este determina las caídas de presión que existen en el

sistema de producción mediante correlaciones y/o software. Los mismos

que son desarrollados por las empresas prestadoras de servicios

petroleros. (Robles Agudo & Vázquez Román , 2008)

La producción en el bloque de Mangala, mediante la extracción por BH

supera los 300.000 bfpd. La implementación del método de Cunningham

permite incrementar la producción de hidrocarburos. Con lo cual

capturaba la física de la bomba de reacción para condiciones tanto

críticas como subcríticas en el pozo. La aplicación de este tipo de

optimización para BH tipo jet en Mangala es uno de los primeros

emprendidos en la industria. Este método surgió debido a la necesidad

de encontrar explicaciones de la producción. Dentro de estas, de por qué

al reducir la presión de la cabeza, y al abrir el estrangulador en los pozos

no siempre resultaba una ganancia en el caudal. Un análisis más

profundo indicó que no era un problema mecánico del sistema de

producción, sino más bien una limitación del flujo crítico. El cambio de

presión en cabeza no afectaba a la presión de succión de la bomba de

fondo, sino solamente a los cambios de fase en cabeza de pozo. (Verma,

y otros, 2014)

El campo Ghauri, ubicado en Jhelum, Pakistán, implementó por primera

vez un tipo de bomba jet con camisas deslizables. Esto con el fin de

incrementar su producción sin realizar una intervención de pozo, inclusive

con torre, que resulta muy costoso. El pozo Ghauri X-1 es un reservorio

de gas en solución, que fluye con una gravedad API de 22,0. Con lo que

se traduce en una rápida disminución de la tasa de producción inicial.

Presenta las mismas características de funcionamiento de las bombas

implementadas en nuestro cambio de estudio. Estas bombas llamadas

también libres, ser recuperan mediante inyección de fluido. (Kumar,

Farouque, Qureshi, & & Anjum, 2016)

El objetivo principal de Ghauri fue el levantamiento de gas, el cual

requería gas a alta presión en el sitio. La fuente de inyección (agua), se

encontraba fácilmente dentro del pozo en estudio (Ghauri X-1). Por qué

la bomba jet se consideró un tipo de levantamiento artificial recomendado

para el futuro. Previo a la instalación de la bomba jet se realizó un

7

análisis nodal del pozo; indispensable dentro del procedimiento. (Kumar,

Farouque, Qureshi, & & Anjum, 2016)

Mediante la implementación de este tipo de bomba jet, la producción del

campo incrementa en aproximadamente 200,000 barriles. Con lo cual se

lo considera un S.L.A. (Sistema de levantamiento artificial) para mantener

viva la producción. Además, el modelo de evaluación de la bomba

demostró que, con esta implementación se producirá dos o tres veces

más que a flujo natural. La combinación de la bomba con la que se operó

fue 11X N/T. Finalmente, cuanto mayor sea la potencia, mayor será la

vida útil del pozo. (Kumar, Farouque, Qureshi, & & Anjum, 2016)

El campo Soldado del Este, ubicado en Trinidad y Tobago, produce con

bombeo hidráulico. Facilitando con esto, la recuperación de los conjuntos

hidráulicos instalados en pozo. Permitiendo elegir la bomba jet como el

método de levantamiento artificial idóneo para la reactivación del mismo.

Las dimensiones de la bomba, fueron diseñadas para adaptarse a los

ensamblajes de fondo. (Mohammed S, 2016).

Las bombas jet usadas en Soldado del Este, tuvieron como objetivo

principal reactivar los pozos de crudo pesado. Esto al modificar las

completaciones hidráulicas, cambiando la bomba tipo pistón por tipo jet.

Los 4 pozos en estudio, completados con bombeo hidráulico tipo pistón,

se reactivaron con éxito, tras el cambio por la bomba jet. Los parámetros

de producción y el monitoreo obtenido, revelaron el éxito de esta

modificación. Debido a que se ahorraron costos de operación, instalación

y reparación. Además de la facilidad de optimizar la producción

cambiando la geometría de las bombas. Mejorando de esta manera,

considerablemente su rendimiento de acuerdo al dinamismo de las

operaciones. Otras ventajas encontradas fueron: su facilidad de

instalación y reparación por cable, baja frecuencia de intervención y el

buen manejo de producción de sólidos. (Mohammed S, 2016, p.3-4).

De acuerdo al estudio de Gil y Chamorro, los campos que llevan

operando más de 20 años, se denominan campos maduros. Estos

campos presentan, principalmente, una declinación de presión

considerable. Además, representan el 70% del aporte de producción

mundial. Las alternativas técnicas probadas más eficientes son, el

análisis nodal y la simulación de redes (configuración pozo, líneas y

facilidades de superficie). Estas herramientas evalúan el comportamiento

de los pozos y optimizan la producción de los mismos. El objetivo en este

tipo de campos es disminuir el costo, el grado de dificultad y el tiempo de

respuesta a nivel operacional. Esto con el fin de recuperar un número

mayor de reservas y alargar la vida del bloque. (Gil & Chamorro, 2009)

8

El mejor análisis para la optimización la producción, es cerciorarse que

los pozos operen en su máximo potencial. En función al costo, tiempo de

ejecución y respuesta. El análisis nodal nos permitirá evaluar las

condiciones actuales de los pozos. Con el fin de identificar las posibles

alternativas de optimización de producción. (Gil & Chamorro, 2009)

El análisis nodal consiste en dividir el pozo en cuatro componentes

básicos: reservorio, completación, tubería de producción y línea de

producción. A continuación, encontrar las pérdidas de presión que se

presentan en cada uno de los componentes, en función del caudal total.

El nodo más empleado es en fondo del pozo. Durante el análisis se

obtienen los puntos de presión y caudal. Con estos puntos se grafica la

caída de presión desde el yacimiento hasta el nodo (llamada curva

Inflow). Mientras que desde la superficie hasta el nodo (llamada curva

Outflow), para diferentes caudales. Cuando el nodo está en fondo de

pozo la curva outflow se llama VDL. La intersección de las curvas

corresponde al punto de operación. El análisis permite entonces

determinar el potencial de un pozo. Si la producción tiene un caudal

menor, evaluar las causas y diferentes soluciones. (Gil & Chamorro,

2009, p. 3)

Las instalaciones de superficie, dentro del marco de reactivación e

incremento de producción, tienen tres consideraciones de diseño.

Aumentar tanto la producción de petróleo como el factor de recobro.

Optimizar los gastos de capital en nuevos equipos e instalaciones.

Considerando la conveniencia de mantener el equipo existente.

Finalmente reducir los gastos operativos durante el ciclo de vida de cada

instalación. La decisión de utilizar un separador trifásico o un tanque de

lavado se realiza de acuerdo con un análisis económico. Aprovechando

al máximo el equipo existente. Se lo realiza cuando existe una gran

cantidad de agua producida. Donde se la trata en menor tiempo y de

maneras más económicas. (Morales & Navarro, 2007, pp. 1-3)

En el bloque constan combinaciones de separadores de dos fases y

tanques de lavado o separadores de tres fases en las estaciones de flujo

existentes. Mientras que en la estación de satélite se instaló una batería

de Free Water Knock Out. De esta manera, se maneja la producción

bruta incremental con un aumento mínimo de la capacidad en las

instalaciones de superficie. Sacando el agua producida incrementalmente

fuera del circuito antes de llegar a las instalaciones existentes. (Morales

& Navarro, 2007, p. 3)

A nivel mundial, las reservas de crudo liviano se agotan de manera

acelerada. Incrementando con esto, la cantidad de crudo pesado en la

mayoría de campos maduros, señalado anteriormente. Uno de los retos

9

para este tipo de crudos es la optimización de la eficiencia de los SLA.

Esto con el fin de aumentar la productividad del crudo en los niveles

adecuados. Reduciendo de esta manera, al mínimo los costos

operacionales. La principal dificultad de la optimización de eficiencia de

los SLA, es la pérdida de presión por fricción en las tuberías, debido a la

alta viscosidad del crudo.

La estatal colombiana, Ecopetrol, ha optimizado la producción con

aditivos. Estos mejoran la movilidad de los fluidos, reduciendo

considerablemente las pérdidas de presión por fricción en el sistema.

(Jaimes, Pachon, Villar, & Ecopetrol, 2014, p. 1)

El análisis nodal de los pozos preseleccionados para el estudio, permitió

predecir el comportamiento de los fluidos. Evidenciando de esta manera

el aumento de la producción, mediante la reducción de viscosidad en el

sistema de extracción y recolección. Finalmente, brindando una

oportunidad de mejora continua en la operación y experiencias para

futuros retos de similar comportamiento. (Jaimes, Pachon, Villar, &

Ecopetrol, 2014, p. 1)

En este estudio, se incrementó 30% en la eficiencia de los SLA mediante

la implementación de solventes (curva de outflow) y la curva IPR. El

estudio consistió en realizar el pronóstico de producción para los pozos

preseleccionados de una determinada formación. Mediante la

implementación de un software determinado. De acuerdo con los

resultados iniciales del incremento de producción tenemos lo siguiente.

La implementación de los aditivos en los pozos, evaluados por un

período de tres años, generará una ganancia económicamente rentable.

Lo cual permitirá alcanzar el desarrollo del proyecto en su totalidad.

Gracias al software se continuará con la optimización de acuerdo a los

cambios en la hidrodinámica de los fluidos. Además de la depleción

continua del reservorio a menos que tengan un proyecto de recuperación

secundaria. (Jaimes, Pachon, Villar, & Ecopetrol, 2014, pp. 12-13)

10

1.1 OBJETIVOS

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Analizar las alternativas técnicas para el incremento de la producción de

petróleo en pozos con alta presión de cabeza.

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Analizar los pozos candidatos con alta presión de cabeza que

cumplan con los requisitos necesarios para disminuir su presión

hasta el NPSH.

• Analizar las condiciones actuales de los pozos con el fin de

seleccionar la correcta configuración de las bombas para el

incremento de la producción de petróleo.

• Identificar si el incremento de las facilidades de superficie es

económicamente rentable para el desarrollo del proyecto.

METODOLOGÍA

11

2. METODOLOGÍA

El desarrollo del presente proyecto, inició con el análisis de la data tomada

de 34 pozos de un bloque del oriente ecuatoriano. Dentro de los cuales se

seleccionaron 6 pozos para el análisis. Esto, incluyendo datos mecánicos de

pozo y el respectivo diseño de la bomba jet instalada en fondo. Con estos

datos podremos observar las condiciones actuales de los pozos.

Seguidamente, rediseñar el sistema óptimo de la bomba jet modificando la

geometría. Y finalmente buscar las alternativas óptimas de facilidades de

superficie. El método utilizado para el estudio será del tipo correlacional.

Esto con el fin de analizar el comportamiento de la producción de un pozo al

cambiar los parámetros de una bomba y/o facilidades.

Cabe destacar que el nombre del campo se modificó. Lo llamaremos “campo

del oriente ecuatoriano”. Esto con el fin de mantener la confidencialidad de

los datos proporcionados. No obstante, los datos de los pozos que se

utilizarán, son reales y corresponden a cada uno de ellos.

Para alcanzar el objetivo del proyecto es necesaria la herramienta digital

CLAW®, desarrollada por Sertecpet®. Al rediseñar las geometrías ideales

en las bombas, existe un análisis comparativo de optimización de la

producción propuesta respecto a la actual. Con ello se descartarán pozos

cuyo aumento de producción no sea lo suficientemente significativo y en su

defecto económicamente rentable. Se presentarán propuestas individuales a

cada uno de los 6 pozos en estudio para observar cambios en la presión y

caudal de inyección. Esto con el fin de obtener un retorno aceptable y que

justifique la intervención en los mismos. Finalmente se presentarán los

pozos con las mejores condiciones e incremental de producción.

2.1 PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA

BOMBA JET EN EL SOFTWARE CLAW®

a) Datos generales

Al de ingresar al Software Claw®, se selecciona un archivo nuevo.

Es decir, seleccionamos el pozo a simular. Se ingresa los datos

generales del pozo; tipo de pozo (vertical, horizontal o desviado) y

tipo de fluido en yacimiento (petróleo o gas).

b) Datos de reservorio

Dentro de los casilleros de la ventana de Datos PVT, se ingresa

los parámetros de reservorio. Dentro de los cuales se encuentran:

12

presión de reservorio, temperatura de reservorio, corte de agua,

gravedad específica del gas y del agua, gravedad API, producción

diaria, presión de burbuja, presión del separador, temperatura del

separador, la composición de la mezcla (petróleo, gas y agua), con

lo que se determina la Rs con la correlación de Standing.

c) Datos IPR

Dentro de los datos IPR, se colocaron a los datos de presión

fluyente. Además de profundidad de reservorio (TVD),

profundidad de la bomba (TVD). En este punto de la simulación, el

software calcula la nueva presión de fondo fluyente Pwf, a la cual

la bomba jet funcionará en su máxima eficiencia.

d) Selección de la bomba

Los parámetros del fluido son ingresados en esta ventana. Tener

en cuenta que si el BSW <10%, el fluido motriz será petróleo con

su respectiva gravedad API. Caso contrario el agua con una

gravedad API 10,0, será el fluido a inyectar.

Dentro de los casilleros de Datos de producción para diseños de

la bomba, ingresamos la nueva Pwf calculada en la ventana

anterior. Ésta será la presión de entrada a la bomba @ caudal

deseado. La Longitud de la línea de flujo, será la profundidad de

asentamiento de la bomba “+ 50 pies” de tubería desde el equipo

MTU hasta el cabezal del pozo.

En los Datos mecánicos del pozo, la bomba inyecta por directa. El

fluido ingresa por la tubería y retorna por el espacio anular. Se

colocan los datos de diámetro interno y externo del tubing, (ID y

OD respectivamente) y diámetro interno de la tubería de

revestimiento.

Para seleccionar la geometría más adecuada de la bomba jet se

tiene en cuenta las siguientes consideraciones:

- La presión de inyección debe estar entre 1 800 y 3 500 psi.

- El caudal de inyección se ubica entre 1 000 y 3 600 bfpd.

- Además, tener en consideración que el caudal de cavitación

(bfpd) debe ser mayor al caudal total multiplicado por 1,25. Si

es menor, significa que la bomba cavitará y dejará de

funcionar.

- Finalmente, el máximo porcentaje de eficiencia en bombeo

hidráulico tipo jet es 30%.

13

2.2 ANÁLISIS DE LOS POZOS CANDIDATOS EN BASE A LOS

PARÁMETROS DE RESERVORIO Y OPERACIONALES

Se identificaron 34 pozos dentro del campo en estudio. Dentro de los cuales

se analizaron los datos correspondientes al yacimiento y fluidos, datos (IPR);

a la completación (profundidades de completación, bomba, diámetros de

casing y tubería, perfil del pozo), y a las instalaciones de superficie

(facilidades).

Con los parámetros antes mencionados se identificaron 6 pozos con una

presión alta de retorno (presión de cabeza); igual o mayor a 100 psi.

Este análisis tiene como fin reducir la presión de cabeza. Esta presión es

necesaria para que el fluido llegue hasta el tanque de almacenamiento

ubicado en la estación de proceso.

2.3 ANÁLISIS DE LAS CONDICIONES ACTUALES DE LOS

POZOS PARA LA SELECCIÓN DE LA CORRECTA

CONFIGURACIÓN DE LA BOMBA JET

Mediante el análisis nodal, podemos determinar la selección óptima de los

componentes principales de la bomba jet (nozzle y garganta). Para ello, se

analizaron las condiciones actuales de los pozos. Para diseñar la bomba, se

requieren de los siguientes parámetros:

Pozo y flujo: es necesario identificar el tipo de pozo, tipo de fluido, método

de levantamiento artificial, e identificar el tipo de correlación para flujo

monofásico y bifásico.

Datos PVT: dentro de los datos de reservorio requeridos están, presión,

temperatura, presión y temperatura del separador, gravedad API, gravedad

específica de agua y gas, GOR, corte de agua, salinidad. El tipo de

correlación a utilizar, generalmente será Standing. La presión o punto de

burbuja, es calculado por el software. Además, debe mostrarse la presencia

de gases (CO2 y H2S) si existiese. Como datos de los fluidos tenemos Bo, μ

y la correlación de μ, en el caso del petróleo. En el caso del gas tenemos Rs,

Bg, densidad, viscosidad, correlación de viscosidad. Y en el caso de agua

Bw, densidad, viscosidad y su respectiva correlación. Se establecen límites

de presión y temperatura y se determinan las correlaciones finales.

Análisis mecánico del pozo: se identifican datos de profundidad TVD, MD,

inclinación. Además, se detallan los datos de completación y gradiente de

temperatura del mismo.

14

Cálculo IPR: El software genera la gráfica IPR, con los parámetros

requeridos. De esta gráfica se analizará el comportamiento del fluido a lo

largo del tiempo. La exactitud de la gráfica, se genera con los datos de

sensor.

Diseño hidráulico jet: Se determina el tipo de sistema del bombeo

hidráulico. Se establece un punto fijo para el análisis nodal. A continuación,

se ingresan datos como presión de fondo fluyente, caudal inyectado, BSW

inyectado, salinidad y gravedad específica de agua. Se selecciona un

tamaño de nozzle y garganta.

Caudales de inyección y producción: Se define el caudal de inyección

requerido para un caudal de producción determinado. Con lo cual se

determinará la geometría del nozzle y la garganta. Los caudales de

producción e inyección máximos, se detallan en las tablas 3 y 4.

Análisis Nodal:

El análisis nodal se lo utiliza para identificar los problemas (pérdidas de

presión) a lo largo del sistema de producción. Además, para identificar el

caudal óptimo del pozo. Esto sin dañar la formación, el pozo y la

completación.

En este punto es necesario conocer las presiones de entrada y salida del

bombeo hidráulico. Con lo cual procedemos a encontrar un caudal entre este

diferencial de presiones. Donde el mismo pueda producir a condiciones

ideales.

En este caso mantenemos la presión de entrada fija y alternamos los valores

de la presión de salida. Con este cambio encontramos los respectivos

caudales. La gráfica (presión versus caudal) se construye utilizando la

ecuación de Vogel, tanto para yacimientos saturados como para yacimientos

subsaturados.

Índice de Productividad para pozos subsaturados (Pb<Pwf)

Se calcula el índice de productividad, según el método de Vogel, en

yacimientos subsaturados, con la siguiente ecuación:

𝐼𝑃 =𝑄

𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓 [1]

Donde:

𝐼𝑃: Índice de productividad del pozo (bfpd/psi)

𝑄: Caudal de producción (bbl/día)

𝑃𝑟: Presión de reservorio

𝑃𝑤𝑓: Presión de fondo fluyente

15

Caudal a Punto de Burbuja

El caudal en el punto de burbuja se calcula con la siguiente ecuación:

𝑞𝑏 = 𝐼𝑃(𝑃𝑟 − 𝑃𝑏) [2]

Donde:

𝑞𝑏: Caudal a punto de burbuja (bbl/día)


𝑃𝑟: Presión de reservorio

𝑃𝑏: Presión de burbuja

Caudal máximo

Para determinar el caudal máximo se emplea la siguiente ecuación:

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝑞𝑏 +𝐼𝑃 ∗ 𝑃𝑏

1.8 [3]

Donde:

𝑄𝑚𝑎𝑥: Caudal máximo (bbl/día)

𝑞𝑏: Caudal en el punto de burbuja (bbl/día)


𝑃𝑏: Presión de burbuja (psi)

Comportamiento de afluencia del pozo (IPR)

De acuerdo al método de Vogel, se calcula el IPR, cuando el yacimiento es

saturado (Pb>Pwf), empleando la siguiente ecuación:

𝑄 − 𝑞𝑏

𝑄𝑚𝑎𝑥 − 𝑞𝑏= 1 − 0.2 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑏) − 0.8 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑏)

2

[4]

Donde:

𝑄: Caudal de producción (bls/día)

𝑄𝑚𝑎𝑥: Caudal máximo (bls/día)

𝑃𝑤𝑓: Presión de fondo fluyente (psi)

𝑃𝑏: Presión de burbuja (psi)

16

Porcentaje de Incremento de Producción

Prod. neta = 𝑄. 𝑝𝑟𝑜𝑑 (1 − 𝐵𝑆𝑊) [5]

%Prod.neta = 𝑰𝒏𝒄𝒓𝒆𝒎𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑷𝒓𝒐𝒅.𝒏𝒆𝒕𝒂

𝑷𝒓𝒐𝒅.𝒏𝒆𝒕𝒂∗ 𝟏𝟎𝟎 [6]

2.3.1 Condiciones actuales de los Pozos Seleccionados

Los datos obtenidos en las pruebas de producción permiten ajustar la

selección inicial de la geometría de la bomba. Optimizando de esta manera

la producción.

Para el estudio se han seleccionado los siguientes pozos; Pozo 186, Pozo

43, Pozo 207, Pozo 197, Pozo 232, Pozo 65. Los mismos que presentan una

presión de cabeza (presión de retorno) significativamente influyente en

cuanto a pérdidas asociadas al flujo de fluidos.

Las condiciones actuales de los pozos en estudio se encuentran detalladas

en la Tabla 5 a la Tabla 10.

2.3.2 Condiciones optimizadas de los Pozos Seleccionados

Los pozos seleccionados fueron los candidatos más idóneos en cuanto a

mejorar la producción. Esto si se realiza una segunda selección o rediseño

de la geometría óptima, con las condiciones actuales. Adicionalmente,

reduciendo la presión de cabeza en superficie mediante la implementación

de tanques de almacenamiento a presión atmosférica.

2.4 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA OPTIMIZACIÓN DE

PRODUCCIÓN

El análisis económico se desarrolla con los siguientes parámetros.

El costo de los parámetros de inversión del proyecto, son valores estándar

que se tomaron de proyectos similares del bloque. El detalle de la tarifa de

este proyecto se presenta en la ¡Error! No se encuentra el origen de la

referencia..

17

Tabla 4. Tarifa por Barril de Proyecto

USD/bbl

WTI (US$/bbl) 50

Oriente (US$ descuento) 2,00 48

Margen Soberania 25% 12

Transporte (US$/bbl) 1,44 1

Comercialización (US$/bbl) 0,18 0

Ley CTEA (US$/bbl) 2,00 2

Ley 40 (US$/bbl) 0,05 0

Tarifa PAM (US$/bbl) 32

De acuerdo a la simulación en el software Claw®, se determinó la

producción incremental fruto del cambio de la geometría de la bomba JET.

De esta forma se obtuvo la cantidad total de barriles por año del pozo. Esto,

sumando la cantidad inicial producida previo el cambio de la geometría, más

el incremental fruto de dicho cambio.

Una vez obtenida la producción total anual (multiplicando el número de

barriles de petróleo por día por los 365 días del año). Procedimos a calcular

los ingresos anuales con una tarifa referencial de Crudo Oriente de $50USD.

Con el ingreso total anual, procedimos a restar los costos de margen de

soberanía, costos de transporte, costos de comercialización, costos de

producción e impuestos estatales (LEY CTEA y Ley 40). Seguidamente, del

resultado del ingreso neto de costos de transporte, restamos el monto

correspondiente al Impuesto a la renta, de conformidad con la Ley

Ecuatoriana.

Finalmente, se calculó los indicadores para determinar la rentabilidad del

proyecto. La metodología utilizada es la siguiente. Se descuentan los flujos

de efectivo desde el mes inicial en donde se realizó la inversión, a una tasa

de interés referencial del 12%. De esta forma, se obtiene el Valor Actual

Neto del flujo de efectivo del proyecto. El Valor Actual Neto (VAN) es un

indicador que determina la rentabilidad de un proyecto de la siguiente

manera. Si el indicador es menor a 0, el proyecto no es factible. Por lo que

sus ingresos descontados al periodo 1 no logran cubrir la inversión inicial.

Sin embargo, si el indicador VAN es igual o mayor a 0, el proyecto es

económicamente rentable. Con esto afirmamos que es recomendable

realizar la inversión inicial.

18

𝑉𝐴𝑁 = −𝐼𝑂 + ∑𝐹𝑡

(1 + 𝑘)𝑡

𝑛

𝑡 →0

[7]

Donde:

VAN: Valor actual neto

t: Período de evaluación

k: Taza de actualización

Io: Inversión inicial del proyecto

Ft: Flujo de caja en el período t

Posteriormente, se calcula la Tasa Interna de Retorno (TIR), que mide la

conveniencia de un proyecto en puntos porcentuales.

El TIR se obtiene igualando el valor actual neto (VAN) a cero.

𝑉𝐴𝑁 = 0 = −𝐼𝑂 + ∑𝐹𝑡

(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑡

𝑛

𝑡 →0

[8]

Donde:




TIR: Tasa interna de retorno


El siguiente indicador que se calculó, fue el PRI: Período de Recuperación

de la Inversión. El cual representa el número de días, meses o años, que se

requieren para cubrir la inversión inicial. Para calcular este indicador se

procedió de la siguiente manera. Inicialmente, se trazó un gráfico con los 12

meses en el eje de las x, para mostrar la producción anual del pozo. El PRI,

se obtiene mediante la determinación del corte de la recta con el eje X. Para

determinar el punto de corte se obtuvo en primer lugar la pendiente de la

recta. Posteriormente determinar la ecuación de la recta y el punto de corte

que se necesita.

Para determinar la pendiente de la recta, se utiliza la siguiente ecuación:

𝑚 =𝑌2 − 𝑌1

𝑋2 − 𝑋1 [9]

Una vez obtenida la pendiente, se procede a calcular la ecuación de la recta

con la siguiente fórmula:

19

𝑌 = 𝑚𝑋 + 𝑏 [10]

Una vez obtenida la ecuación de la recta, se despeja la variable X de la

siguiente manera:

𝑋 =𝑌 − 𝑏

𝑚 [11]

La variable X representa el Período de Recuperación de la Inversión.

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

19

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

El análisis de los posibles rediseños de geometrías, toma en cuenta los

parámetros mencionados en el capítulo anterior. El siguiente paso es

seleccionar la geometría óptima de la bomba. Ésta debe cumplir con todos

los parámetros. Se analizaron las curvas de comportamiento de afluencia,

mediante el método de Vogel.

3.1 Condiciones Actuales de los Pozos Seleccionados

Los datos mecánicos y de reservorio actuales del pozo, se detallan a

continuación desde la Tabla 5 hasta la Tabla 10.

El Pozo 186 presenta un yacimiento saturado, debido a que la presión de

burbuja es mayor que la presión de reservorio. El grado API indica que se

trata de un crudo mediano. El pozo tiene una producción actual de 240 bfpd,

además los datos muestran una presión de separador de 100 psi. Se intenta

reducir esta presión en cabeza de pozo. Con lo que la restricción al flujo

fluido disminuirá y así incrementará el caudal de producción.

Tabla 5. Datos del Pozo 186

Datos Reservorio y fluidos

Arena U Inferior + T

Presión de Reservorio (psi) 995

Temperatura de reservorio (°F) 220

BSW (%) 4

SG del Gas (adim) 1,14

SG del Agua (adim) 1,013

Grado API (°API) 26

Producción Diaria (bfpd) 240

Presión de Burbuja (psi) 1 175

RGP (psc/bn) 250

Presión del Separador (psi) 100

Temperatura del separador (°F) 110

Presión de Fondo Fluyente (psi) 853

Salinidad (ppm-Cl) 18 750

Profundidad de reservorio (pies) 9 776

Datos Mecánicos

Tipo de Bomba Directa

Profundidad de la bomba (pies) 9 241

ID Casing (plg) 6,276

OD Casing (plg) -

ID Tubing (plg) 2,992

OD Tubing (plg) 3,5

20


Presión de Inyección (psi) 2 973

Caudal de Inyección (bfpd) 2 853

Presión de Entrada a la Bomba (psi) 644

Caudal de Cavitación (bfpd) 670

Fuente: Sertecpet®

Tabla 6. Datos del pozo 43


Arena U Inferior

Presión de Reservorio (psi) 1 169


BSW (%) 75



Grado API (°API) 27



RGP (pcs/bn) 261






Datos Mecánicos




OD Casing (plg) -


OD Tubing (plg) 3,500





Fuente: Base de datos Sertecpet®

21



Arena U Inferior



BSW (%) 47



Grado API (°API) 19,2



RGP (pcs/bn) 263



Presión de Fondo Fluyente (psi) 756,15



Datos Mecánicos




OD Casing (plg) 9 5/8






Caudal de Cavitación (bfpd) -




Arena U Inferior



BSW (%) 14






22


RGP (pcs/bn) 276






Datos Mecánicos




OD Casing (plg) -




Caudal de Inyección (bfpd) -






Arena T Inferior



BSW (%) 8






RGP (pcs/bn) 239






Datos Mecánicos




OD Casing (plg) -

23





Caudal de Inyección (bfpd) -






Arena Hollín Inferior



BSW (%) 16





Presión de Burbuja (psi) 500

RGP (pcs/bn) 70






Datos Mecánicos




OD Casing (plg) -








24

3.2 Condiciones Optimizadas de los Pozos Seleccionados

La bomba Jet puede ser fácilmente optimizada. Esto se logra cambiando la

configuración nozzle - garganta en función a los datos obtenidos según los

parámetros actuales de operación.

Al reducir la presión de cabeza (presión de retorno) se incrementa la

producción ya que la restricción al paso de fluido es menor.

Con los dos criterios mencionados anteriormente y mediante el uso de la

herramienta informática Claw® se obtienen los siguientes resultados:

• Pozo 186:

Mediante la simulación que se realizó en el software Claw® se obtuvieron

los siguientes resultados. Para el Pozo 186, intervenido actualmente con una

bomba jet 11J; se seleccionó la geometría 12K, con una presión de

inyección de 3 500 psi. Tomando en cuenta que se obtuvo el mejor caudal

de retorno de producción de petróleo. Esto al reducir la presión de retorno,

que cumple con uno de los objetivos principales del análisis.

En la curva de comportamiento de afluencia (inflow) actual, se pudo

identificar que el caudal máximo del pozo es 802 bbl/día. Un IP compuesto

de 1,84 bpd/psi y un caudal de producción de 272 bbl/día. Además, se logró

determinar la curva de demanda (outflow), la cual representa la eficiencia de

la bomba con esa geometría (

Figura 1).

Con la optimización propuesta se obtuvieron los siguientes resultados. El

caudal de producción aumentó a 396 bbl/día, lo que significa un incremento

de producción neta de 119,04 bppd (45,58%) frente a las condiciones

actuales (

Figura 2).

Tabla 11. Resultados de geometría actual vs. geometría propuesta Pozo 186

POZO 186 UNIDAD

GEOMETRÍA ACTUAL

GEOMETRÌA PROPUESTA

11J 12K

PRESION DE INYECCION psig 2 940 3 500

CAUDAL DE INYECCION bfpd 2 235 3 051

PRESIÓN ALTURA BOMBA psig 785,82

PRESION DE ENTRADA A LA BOMBA psig 643,82 536

25

PIP psig 623 535

CAUDAL DE PRODUCCION bfpd 272 396

CAUDAL DE CAVITACION bfpd 581 617

Continuación Tabla 11

INCREMENTO DE LA INYECCION bfpd 816

CORTE DE AGUA % 4 4

PRESION DEL MODULO psig 100 30

INCREMENTO DE PRODUCCION bfpd 124

INCREMENTO DE PRODUCCION NETA bfpd 119,04

FACTOR DE CAVITACION (min 25%) % 114 56

• Punto de operación del sistema actual:

Con la configuración actual de la bomba (11J) con presión de entrada a la

bomba de 623 psi, tenemos un caudal de producción de 272 bbl/día

Figura 1. Resultado de comportamiento de afluencia actual del Pozo 186

• El punto de operación del sistema propuesto:

El caudal de producción incrementó de 272 bbl/día a 396 bbl/día con la

geometría propuesta (12K). Teniendo una presión de entrada a la bomba de

535 psi, lo que se refleja en un incremento del 45,6% de la producción

actual.

Datos

Presión prom Reservorio Pr 786 psi

Presión dinámica Pwf 644 psi

Presión de burbuja Pb 786 psi

Caudal de líquido qf 240 bbl/d

Fw 4 %

Cálculos

Indice de productividad J 1,838 bpd/psi

Caudal a Pb q 0 bbl/d

Caudal Máximo qmax 802 bbl/d

Calcular caudal @ Pwf

Presión dinámica Pwf1 623 psi

Caudal @ Pwf1 272 bbl/d

OutFlow P(psi) Q(bfpd)

470 189

532 221

593 254

654 286

714 319

773 351

IPR Combinado POZO: POZO 186

FECHA: 08/06/2019

272

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

-200 0 200 400 600 800 1000

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

11-J Piny=2940 psi

26

Figura 2. Resultado de comportamiento de afluencia optimizado del Pozo 186

Finalmente, para lograr el objetivo se requiere de facilidades de superficie.

La instalación de un tanque en superficie, al cual estará alineada la

producción con la finalidad de disminuir la presión de retorno. De esta forma

se logra incrementar la producción neta en 119,04 bppd.

• Pozo 43

Los resultados de la simulación, en el Pozo 43, determinaron lo siguiente. El

mejor caudal de producción, al reducir la presión de retorno, la obtenemos

con la geometría 12K. Esto, inyectando fluido con una presión de 3187 psi.

Al cambiar la configuración de la geometría antes mencionada, el caudal de

producción se optimiza a 723 bbl/día. Con lo que tenemos un incremento de

producción neta de 15,25 bppd representado en 9,21% frente a las

condiciones actuales (

Figura 4).

En la Figura 3 se puede observar la curva inflow. En donde se pudo

identificar el caudal máximo del pozo, 1481 bbl/día. Un IP compuesto de

2,51 bpd/psi y un caudal de producción de 662 bbl/día. Además, la curva

outflow, la cual representa la eficiencia de la bomba con esa geometría.

Datos





Fw 4 %

Cálculos








357 274

425 321

496 368

578 416

656 463

738 510


FECHA: 08/06/2019

396

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

-200 0 200 400 600 800 1000

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

12-K Piny=3500 psi

27


POZO 43 UNIDAD

GEOMETRÍA ACTUAL

GEOMETRÍA PROPUESTA

12K 12K



PRESIÓN ALTURA BOMBA psig 1 060,65


PIP psig 759 726




CORTE DE AGUA % 75 75



INCREMENTO DE PRODUCCION NETA bppd 15,25


• El punto de operación del sistema actual es:

De acuerdo a los parámetros del pozo, con la bomba 12K tenemos un

caudal de producción de 662 bbl/día, con presión de entrada a la bomba de

759 psi.


Datos

Presión prom Reservorio Pr 1.061 psi


Presión de burbuja Pb 1.061 psi


Fw 75 %

Cálculos



Caudal Máximo qmax 1.481 bbl/d





328 420

443 492

575 564

727 636

913 708

1092 780


FECHA: 08/06/2019

662

0

200

400

600

800

1000

1200

-500 0 500 1000 1500 2000

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

12-K Piny=3100 psi

28

• El punto de operación del sistema propuesto es:

Al reducir la presión de entrada de la bomba a 726 psi, se observó que el

caudal de producción incrementó a 723 bbl/día. Un incremento porcentual de

9,2% de la producción actual.


Al disminuir la presión de retorno de 120 psig (actual) a 30 psig (propuesta),

se incrementa la producción neta en 15,25 bppd. Esto se logra instalando

adicionalmente, facilidades de superficie.

• Pozo 207

De acuerdo a los parámetros del Pozo 207, después de analizar las

diferentes configuraciones arrojadas por el simulador tenemos. Se

seleccionó la geometría 12K, donde se determinó que el caudal máximo del

pozo es 748 bbl/día. Teniendo un IP compuesto de 0,77 bfpd/psi, un caudal

de producción de 580 bbl/día y una presión de inyección de 3500 psig.

Además, se logró determinar la curva de demanda (outflow). Representando

la eficiencia de la bomba con esa geometría (

Figura 5).

Con la nueva geometría seleccionada se obtuvo menor presión de entrada a

la bomba. Con lo cual se disminuye la presión de retorno e incrementa el

caudal de producción de petróleo.

Datos





Fw 75 %

Cálculos



Caudal Máximo qmax 1.481 bbl/d





340 500

461 585

625 671

804 757

1004 843

1218 928

FECHA: 08/06/2019


723

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

-500 0 500 1000 1500 2000

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

12-K Piny=3200 psi

29

Con la optimización propuesta y de acuerdo a la curva de comportamiento,

el caudal de producción aumentó a 614 bbl/día. Esto significa un incremento

de producción neta de 18,02 bppd (5,86%) frente a las condiciones actuales

(

Figura 6).


POZO 207D UNIDAD

GEOMETRÍA ACTUAL


12K 12K





PIP psig 686 598










Con la configuración actual de la bomba (12K) con presión de entrada de

686 psi, tenemos un caudal de producción de 580 bbl/día.

30



Con la configuración propuesta (12K), presión de entrada a la bomba de 598

psi, se tiene un caudal de producción de 614 bbl/día. Reflejando un

incremento del 5,9% de la producción actual.


Datos





Fw 47 %

Cálculos








406 405

509 475

625 544

753 614

908 683

1055 753


FECHA: 08/06/2019

580

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 200 400 600 800 1000

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

12-K Piny=3251 psi

Datos





Fw 47 %

Cálculos








327 422

418 494

525 567

649 639

804 712

962 784

FECHA: 08/06/2019


614

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 200 400 600 800 1000

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

12-K Piny=3500 psi

31

Se recomienda que la producción de este pozo sea alineada a un tanque en

superficie. Disminuyendo así la presión de retorno, antes mencionada.

Incrementando la producción neta en 18,02 bppd.

• Pozo 197

Para este pozo, mediante la simulación se seleccionó la geometría 12K con

presión de inyección de 3481 psi. En la curva inflow, se identificó que el

caudal máximo del pozo es 410 bbl/día, IP compuesto de 0,65 bfpd/psi y

caudal de producción de 279 bbl/día. Además, se determinó la curva outflow,

que representa la eficiencia de la bomba con esa geometría (

Figura 7).

Con este cambio de geometría se observó que el caudal de producción

aumentó a 344 bbl/día; un incremento de producción neta de 55,04 bppd. Es

decir, (22,94%) frente a las condiciones actuales (Figura 8).


POZO 197D UNIDAD

GEOMETRÍA ACTUAL


11K 12K





PIP psig 591 388










La configuración actual de la bomba (11K) presenta una presión de entrada

a la bomba de 591 psi, teniendo un caudal de producción de 279 bbl/día.

32



Con la configuración propuesta 12K. Obtenemos una presión de entrada a la

bomba de 388 psi, un caudal de producción de 344 bbl/día y un incremento

del 22,9% de la producción actual.

Datos





Fw 14 %

Cálculos








511 224

569 262

625 301

680 339

734 378

787 416


FECHA: 08/06/2019

279

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

-100 0 100 200 300 400 500 600

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

11-K Piny=3500 psi

33


Se logra disminuir la presión de retorno de 140 psig a 30 psig,

implementando un tanque en superficie. Incrementando la producción neta

en 55,04 bppd.

• Pozo 232

Como resultado de la simulación para el pozo 232, se seleccionó la

geometría 12K, inyectando fluido a 3500 psi. Se obtuvo el mejor caudal de

retorno, al reducir la presión del mismo. En la curva de comportamiento de

afluencia, se pudo identificar lo siguiente. Un caudal de producción de 310

bbl/día, un caudal máximo del pozo de 616 bbl/día, con un IP compuesto de

1,16 bfpd/psi.

Además, se logró determinar la curva de demanda, que representa la

eficiencia de la bomba con esa geometría (

Figura 9). De acuerdo a la curva de comportamiento, el caudal de producción

aumentó a 370 bbl/día, lo que significa un incremento de producción neta de

55,2 bppd. teniendo un incremento porcentual de 19,42% frente a las

condiciones actuales (

Figura 10).

Datos





Fw 14 %

Cálculos








260 240

307 281

361 322

414 364

470 405

528 446

FECHA: 08/06/2019


344

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

-100 0 100 200 300 400 500 600

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

12-K Piny=3481 psi

34


POZO 232 UNIDAD

GEOMETRÍA ACTUAL


11J 12K



PRESIÓN ENTRADA BOMBA psig 953,75


PIP psig 642 566




CORTE DE AGUA % 8 8




FACTOR DE CAVITACION (min 25%) % 81% 72%


Con la configuración actual de la bomba 11J con presión de entrada a la

bomba de 642 psi, tenemos un caudal de producción de 310 bbl/día.


Datos





Fw 8 %

Cálculos








513 245

597 287

682 329

768 371

855 413

956 455


FECHA: 08/06/2019

310

0

200

400

600

800

1000

1200

-200 0 200 400 600 800

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

11-J Piny=3500 psi

35


Con la configuración propuesta (12K) con presión de entrada a la bomba de

566 psi, tenemos un caudal de producción de 370 bbl/día. Con un

incremento del 19,4%.

Figura 10. Resultado de comportamiento de afluencia propuesto del Pozo 232

Con el objetivo de reducir la presión de retorno a 30 psig, se requiere instalar

un tanque en superficie. Obteniendo así, un incremental de producción de

55,2 bppd,

• Pozo 65

La geometría 12K presentó las mejores condiciones y el mejor incremental

de producción dentro de la simulación, con una presión de inyección de 3008

psig. Esto además de reducir la presión de retorno. La curva inflow mostró

que el caudal máximo del pozo es 407 bbl/día, con un IP compuesto de 0.18

bfpd/psi. Además, de determinar la curva de demanda outflow, (eficiencia de

la bomba) con esa geometría (Figura 11).

El incremento de caudal de producción fue de 360 bbl/día a 388 bbl/día, lo

que significa un incremento de producción neta de 23,52 bppd (7,77%).

(Figura 12).

Datos





Fw 8 %

Cálculos








359 245

426 287

497 329

571 371

649 413

729 455


FECHA: 08/06/2019

370

0

200

400

600

800

1000

1200

-200 0 200 400 600 800

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

12-K Piny=3500 psi

36


POZO 65B UNIDAD

GEOMETRÍA ACTUAL


11J 12K



PRESIÓN ENTRADA BOMBA psig 2 451,17

PRESION DE ENTRADA A LA BOMBA psig 530 300

PIP psig 481 279








FACTOR DE CAVITACION (min 25%) % 77% 45%


La configuración actual de la bomba 11J tiene una presión de entrada a

la bomba de 481 psi, donde tenemos un caudal de producción de 360

bbl/día.


Datos

Presión prom Reservorio Pr 2,500 psi




Fw 16 %

Cálculos

Indice de productividad J 0.178 bpd/psi







264 252

343 295

433 338

532 382

639 425

751 468

IPR Combinado POZO:

FECHA:

POZO 65

6/8/2019

360

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 100 200 300 400 500 600

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

11-JPiny=2900 psi

37


Con la configuración propuesta (12K) con presión de entrada a la bomba

de 279 psi, tenemos un incremento de producción de 7,7%, (388 bbl/día).


Datos

Presión prom Reservorio Pr 2,451 psi




Fw 16 %

Cálculos

Indice de productividad J 0.183 bpd/psi







154 272

197 319

250 366

312 412

385 459

469 506


FECHA: 6/8/2019

389

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 100 200 300 400 500 600

Pre

sió

n,

[psi

]

Caudal, q [bbl/d]

12-K Piny=3008 psi

37

3.3 Resultados Económicos

Al finalizar el proyecto, se procedió a realizar el análisis económico, con la

finalidad de demostrar si éste es económicamente rentable. Esto se lo

realizó con los siguientes indicadores económicos: tasa interna de retorno

(TIR), valor actual neto (VAN). Además de un análisis de perfil de

producción, con lo que se pudo estimar la declinación de producción a lo

largo del tiempo, y determinar la optimización de la misma y la viabilidad de

los proyectos mediante la implementación de optimización del sistema de

levantamiento artificial.

Perfil de Producción (BPPD)

Mes Pozo 186 Pozo 43 Pozo 207 Pozo 197 Pozo 232 Pozo 65

1 119,0 15,3 18,0 55,0 55,2 23,5

2 102,6 13,0 14,2 51,2 43,6 17,0

3 87,2 10,8 10,6 47,5 33,0 11,0

4 72,8 8,8 7,3 44,0 23,3 5,5

5 59,4 7,0 4,3 40,6 14,4 0,4

6 46,9 5,2 0,0 37,3 6,3 0,0

7 35,3 3,6 0,0 34,2 6,1 0,0

8 24,4 3,5 0,0 31,7 5,9 0,0

9 14,4 3,4 0,0 29,3 5,7 0,0

10 11,8 3,3 0,0 27,0 5,5 0,0

11 9,3 3,2 0,0 24,7 5,4 0,0

12 7,0 3,1 0,0 22,6 5,2 0,0

Tabla 17. Perfil de Producción de los Pozos

Tasa Interna de Retorno (TIR)

La tasa interna de retorno es la tasa de rentabilidad que tiene un proyecto y

determina el incremento del capital en el periodo de vida de un proyecto.

𝑉𝐴𝑁 = 0 = −𝐼𝑂 + ∑𝐹𝑡

(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑡

𝑛

𝑡 →0

[10]

Dónde:




TIR: Tasa interna de retorno


38

Valor Actual Neto (VAN)

Parámetro económico, que permite traer al presente el flujo de caja de un

proyecto para conocer la ganancia o pérdida del mismo.

𝑉𝐴𝑁 = −𝐼𝑂 + ∑𝐹𝑡

(1 + 𝑘)𝑡

𝑛

𝑡 →0

[11]

Dónde:



k: Taza de actualización



3.3.1 Consideraciones económicas del proyecto

• Para el este análisis se consideraron dos casos; el caso Sertecpet,

que es la empresa prestadora de servicios y el caso PAM que es la

operadora del campo en estudio.

• Dentro del caso Sertecpet se consideraron los ingresos que tendrá la

empresa, al alquilar sus equipos y vender sus herramientas para la

intervención de los pozos; cambiando la geometría e instando

facilidades de superficie. Considerando un total de ingresos de 278

745 USD al cabo de un año.

• Adicional a esto, se analizó el caso PAM, que en este caso es la

operadora que decide invertir o no en el proyecto. Allí se analizaron

los costos operativos y de alquiler de herramientas para dicha

optimización.

• Se consideró una tarifa de 32 dólares por barril de petróleo producido,

tarifa que recibe la empresa Petroamazonas EP por cada barril de

petróleo extraído.

• Se consideró los costos operativos del campo en 3,75 dólares por

barril de petróleo producido.

39

Pozos

186 43 207 197 232 65

Producción Optimizada Anual

17 939 2 433 1 653 13 561 6 368 1 740

Ingresos Anuales 579 989 78 664 53 428 438 445 205 874 56 250

Costos Anuales -346 017 -287 869 -284 942 -329 600 -302 624 -285 269

233 972 -209 205 -231 514 108 845 -96 750 -229 019

TIR > 100% 0 0 > 100% 0 0

VAN 230 929 -198 879 -219 619 104.937 -89 141 -217 025

Tabla 18. Resumen análisis económico de optimización de pozo

De acuerdo a los análisis de declinación de producción de cada pozo se

procedió a realizar el análisis económico para el caso PAM EP, puesto que

la operadora decidirá si un proyecto es rentable para ellos.

Pese que para la operadora solo 2 de los 6 pozos seleccionados son

rentables, para la empresa SERTECPET todos los pozos son rentables,

puesto que las facilidades que deben colocar para la optimización de

geometría y disminución de presión en cabeza es necesario reducir los

tramos de líneas de producción.

El detalle del análisis económico y de declinación de producción se

encuentra en la parte de los anexos.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

40

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

• Del análisis de los 34 pozos, se determinó que 6 de ellos cumplían

con las premisas para reducir la presión de cabeza mayor a 100 psi.

Logrando así incrementar la producción de los mismos. Todos los

pozos seleccionados cumplían con los requisitos para ser intervenidos

y optimizar el proceso de extracción. Cabe recalcar la importancia de

implementar tanques en locación. Esto con la finalidad de reducir la

presión requerida para producción, incrementando la producción de

crudo.

• De los 6 pozos analizados, 6 presentaban un potencial mayor a lo que

podrían estar produciendo. Esto significaba que se encontraban

limitados por la bomba. El promedio de optimización de producción es

de un 19%. De los datos obtenidos de la simulación, se pudo

determinar que la geometría 12K cumple con el objetivo propuesto.

Esto quiere decir, disminuir la presión de cabeza, logrando un

incremento de producción.

• Los 6 pozos analizados presentaban un TIR > 100% en el caso

Sertecpet. Estos se consideran sumamente rentables. Además de

otro dato económico sumamente importante en la industria petrolera,

como el Payback recuperando la inversión en menos de un año.

• Para el caso PAM solo 2 de los 6 pozos resultaron rentables puesto a

la cantidad de equipos necesarios para cambiar la geometría y

optimizar la producción.

Recomendaciones

• Para estudios posteriores, se recomienda monitorear continuamente

la pwf en cada pozo, antes de intervenirlo. Esto con el fin de seguir

optimizando la producción de crudo sin la necesidad de un cambio en

la geometría. Evitando de esta manera, una corrida dentro del pozo

para recuperar la bomba jet.

• Para futuros proyectos, además del cambio de la geometría de la

bomba, se recomienda implementar un tanque de producción en

locación. Buscando disminuir la presión en cabeza del pozo, para que

pueda fluir con mayor facilidad. Además, de la contratación de un

vaccum que pueda transportar los fluidos de acuerdo al potencial que

cada uno presenta.

• Para futuros diseños de geometría de bomba, es recomendable

analizar el tipo de fluido motriz a inyectar. Es decir que éste se

encuentre dentro de los parámetros adecuados para no dañar a los

pozos productores. Por ejemplo, con la producción de sólidos, puesto

41

que estos representan un factor de riesgo para las bombas como

erosión de la garganta o taponamiento de la misma.

• Para posteriores proyectos, dentro del análisis económico, es

importante tener en cuenta las variaciones de los costos de

producción y el precio de venta de crudo. Por lo tanto, se recomienda

realizar una reevaluación anual de los proyectos. Esto, con la finalidad

de saber si siguen siendo rentables o no. Debido a que las

condiciones pudieron haber cambiado en el transcurso del tiempo.

• Para futuros análisis de pozos, se recomienda tener en consideración

los pozos que se encuentren produciendo sobre la presión de burbuja.

Con el fin de evitar bloqueos por gas o cavitación que afecten de

manera importante al funcionamiento de la bomba. En el caso de

producción con gas se recomienda la instalación de un mechero.

BIBLIOGRAFÍA

42

5. BIBLIOGRAFÍA

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ANEXOS

45

ANEXO Anexo 1. GRÁFICAS DE ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD SIMULADO EN SOFTWARE CLAW®

POZO 186:

POZO 43:

46

POZO 207

POZO 197

47

POZO 232

POZO 65B

48

Anexo 2. REPORTE DE ANÁLISIS NODAL DE BOMBA JET SIMULADO EN SOFTWARE CLAW®

POZO 186

• Geometría Actual

• Geometría Propuesta

49

POZO 186



50

POZO 207



51

POZO 197



52

POZO 232



53

POZO 65B



54

Anexo 3. PERFILES DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS

Pozo 186

Pozo 43

55

Pozo 207

Pozo 197

56

Pozo 232

Pozo 65

57

Anexo 4. ANÁLISIS ECONÓMICO

Caso Sertecpet

Ingresos Tarifa Diaria dic-19 ene-20 feb-20 mar-20 abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20

Venta Geometria 2 752 2 752 2 752 2 752

Tarifa Mensual

Tanques 96 2 381 2 381 2 227 2 381 2 304 2 381 2 304 2 381 2 381 2 304 2 381 2 304 2 381

Bota 200 4 960 4 960 4 640 4 960 4 800 4 960 4 800 4 960 4 960 4 800 4 960 4 800 4 960

Scrubber 112 2 778 2 778 2 598 2 778 2 688 2 778 2 688 2 778 2 778 2 688 2 778 2 688 2 778

Tea 85 2 108 2 108 1 972 2 108 2 040 2 108 2 040 2 108 2 108 2 040 2 108 2 040 2 108

Operador 200 4 960 4 960 4 640 4 960 4 800 4 960 4 800 4 960 4 960 4 800 4 960 4 800 4 960

Tuberia y valvulas 150 3 720 3 720 3 480 3 720 3 600 3 720 3 600 3 720 3 720 3 600 3 720 3 600 3 720

Total Ingreso 278 745 23 658 20 906 19 558 23 658 20 232 20 906 22 984 20 906 20 906 22 984 20 906 20 232 20 906

Costos Inversión Equipos -99 000 -99 000

Costos Operativos -39 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000

Costos Totales -138 000 -102 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000

CashFlow -78 342 17 906 16 558 20 658 17 232 17 906 19 984 17 906 17 906 19 984 17 906 17 232 17 906

CashFlow Acumulado -78 342 -60 435 -43 878 -23 219 -5 987 11 919 31 903 49 810 67 716 87 700 105 606 122 838 140 745

58

Caso PAM Pozo 186

dic-19 ene-20 feb-20 mar-20 abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20

Ingresos Producción Mensual Incremental (BPPM) 17 939 3 690 2 974 2 702 2 184 1 841 1 407 1 093 757 431 365 279 216

Barriles Petróleo Mes (BPPD) 119 103 87 73 59 47 35 24 14 12 9 7

Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32

Total Ingresos (US$) 579 989 0 119 308 96 151 87 351 70 596 59 518 45 483 35 340 24 490 13 935 11 814 9 036 6 968

Costos Tarifa Alquiler Aquipos Sertecpet (US$) -278 745 -23 658 -20 906 -19 558 -23 658 -20 232 -20 906 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906

Opertivos (US$) -67 273 0 -13 838 -11 152 -10 132 -8 188 -6 903 -5 276 -4 099 -2 841 -1 616 -1 370 -1 048 -808

Total Costos -346 017 -23 658 -34 745 -30 710 -33 790 -28 420 -27 810 -28 260 -25 005 -23 747 -24 600 -22 277 -21 280 -21 715

CashFlow (US$) -23 658 84 563 65 441 53 560 42 176 31 708 17 224 10 335 743 -10 665 -10 463 -12 244 -14 747

CashFlow Acumulado (US$) -23 658 60 904 126 345 179 906 222 081 253 789 271 013 281 348 282 090 271 425 260 962 248 719 233 972

TIR > 100%

NPV 230 929

59

Caso PAM Pozo 43


Ingresos Producción Mensual Incremental (BPPM) 2 433 473 376 335 265 216 157 112 108 101 101 95 95


Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32



Opertivos (US$) -9 124 0 -1 773 -1 409 -1 258 -992 -809 -587 -419 -406 -380 -380 -356 -355

Total Costos -287 869 -23 658 -22 679 -20 967 -24 916 -21 224 -21 715 -23 571 -21 326 -21 312 -23 364 -21 286 -20 588 -21 262

CashFlow (US$) -23 658 -7 395 -8 817 -14 073 -12 669 -14 742 -18 506 -17 711 -17 815 -20 089 -18 012 -17 522 -18 197

CashFlow Acumulado (US$) -23 658 -31 053 -39 870 -53 943 -66 611 -81 353 -99 859 -117 570 -135 385 -155 474 -173 486 -191 008 -209 205

TIR 0

NPV -198 879

60

Caso PAM Pozo 207




Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32

Total Ingresos (US$) 53 428 0 18 060 13 316 10 669 7 115 4 268 0 0 0 0 0 0 0


Opertivos (US$) -6 197 0 -2 095 -1 544 -1 238 -825 -495 0 0 0 0 0 0 0

Total Costos -284 942 -23 658 -23 001 -21 102 -24 896 -21 057 -21 401 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906

CashFlow (US$) -23 658 -4 941 -7 786 -14 227 -13 943 -17 134 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906


TIR 0

NPV -219 619

61

Caso PAM Pozo 197


Ingresos Producción Mensual Incremental (BPPM) 13 561 1 706 1 485 1 473 1 320 1 258 1 119 1 059 982 878 836 742 701


Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32



Opertivos (US$) -50 855 0 -6 398 -5 569 -5 525 -4 949 -4 718 -4 198 -3 973 -3 683 -3 294 -3 135 -2 784 -2 628

Total Costos -329.600 -23 658 -27 305 -25 127 -29 184 -25 181 -25 625 -27 182 -24 879 -24 589 -26 278 -24 042 -23 016 -23 534

CashFlow (US$) -23 658 27 859 22 889 18 453 17 486 15 053 9 011 9 370 7 163 2 122 2 989 986 -878

CashFlow Acumulado (US$) -23 658 4 200 27 089 45 543 63 029 78 082 87 093 96 463 103 626 105 748 108 737 109 723 108 845

TIR > 100%

NPV 104 937

62

Caso PAM Pozo 232


Ingresos Producción Mensual Incremental (BPPM) 6 368 1 711 1 264 1 022 698 446 189 189 183 172 171 161 161


Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32



Opertivos (US$) -23 879 0 -6 417 -4 741 -3 833 -2 617 -1 673 -710 -710 -687 -643 -643 -602 -602

Total Costos -302 624 -23 658 -27 323 -24 299 -27 492 -22 849 -22 580 -23 694 -21 616 -21 593 -23 627 -21 549 -20 834 -21 508

CashFlow (US$) -23 658 28 001 16 578 5 557 -287 -8 153 -17 572 -15 495 -15 671 -18 082 -16 005 -15 643 -16 319

CashFlow Acumulado (US$) -23 658 4 342 20 920 26 478 26 190 18 037 466 -15 030 -30 701 -48 783 -64 788 -80 431 -96 750

TIR 0

NPV -89 141

63

Caso PAM Pozo 65




Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32

Total Ingresos (US$) 56 250 0 23 573 15 934 11 016 5 311 417 0 0 0 0 0 0 0


Opertivos (US$) -6 524 0 -2 734 -1 848 -1 278 -616 -48 0 0 0 0 0 0 0

Total Costos -285 269 -23 658 -23 641 -21 406 -24 936 -20 848 -20 955 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906

CashFlow (US$) -23 658 -68 -5 472 -13 920 -15 537 -20 538 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906


TIR 0

NPV -217 025

64

Anexo 5. DIAGRAMAS DE POZOS

POZO 186

(SERTECPET®, 2016)

TBG 3-1/2"

3-1/2" CAMISA DE CIRCULACION

9241' (TVD)

ZAPATO GUIA CEMENTADO

ZAPATO GUÍA CEMENTADO

CSG SUPERFICIAL

CSG CONDUCTOR

CSG 9 5/8"

7" COLGADOR LINER (6.276" ID)

ZAPATA GUIA CEMENTADA "

PACKER HIDRAULICO

Arena " U inf + T"

9776' (TVD)Prof Prom

NO-GO

65

POZO 43

(SERTECPET®, 2016)

TBG 3-1/2"


9086' (TVD)



CSG SUPERFICIAL

CSG CONDUCTOR

CSG 9 5/8"



PACKER HIDRAULICO

Arena " U inferior "


NO-GO

66

POZO 207

(SERTECPET®, 2016)

TBG 3-1/2"


10031' (TVD)



CSG SUPERFICIAL

CSG CONDUCTOR

CSG 13 3/8"


PACKER HIDRAULICO



NO-GO

9 5/8" CSG (8.681" ID)

67

POZO 197

(SERTECPET®, 2016)

TBG 3-1/2"


9232' (TVD)



CSG SUPERFICIAL

CSG CONDUCTOR

CSG 9 5/8"



PACKER HIDRAULICO



NO-GO

68

POZO 232

(SERTECPET®, 2016)

TBG 3-1/2"


10254' (TVD)



CSG SUPERFICIAL

CSG CONDUCTOR

CSG 9 5/8



PACKER HIDRAULICO

Arena " T inferior "


NO-GO

69

POZO 65

(SERTECPET®, 2016)

TBG 3-1/2"


9795' (TVD)



CSG SUPERFICIAL

CSG CONDUCTOR

CSG 9 5/8



PACKER HIDRAULICO

Arena " Hollin Inferior "


NO-GO

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