UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE … · 2017-09-05 · quito, julio 2017 universidad central del ecuador facultad de ingenierÍa en geologÍa, minas, petrÓleos y ambiental

Quito, Julio 2017

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“COMPARACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA ENTRE SISTEMAS DE COMPLETACIÓN

INTELIGENTE Y DUAL CONCÉNTRICA PARA OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN DEL

ACTIVO LAGO AGRIO”

Trabajo de Titulación, Modalidad Proyecto de Investigación previo a la obtención del Título de

Ingenieros en Petróleos

AUTORES:

Borja Santamaria Piedad Isabel

Escorza Cóndor Luis Alberto

TUTOR:

Ing. Guerra Badillo Marco Antonio

ii

DEDICATORIA

Este trabajo de titulación se lo dedico con todo cariño a mis padres, a ti madre querida Nelly

Santamaria que desde pequeña me forjaste con tu amor, dedicación y entrega, sé que desde el

cielo me envías tus bendiciones y me cuidas, siempre estás en mi mente y corazón.

A mi padre Luis Borja, que sin su arduo trabajo y esfuerzo para que mi hermana y yo salgamos

adelante, a pesar de las adversidades y la falta de nuestra madre, no hubiera logrado la

culminación de mi carrera le quiero con todo mi corazón.

A mi querida hermana Andrea Soledad, que siempre me apoyo en todo momento y cuido de mí.

A mi querido compañerito de tesis y enamorado Luis, siendo un apoyo incondicional con su

infinita paciencia y cariño.

A toda mi familia que siempre estuvo pendiente en esta meta con su cariño y aprecio.

A todas las personas que han sido parte de mi vida durante mis estudios universitarios y en la

realización de mis pasantías ayudándome a forjarme como una profesional.

Piedad Isabel Borja Santamaria

iii

DEDICATORIA

A Dios por todas las bendiciones que ha derramado sobre mí, porque me ha permitido vivir y

por darme fortaleza para salir adelante cada día de mi vida.

A la Virgencita del Quinche quien nunca me abandona e intercede por mí cuando más lo

necesito.

A mi madre Susana la persona más importante para mí,

que siempre ha velado por el bienestar de mí y mis hermanos, por su apoyo incondicional en

todo momento, y por brindarme todo su amor e inculcarme valores y principios y más

importante a siempre confiar y buscar la voluntad de Dios

A mi padre Luis por brindarme todo su apoyo y sacrificio por siempre desear y

anhelar lo mejor para mi vida, gracias por toda la ayuda, por cada consejo y por cada una de

sus palabras que me guiaron para ser una persona de bien.

A mis hermanos Edison y Jonathan, por su apoyo y animo a lo largo de mi vida.

A mi amiga, enamorada y compañera Isabel por su apoyo desde los primeros años de carrera,

por su amor y paciencia, por haber formado un equipo de trabajo para lograr esta meta, por

esas noches de desvelo, por abrirme las puertas de su casa y compartir su vida y la de su

familia.

A mi familia y amigos que de una u otra manera me han apoyado para alcanzar esta meta.

Luis Alberto Escorza Cóndor

iv

AGRADECIMIENTO

A Dios por cada una de sus bendiciones, todo logro es gracias a ti, gracias a mis padres y

hermana desde lo más profundo de mi corazón los amo, les agradezco por todo lo que han hecho

por mí, gracias por estar siempre a mi lado.

A mi madre querida Nelly mi más profundo agradecimiento por haberme formado como la mujer

que soy espero que te sientas siempre orgullosa de mí.

A toda mi familia a mis tías, tíos y mis abuelitos Jaime y Francisco gracias por su apoyo

incondicional.

A mis queridas niñas Arenita y Layla que siempre me acompañaron en cada momento al igual

que mi querido Rufito.

A las personas que me ayudaron en este proyecto al Ing. Marco Guerra por todas sus

enseñanzas y a quienes forman parte de la empresa Baker Hughes, en especial al Ing. Edgar de

la Cueva y al Ing. Diego Zambrano.

Un agradecimiento especial al personal de la empresa donde realice mis prácticas pre

profesionales gracias por todo su apoyo y cariño en todo este tiempo se convirtieron en mis

amigos apoyándome en todo momento gracias Sergio, Alejandra, Pablo, Jorge, Silvia, Nachita,

Polito, William gracias por cada una de sus enseñanzas.

Piedad Isabel Borja Santamaria

v

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios por permitirme haber llegado a este día, a cumplir una meta más que

él ha dispuesto en mi camino. Por haberme brindado salud y fuerza para superar obstáculos y

dificultades a lo largo de toda mi vida.

A la distinguida Universidad Central, La Facultad de Ingeniería en Geología, Minas

Petróleos y Ambiental y la prestigiosa Escuela de Ingeniería de Petróleos por acogerme en

sus aulas y por todos los conocimientos transmitidos que me han permitido formarme de la

mejor manera en aspecto académico y humano.

Debo agradecer de manera especial y sincera al Ing. Marco Guerra por impartirnos sus

conocimientos, recomendaciones, su tiempo y colaboración para el desarrollo del presente

trabajo.

A la empresa Baker Hughes y Petroamazonas EP, por permitirme realizar mi trabajo de

titulación, de manera especial a los Ing. Edgar de la Cueva y el Ing. Diego Zambrano por

guiarme desinteresadamente en el desarrollo de este proyecto.

A mis compañeros y amigos con quienes recorrer esta etapa fue mucho más llevadero y

alegre hacerlo, gracias por su amistad son parte importante en mi vida.

Luis Alberto Escorza Cóndor

vi

DERECHOS DE AUTOR

Nosotros, Piedad Isabel Borja Santamaria y Luis Alberto Escorza Cóndor en calidad de autores y

titulares de los derechos morales y patrimoniales del trabajo de titulación “COMPARACIÓN

TÉCNICO-ECONÓMICA ENTRE SISTEMAS DE COMPLETACIÓN INTELIGENTE Y

DUAL CONCÉNTRICA PARA OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN DEL ACTIVO LAGO

AGRIO”, modalidad Estudio Técnico , de conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO

DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS,CREATIVIDAD E

INNOVACIÓN, concedemos a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita,

intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente

académicos. Conservamos a nuestro favor todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos

en la normativa citada.

Asimismo, autorizamos a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y

publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto

en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Los autores declaran que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de

expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier

reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda

responsabilidad.

--------------------------------------- -----------------------------------

Piedad Isabel Borja Santamaria Luis Alberto Escorza Cóndor

C.C 172314361-4 C.C 171642358-5

Telf.: 0985710380 Telf.: 0987792354

E-mail: [email protected] E-mail: [email protected]

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FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR

Yo, Marco Antonio Guerra Badillo en calidad de Tutor del Trabajo de Titulación:

“COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA ENTRE SISTEMAS DE COMPLETACIÓN

INTELIGENTE Y DUAL CONCÉNTRICA PARA OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN DEL

ACTIVO LAGO AGRIO”, elaborado por la señorita PIEDAD ISABEL BORJA

SANTAMARIA y el señor LUIS ALBERTO ESCORZA CONDOR estudiantes de la carrera de

Ingeniería de Petróleos, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la

Universidad Central del Ecuador, considero que el mismo reúne los requisitos y méritos necesarios

para optar el Título de Ingeniero de Petróleos , y ha superado el control antiplagio , para ser

sometido a la evaluación del jurado examinador que se designe, por lo que lo APRUEBO, a fin

que el estudio técnico sea habilitado para continuar con el proceso de titulación determinado por

la Universidad Central del Ecuador.

En la ciudad de Quito a los 07 días del mes de junio del 2017.

Marco Antonio Guerra Badillo

Ingeniero de Petróleos

CI: 060087068-7

TUTOR

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FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL

El Tribunal constituido por: Dr. Jorge Ortiz, Ing. Nelson Suquilanda e Ing. Javier Romo, luego de

calificar el Trabajo de Titulación denominado: “COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA

ENTRE SISTEMAS DE COMPLETACIÓN INTELIGENTE Y DUAL CONCÉNTRICA

PARA OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN DEL ACTIVO LAGO AGRIO”, presentado por la

señorita Borja Santamaria Piedad Isabel y el señor Escorza Cóndor Luis Alberto, Egresados de la

Carrera de Ingeniería de Petróleos ,declaran que el presente proyecto ha sido revisado, verificado

y evaluado detenida y legalmente ,por lo que lo califican como original y autentico de los autores.

En la ciudad de Quito a los 21 días del mes de julio del 2017

Para constancia de lo actuado firman:

.

____________________

Dr. Jorge Ortiz

SUBDECANO

______________________ __________________

Ing. Nelson Suquilanda Ing. Javier Romo

MIEMBRO MIEMBRO

ix

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DEDICATORIA ........................................................................................................................... II AGRADECIMIENTO ................................................................................................................ IV DERECHOS DE AUTOR .......................................................................................................... VI APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR .......... VII

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL .. VIII ÍNDICE DE CONTENIDOS ...................................................................................................... IX ÍNDICE DE FIGURAS............................................................................................................ XIV ÍNDICE DE TABLAS.............................................................................................................. XVI ANEXOS ................................................................................................................................ XVIII

ABREVIATURAS Y SIGLAS ................................................................................................ XIX RESUMEN.................................................................................................................................. XX

ABSTRACT .............................................................................................................................. XXI

CAPÍTULO I: GENERALIDADES ............................................................................................ 1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................................... 1 1.1. Descripción del problema ................................................................................................... 1

1.2. Enunciado del tema ............................................................................................................. 1 1.3. Justificación e importancia .................................................................................................. 1 1.4. Objetivos ............................................................................................................................. 2

1.4.1. Objetivo General ................................................................................................................. 2 1.4.2. Objetivos Específicos .......................................................................................................... 2

1.5. Factibilidad y accesibilidad ................................................................................................. 2 1.5.1. Factibilidad .......................................................................................................................... 2 1.5.2. Accesibilidad ....................................................................................................................... 3

1.6. Entorno de estudio............................................................................................................... 3

1.6.1. Marco institucional.............................................................................................................. 3 1.6.2. Marco Ético ......................................................................................................................... 4 1.6.3. Marco legal.......................................................................................................................... 4

1.6.3.1. Agencia De Regulación Y Control Hidrocarburífero ..................................................... 4 CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO.......................................................................................... 6

UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ACTIVO ...................................................................... 6 2.1. Ubicación geográfica del campo Lago Agrio ..................................................................... 6 2.1.1. Estructura geológica del campo Lago Agrio ....................................................................... 6

2.2. Ubicación Geográfica del Campo Guanta-Dureno ............................................................. 9 2.3. Ubicación geográfica del Campo Parahuacu ...................................................................... 9

2.4. Tipos de mecanismo de producción del activo Lago Agrio .............................................. 10

2.5. Formaciones productoras del activo Lago Agrio .............................................................. 11

2.6. Características petrofísicas de los reservorios del activo Lago Agrio .............................. 11 2.6.1. Campo Lago Agrio ............................................................................................................ 11 2.6.1.1. Características de la roca .............................................................................................. 11 2.6.1.2. Propiedades de los Fluidos ........................................................................................... 11 2.6.2. Campo Guanta-Dureno ..................................................................................................... 12

2.6.2.1. Características de la roca .............................................................................................. 12 2.6.2.2. Propiedades de los Fluidos ........................................................................................... 12 2.6.3. Campo Parahuacu.............................................................................................................. 13 2.6.3.1. Características de la roca .............................................................................................. 13 2.6.3.2. Propiedades de los Fluidos ........................................................................................... 13

2.7. Reservas del Activo en estudio ......................................................................................... 14

x

2.7.1. Reservas Probadas ............................................................................................................. 14 2.7.2. Reservas Probables............................................................................................................ 14

2.7.3. Reservas Posibles .............................................................................................................. 14 2.7.4. Determinación de reservas ................................................................................................ 15 2.7.5. Método Volumétrico ......................................................................................................... 16 2.7.5.1. Petróleo Original En Situ (POES) ................................................................................ 16

2.7.6. Estimación de reservas del Activo en estudio. .................................................................. 16 2.7.6.1. Calculo del POES ......................................................................................................... 16 2.7.6.2. Cálculo de las reservas probadas, probables y posibles ............................................... 16 2.8. Distribución de pozos en el Activo. .................................................................................. 19 2.8.1. Distribución de pozos por su Tipo de Levantamiento ...................................................... 20

2.8.1.1. Campo Lago Agrio ....................................................................................................... 20 2.8.1.2. Campo Guanta .............................................................................................................. 21 2.8.1.3. Campo Parahuacu ......................................................................................................... 21

2.9. Generalidades de Completaciones de pozos ..................................................................... 22 2.9.1. Completación Sencilla Convencional ............................................................................... 23 2.9.2. Completación Sencilla Selectiva ....................................................................................... 24

2.9.3. Completaciones Múltiples ................................................................................................. 25 2.10. Completaciones Duales ..................................................................................................... 26 2.10.1. Completación Dual paralela ......................................................................................... 26

2.10.2. Completación Dual Concéntrica .................................................................................. 26 2.10.2.1. Componentes de la completación Dual Concéntrica. ................................................... 29

I. Cabezal y tubería concéntrica de producción ...................................................................... 29 1. Cabezal del pozo.................................................................................................................. 29 2. Pup Joint .............................................................................................................................. 29

II. Ensamble de Fondo BHA Concéntrico ............................................................................... 30

3. Sliding Sleeve (Camisa) ...................................................................................................... 31 4. Seating Nipple ..................................................................................................................... 31 5. Cross Over ........................................................................................................................... 31

6. Blast Joint ............................................................................................................................ 31 7. Stinger Assembly................................................................................................................. 31

III. Ensamble del equipo superior de la completación dual concéntrica. .................................. 31 8. Extension joint ..................................................................................................................... 34 9. Handling sub ........................................................................................................................ 34

10. Sistema Y Tool .................................................................................................................... 34 10.1 Y block ............................................................................................................................... 35

11. Insolation Sleeve ................................................................................................................. 35 12. PBR seal bore y extension sub ............................................................................................ 35

13. Telescopic Swivel ................................................................................................................ 35 14. Bypass tubing ...................................................................................................................... 35 15. Pump Sub............................................................................................................................. 36 16. Bypass Neck Clamps ........................................................................................................... 36 17. Pump Support ...................................................................................................................... 36

18. Extensión Sub ...................................................................................................................... 36 IV. Ensamble del equipo inferior de la completación dual concéntrica. ................................... 36 19. Handling Sub (Tubo de manipuleo) .................................................................................... 38 20. Shroud Hanger (Colgador de Capsula) ................................................................................ 38 21. Extension Joints / Sub ......................................................................................................... 38 22. Discharge Head ................................................................................................................... 38

23. Shroud Adapter .................................................................................................................... 38

xi

24. Shroud Casing ..................................................................................................................... 38 25. Shroud Crossover ................................................................................................................ 38

V. Ensamble Inferior de Empacadura y unidades sellantes CDC. ........................................... 39 46. Blast Joint ............................................................................................................................ 40 47. Pup Joint .............................................................................................................................. 40 48. Seating Nipple ..................................................................................................................... 40

49. Locator Seal Assembly (Localizador de sellos) .................................................................. 40 50. Packer .................................................................................................................................. 40 2.11. Completaciones Inteligentes ............................................................................................. 40 2.11.1. Componentes principales de una Completación Inteligente ........................................ 41 2.11.1.1. Sistema de Control de Superficie (SCS -Surface Control System) .............................. 42

2.11.1.2. Líneas de Control ......................................................................................................... 43 2.11.1.3. Protectores de cable ...................................................................................................... 44 2.11.1.4. Empacaduras de Producción con pasajes para líneas de control .................................. 44

2.11.1.5. Camisas deslizables o reguladores de flujo .................................................................. 45 I. Camisa HCM ....................................................................................................................... 46 II. Camisa deslizable HCM-ATM .............................................................................................. 46

III. SHROUDED HCMTM ......................................................................................................... 47 2.11.1.6. Sensores de Fondo ........................................................................................................ 48 I. Sensores permanentes de presión y temperatura ................................................................. 48

II. Medidor de flujo .................................................................................................................. 49 2.11.2. Instalación y Funcionamiento ...................................................................................... 50

2.12. Sistema de Bombeo Electrosumergible ............................................................................ 52 2.12.1. Equipo en Superficie .................................................................................................... 53 2.12.1.1. Transformador .............................................................................................................. 53

2.12.1.2. Variador de frecuencia (VSD) ...................................................................................... 53

2.12.1.3. Caja de Conexiones (Venteo) ....................................................................................... 54 2.12.1.4. Cable de Potencia Eléctrica .......................................................................................... 54 2.12.2. Equipo en Fondo .......................................................................................................... 55

2.12.2.1. Bomba Electrosumergible ............................................................................................ 55 2.12.2.2. Separador de Gas .......................................................................................................... 57

2.12.2.3. Sección Sellante o Protector ......................................................................................... 57 2.12.2.4. Motor Electrosumergible .............................................................................................. 58 2.12.2.5. Sensor de fondo ............................................................................................................ 59

CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO ...................................................................... 60 ANÁLISIS TÉCNICO PARA SELECCIONAR LOS POZOS CANDIDATOS ............. 60

3.1. Tipo De Estudio ................................................................................................................ 60 3.2. Universo y Muestra ........................................................................................................... 60

3.3. Métodos y técnicas de sistematización de datos ............................................................... 61 3.4. Procesamiento y análisis de la información ...................................................................... 61 3.5. Aspectos administrativos .................................................................................................. 62 3.6. Proceso de selección preliminar de posibles pozos candidatos ........................................ 62 3.6.1. Criterios de Selección preliminar de posibles candidatos ................................................. 62

3.6.2. Descripción del método de selección ................................................................................ 63 3.7. Etapa inicial: Análisis y preselección del estado actual del Activo .................................. 65 3.7.1. Pozos Reinyectores ........................................................................................................... 65 3.7.2. Pozos Abandonados .......................................................................................................... 65 3.7.3. Pozos Cerrados .................................................................................................................. 66 3.7.3.1. Campo Lago Agrio ....................................................................................................... 66

3.7.3.2. Campo Guanta .............................................................................................................. 68

xii

3.7.3.3. Campo Parahuacu ......................................................................................................... 69 3.7.3.4. Resumen de pozos cerrados preseleccionados con nuevas zonas a punzonar y caudal 70

3.7.4. Pozos productores ............................................................................................................. 71 3.7.4.1. Pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar....................................................... 71 3.8. Etapa final: Análisis de Pozos pre seleccionados ............................................................. 75

CAPÍTULO IV: ANALISIS E INTERPRETACION ............................................................. 77

4. Análisis Comparativo entre Completaciones Inteligentes y Dual Concéntrica. ............... 77 4.1. Completaciones Inteligentes: ventajas y desventajas ........................................................ 77 4.1.1. Ventajas ............................................................................................................................. 77 4.1.2. Desventajas ....................................................................................................................... 78 4.2. Completación dual concéntrica: ventajas y desventajas ................................................... 78

4.2.1. Ventajas ............................................................................................................................. 78 4.2.2. Desventajas ....................................................................................................................... 79 4.3. Análisis del pozo seleccionado ......................................................................................... 80

4.3.1. Historial del pozo .............................................................................................................. 80 4.4. Datos mecánicos del pozo ................................................................................................. 80 4.4.1. Diagrama Mecánico actual del pozo en estudio ................................................................ 81

4.5. Análisis petrofísico de las arenas ...................................................................................... 82 4.5.1. Arena U Inferior ................................................................................................................ 82 4.5.2. Arena T inferior................................................................................................................. 84

4.5.3. Calculo de parámetros petrofísicos ................................................................................... 84 4.6. Diseño de la completación Dual Concéntrica y BES ........................................................ 86

4.6.1. Paso 1: Recopilación de datos ........................................................................................... 86 4.6.2. Paso 2: Capacidad de la producción.................................................................................. 88 4.6.2.1. Calculo de las gravedades especificas .......................................................................... 88

4.6.2.2. Calculo de la presión de entrada a la bomba (PIP). ...................................................... 89

4.6.2.3. Cálculo del índice de productividad (IP) ...................................................................... 90 4.6.2.4. Calculo de la tasa de producción al punto de burbujeo. ............................................... 92 4.6.2.5. Gráfica IPR (Inflow Performance Relationship) .......................................................... 92

4.6.3. Paso 3: Calculo del gas ..................................................................................................... 94 4.6.3.1. Relación de Solubilidad (Rs) ........................................................................................ 95

4.6.3.2. Factor Volumétrico del Petróleo .................................................................................. 95 4.6.3.3. Factor Volumétrico del gas .......................................................................................... 96 4.6.3.3.1. Factor de compresibilidad ....................................................................................... 96

4.6.3.4. Calculo del porcentaje de gas libre............................................................................... 97 4.6.4. Paso 4: Calculo de Altura Dinámica Total (TDH) .......................................................... 100

4.6.4.1. Calculo del Levantamiento neto artificial (LNV) ...................................................... 101 4.6.4.2. Perdidas de fricción .................................................................................................... 101

4.6.4.3. Presión del cabezal ..................................................................................................... 102 4.6.5. Paso 5: Selección del tipo de bomba ............................................................................... 102 4.6.5.1. Dimensionamiento de la bomba ................................................................................. 103 4.6.5.2. Dimensionamiento del motor ..................................................................................... 105 4.6.6. Paso 6: Selección del cable ............................................................................................. 107

4.6.6.1. Determinación de la capacidad del equipo eléctrico en superficie. ........................... 109 4.6.7. Diseño de la completación Dual Concéntrica Arena “Ui” con AutographPC®. ............ 110 4.6.7.1. Pantalla de Información del pozo ............................................................................... 110 4.6.7.2. Pantalla de la Bomba .................................................................................................. 112 4.6.7.3. Pantalla de Motor ....................................................................................................... 112 4.6.7.4. Pantalla del sello ......................................................................................................... 113

4.6.7.5. Pantalla del Cable ....................................................................................................... 114

xiii

4.6.7.6. Pantalla del Controlador o Variador de frecuencia. ................................................... 115 4.6.7.7. Pantalla del sensor ...................................................................................................... 115

4.6.7.8. Descripción general del sistema seleccionado ........................................................... 116 4.6.8. Diseño de la completación Dual Concéntrica Arena “Ti” con AutographPC®. ............ 118 4.6.8.1. Pantalla de información de pozo ................................................................................ 118 4.7. Diseño de la completación Inteligente con el software AutographPC®. ........................ 121

CAPÍTULO V: ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................................... 124 ANÁLISIS ECONÓMICO .................................................................................................. 124 5.1. Flujo De Caja .................................................................................................................. 124 5.2. Valor Presente Neto (VPN) ............................................................................................. 124 5.3. Tasa Interna De Rentabilidad (TIR) ................................................................................ 125

5.4. Desarrollo del análisis económico .................................................................................. 125 5.4.1. Inversión Inicial .............................................................................................................. 125 5.4.2. Egresos ............................................................................................................................ 128

5.4.2.1. Gastos por mantenimiento posterior........................................................................... 129 5.4.3. Ingresos ........................................................................................................................... 130 5.4.4. Flujo neto de caja ............................................................................................................ 131

CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................... 135 BIBLIOGRAFÍA....................................................................................................................... 137

xiv

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Mapa de Ubicación Bloque 56, Activo Lago Agrio. ....................................................... 6 Figura 2: Mapa de Ubicación Geográfica Activo Lago Agrio. ...................................................... 7 Figura 3: Mapa Estructural, a la Base Caliza “A”, campo Lago Agrio. ......................................... 8 Figura 4: Mapa de Ubicación geográfica, campo Guanta Dureno.................................................. 9

Figura 5: Mapa de Ubicación geográfica, campo Parahuacu ....................................................... 10 Figura 7: Probabilidad en el volumen de reservas de hidrocarburos. ........................................... 15 Figura 7: Completación Sencilla Convencional ........................................................................... 23 Figura 8: Completación Sencilla Selectiva ................................................................................... 24 Figura 9: Completación Múltiple .................................................................................................. 25

Figura 10: Diagrama General de una Completación Dual Concéntrica. ...................................... 28 Figura 11: Cabezal Dual Concéntrico ........................................................................................... 29

Figura 12: Ensamble de Fondo BHA Concéntrico ....................................................................... 30

Figura 13: Ensamble de Equipo Superior CDC ............................................................................ 32 Figura 14: Ensamble de Equipo Superior CDC ............................................................................ 33 Figura 15: Sistema Y tool ............................................................................................................. 34

Figura 16: Ensamble de equipo inferior CDC .............................................................................. 37 Figura 17: Ensamble Inferior de empacaduras y unidades sellantes CDC ................................... 39 Figura 18: Componentes principales de una Completación Inteligente ....................................... 42

Figura 19: Sistema de Control de Superficie ................................................................................ 43 Figura 20: Líneas de Control ........................................................................................................ 44

Figura 21: Protector de cable ........................................................................................................ 44 Figura 22: Empacadura de producción con pasajes ...................................................................... 45 Figura 23: Camisa Deslizable ....................................................................................................... 46

Figura 24: Camisa Deslizable HCM ............................................................................................. 46

Figura 25: Camisa Deslizable HCM-ATM ..................................................................................... 47 Figura 26: Camisa Shrouded TM .................................................................................................... 48 Figura 27: Sensor de Presión y Temperatura ................................................................................ 49

Figura 28: Medidor de flujo, SureFloTM ..................................................................................... 49 Figura 29: Diagrama General de una Completación Inteligente. ................................................. 51

Figura 30: Sistema de Bombeo Electrosumergible. ...................................................................... 52 Figura 31: Transformador Elevador y Reductor ........................................................................... 53 Figura 32: Variador de frecuencia VSD. ...................................................................................... 54

Figura 33: Caja de Conexiones (Venteo) ...................................................................................... 54 Figura 34: Cables Eléctricos. ........................................................................................................ 55

Figura 35: Bomba Centrífuga. ...................................................................................................... 56

Figura 36: Corte Esquemático de una etapa de la bomba electrosumergible. .............................. 56

Figura 37: Separador de gas de la Bomba Centrífuga. ................................................................. 57 Figura 38: Corte Esquemático de sección sello. ........................................................................... 58 Figura 39: Motor Electrosumergible. ............................................................................................ 59 Figura 40: Sensor de fondo. .......................................................................................................... 59 Figura 41: Flujo de trabajo ............................................................................................................ 64

Figura 42: Diagrama mecánico del pozo PRHN 001 .................................................................... 81 Figura 43: Registros Eléctricos ..................................................................................................... 82 Figura 44: Registros Eléctricos ..................................................................................................... 83 Figura 45: Registros Eléctricos ..................................................................................................... 84 Figura 46: Registros Eléctricos ..................................................................................................... 85

Figura 47: Curva IPR .................................................................................................................... 94

xv

Figura 48: Curva característica de desempeño de una bomba .................................................... 104 Figura 49: Curva característica para determinar la perdida de voltaje en el cable ..................... 108

Figura 50: Pantalla de Información de pozo. .............................................................................. 111 Figura 51: Pantalla de la bomba.................................................................................................. 112 Figura 52: Pantalla del motor. ..................................................................................................... 113 Figura 53: Pantalla del sello. ....................................................................................................... 113

Figura 54: Pantalla del cable. ...................................................................................................... 114 Figura 55: Pantalla del cable. ...................................................................................................... 115 Figura 56: Pantalla del sensor. .................................................................................................... 116 Figura 57: Diagrama del equipo BES-Arena “Ui”. .................................................................... 118 Figura 58: Diagrama del equipo BES-Arena “Ti”. ..................................................................... 120

Figura 59: Diagrama del equipo BES-Arena BES-Arenas “Ui+Ti” ........................................... 123

xvi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Características Petrofísicas promedio de las rocas del campo Lago Agrio. ................... 11 Tabla 2: Datos PVT del campo Lago Agrio. ................................................................................ 12 Tabla 3: Características Petrofísicas promedio de las rocas del campo Guanta-Dureno. ............. 12 Tabla 4: Datos PVT del campo Guanta-Dureno. .......................................................................... 13

Tabla 5: Características Petrofísicas promedio de las rocas del campo Parahuacu. ..................... 13 Tabla 6: Datos PVT del campo Parahuacu. .................................................................................. 13 Tabla 7: POES del Activo Lago Agrio hasta diciembre 2016 ...................................................... 17 Tabla 8: Reservas Actuales del Activo Lago Agrio. ..................................................................... 18 Tabla 9: Distribución del estado de pozos de la estación Lago Agrio Norte. ............................... 19

Tabla 10: Distribución del estado de pozos de la estación Lago Agrio Central. .......................... 19 Tabla 11: Distribución del estado de pozos del campo Guanta-Dureno. ...................................... 19

Tabla 12: Distribución del estado de pozos del campo Parahuacu. .............................................. 20

Tabla 13: Pozos productores con su tipo de levantamiento .......................................................... 20 Tabla 14: Pozos productores de la estación Lago Central con su tipo de levantamiento ............. 21 Tabla 15: Pozos productores del Campo Guanta con su tipo de levantamiento ........................... 21

Tabla 16: Pozos productores del campo Parahuacu con su tipo de levantamiento ....................... 22 Tabla 17: Distribución del estado de pozos del Activo Lago Agrio ............................................. 61 Tabla 18: Pozos Reinyectores ....................................................................................................... 65

Tabla 19: Pozos Abandonados Definitivamente ........................................................................... 65 Tabla 20: Pozos Actualmente Cerrados de la Estación Lago Central .......................................... 66

Tabla 21: Pozos Actualmente Cerrados de la Estación Lago Norte ............................................. 67 Tabla 22: Pozos Actualmente Cerrados del Campo Guanta-Dureno............................................ 68 Tabla 23: Pozos Actualmente Cerrados del Campo Parahuacu .................................................... 69

Tabla 24: Resumen de pozos cerrados con nuevas zonas a punzonar y caudal esperado ............ 70

Tabla 25: Pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar de la Estación Lago Norte ............ 72 Tabla 26: Pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar de la Estación Lago Central ......... 72 Tabla 27: Pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar del Campo Guanta-Dureno ........... 73

Tabla 28: Pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar del Campo Parhuacu ..................... 74 Tabla 29: Resumen de pozos preseleccionados ............................................................................ 75

Tabla 30: Pozo seleccionado ......................................................................................................... 76 Tabla 31: Datos Mecánicos del pozo seleccionado ...................................................................... 80 Tabla 32: Resultados de la Interpretación petrofísica ................................................................... 85

Tabla 33: Datos mecánicos ........................................................................................................... 86 Tabla 34: Características de los Fluidos PVT ............................................................................... 87

Tabla 35: Datos de producción ..................................................................................................... 87

Tabla 36: Tabla de valores para graficar curva IPR. .................................................................... 93

Tabla 37: Especificaciones técnicas de sellos ............................................................................. 106 Tabla 38: Factor de corrección por temperatura ......................................................................... 109 Tabla 39: Descripción General del equipo BES-Arena “Ui”...................................................... 117 Tabla 40: Descripción General del equipo BES-Arena “Ti ........................................................ 119 Tabla 41: Descripción General del equipo BES-Arenas “Ui+Ti” .............................................. 122

Tabla 42: Inversión inicial Completación Dual Concéntrica ...................................................... 126 Tabla 43: Inversión inicial Completación Inteligente ................................................................. 127 Tabla 44: Costos de evaluación .................................................................................................. 128 Tabla 45: Costos mantenimiento IWS ........................................................................................ 129 Tabla 46: Costos mantenimiento CDC ....................................................................................... 129

Tabla 47: Costos de reacondicionamiento posterior CDC .......................................................... 130

xvii

Tabla 48: Costos de reacondicionamiento posterior IWS........................................................... 130 Tabla 49: Producción mensual del pozo PRHN-001 .................................................................. 131

Tabla 50: Flujo de caja IWS ....................................................................................................... 132 Tabla 51: Flujo de caja CCD ...................................................................................................... 133 Tabla 52: Comparación de indicadores económicos .................................................................. 134

xviii

ANEXOS

Anexo 1: Factor de Compresibilidad del Gas ............................................................................. 140 Anexo 2: Perdida por fricción en Tubería................................................................................... 141 Anexo 3: Curvas de bomba electrosumergible-CDC.................................................................. 142

Anexo 4: Curvas de bomba electrosumergible- IWS ................................................................. 143 Anexo 5: Serie de motores .......................................................................................................... 144 Anexo 6: Diseño BES Completación dual concéntrica .............................................................. 145 Anexo 7: Diseño BES Completación inteligente ........................................................................ 146

xix

ABREVIATURAS Y SIGLAS

API: American Petroleum Institute

BFPD: Barriles de fluido por día.

BPPD: Barriles de petróleo por día.

BSW: Basic Sediment and water (Sedimento básico y agua).

BWPD: Barriles de agua por día.

CDC: Completación Dual Concéntrica.

ESP: Electrical Submersible Pump (Bomba eléctrica sumergible)

HP: Horsepower (caballos de fuerza).

IWS: Intelligent Well System (Sistema de Pozo Inteligente).

MD: Measured Depth (Profundidad medida)

MLE: Motor Lead Extensión (Cable de extension para motor).

PHIE: Porosity log (%) (Registro de porosidad (%)).

POES: Petróleo Original en Sitio (MBls).

Pr: Presión del reservorio (PSI)

Pwf: Presión de fondo fluyente (PSI)

PVT: Presión Volumen y Temperatura.

Pws: Presión de cierre (PSI).

TI: Arena T inferior.

TVD: True Vertical Deep (Profundidad total vertical).

UI: Arena U inferior.

VSD: Variable Speed Drive (Velocidad Variable de Velocidad).

WO: Workover

xx

TEMA: “Comparación Técnico-Económica Entre Sistemas De Completación Inteligente Y Dual

Concéntrica Para Optimizar La Producción Del Campo Lago Agrio”

Autores: Piedad Isabel Borja Santamaria & Luis Alberto Escorza Cóndor

Tutor: Ing. Marco Antonio Guerra Badillo

RESUMEN

El presente estudio tiene como finalidad proponer un nuevo sistema de completación para

incrementar y optimizar la producción para dos arenas en forma conjunta en el activo Lago Agrio,

en base al análisis comparativo técnico-económico entre sistemas de Completación Inteligente y

Dual Concéntrica.

El proyecto está dividido en varias etapas, primeramente, se analizaron un total de 117

pozos existentes en el activo Lago Agrio, la siguiente etapa fue analizar cada uno de los pozos

tomando en cuenta la existencia de dos o más zonas productoras, posteriormente se analiza los

pozos pre seleccionados a través de los registros de producción que cumplan con un caudal

adecuado para la implementación de los sistemas tanto de completaciones inteligentes como dual

concéntricas.

El diseño de la completación para el pozo seleccionado enfocado en el dimensionamiento

del equipo Electrosumergible fue procesado a través del software Autograph Pc patentado por

Baker Hughes, permitiendo una comparación técnica y económica de los componentes de cada

una de las completaciones.

Para finalizar se procede a realizar la Evaluación Económica indicando que esta nueva

propuesta es factible en el Campo de estudio puesto que los valores arrojados indican que la

Completación Dual Concéntrica presenta mejores valores de costos y la inversión se recupera en

un plazo menor en comparación a la Completación Inteligente.

PALABRAS CLAVES: COMPARACIÓN ENTRE SISTEMAS DE COMPLETACIÓN/

COMPLETACIÓN DUAL CONCÉNTRICA (CDC) / COMPLETACIÓN INTELIGENTE (IWS)

/ EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE / POZO SELECCIONADO / AUTOGRAPH /

EVALUACÍON ECONÓMICA.

xxi

TITLE: "Technical Economic Comparison Between Systems and Dual Concentric Intelligent

Completions to optimize field production Lago Agrio"

Authors: Piedad Isabel Borja Santamaria & Luis Alberto Escorza Cóndor

Tutor: Eng. Marco Antonio Guerra Badillo

ABSTRACT

The present study aims to propose a new completeness system to increase and optimize the

production for two sands jointly in the active Lago Agrio, based on the technical-economic

comparative analysis between Intelligent and Dual Concentric completeness systems.

The project is divided into several stages, firstly, a total of 117 existing wells were analyzed

in Lago Agrio, the next step was to analyze each one of the wells considering the existence of two

or more producing areas, then analyzed the Wells pre-selected through the production records that

comply with a suitable flow rate to implement the system of intelligent or dual concentric

completions.

The completion design for the well selected focusing on the dimensioning of the

Electrosumergible equipment was processed through Baker Hughes' patented Autograph Pc

software, allowing a technical and economical comparison of the components of each of the

completions.

Finally, we proceed to carry out the Economic Assessment indicating that this new proposal

is feasible in the Field of study since the values shown indicate that the Dual Concentric

Completion presents better values of costs and the investment will be recovered in a shorter term

compared to The Smart completion.

KEYWORDS:

COMPARISON BETWEEN COMPLETION SYSTEMS/ DUAL CONCENTRIC COMPLETE

(CDC) / INTELLIGENT COMPLETATION (IWS)/ SELECTED WELL /

ELECTROSUMERGIBLE EQUIPMENT / AUTOGRAPH / ECONOMIC EVALUATION.

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original

document in Spanish.

_____________________________

Ing. Marco Antonio Guerra Badillo

Certified Translator

ID: 060087068-7

1

CAPÍTULO I: GENERALIDADES

Planteamiento del Problema

1.1. Descripción del problema

La necesidad constante de aumentar la productividad e incorporar reservas de petróleo, ha

sido un estímulo para implementar nuevas tecnologías en la industria petrolera tal como las

Completaciones Inteligente o Dual Concéntrica, permitiendo tener el control y monitoreo en

tiempo real de la producción desde superficie, mismas que podrían ser aplicadas en los pozos del

Activo Lago Agrio, siendo este un campo maduro podría presentar grandes expectativas para la

aplicación de esta tecnología.

¿Cómo optimizar la producción del activo Lago Agrio a través de la utilización de una

completación inteligente o una completación dual concéntrica?

1.2. Enunciado del tema

“COMPARACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA ENTRE SISTEMAS DE

COMPLETACIÓN INTELIGENTE Y DUAL CONCÉNTRICA PARA OPTIMIZAR LA

PRODUCCIÓN DEL ACTIVO LAGO AGRIO”

1.3. Justificación e importancia

Este estudio permitirá precisar la forma de optimizar los sistemas de producción, mediante

el control de dos zonas productoras de un mismo pozo, cuantificando su producción para ser

fiscalizada, con la utilización de la Completación Inteligente o la Completación Dual Concéntrica

optimizando los tiempos de recuperación e intervenciones del operador.

2

1.4. Objetivos

1.4.1. Objetivo General

Realizar un análisis comparativo técnico- económico entre la Completación Inteligente y la

Completación Dual Concéntrica para optimizar la producción del Activo Lago Agrio.

1.4.2. Objetivos Específicos

• Identificar los pozos candidatos para la aplicación de la tecnología de acuerdo a las

condiciones de operación.

• Identificar los ambientes de aplicación (zonas productoras), que sean aptos para la

implementación de la Completación Inteligente o la Completación Dual Concéntrica,

analizando su condición mecánica y condiciones de reservorio.

• Calcular el Índice de productividad por reservorio.

• Comparar las ventajas, desventajas técnicas y económicas entre la Completación

Inteligente y la Completación Dual Concéntrica.

• Valorar y comparar el costo beneficio de la Completación Inteligente frente a la

Completación Dual Concéntrica, costos de instalación vs producción a futuro.

1.5. Factibilidad y accesibilidad

1.5.1. Factibilidad

El presente trabajo de titulación es factible debido a que se cuenta con el material

bibliográfico necesario para la realización de la investigación, el cual se obtendrá de la biblioteca

SPE-OnePetro y la información técnica será proporcionada por la compañía Baker Hughes Inc.,

con la designación de un profesional permitiendo el acceso y uso de la información, a su vez se

tiene la colaboración de un tutor de la FIGEMPA. Se dispone con un periodo de seis meses para

el desarrollo de la presente investigación.

3

1.5.2. Accesibilidad

La empresa Baker Hughes Inc., brindará la accesibilidad a los tesistas para la recolección

de los datos necesarios para el presente proyecto de investigación, previa carta de autorización.

1.6. Entorno de estudio

1.6.1. Marco institucional

El presente Estudio Técnico para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos, se realiza

bajo el auspicio de la compañía Baker Hughes Inc. del Ecuador, empresa especializada en brindar

diversos servicios a la industria petrolera.

La Universidad Central del Ecuador tiene como misión crear y difundir el conocimiento

científico – tecnológico, formar profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior

y crear espacios para el análisis y solución de los problemas. (http://www.uce.edu.ec/, 2015)

La misión de la Carrera de Ingeniería en Petróleos es formar integralmente a los

profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior con el conocimiento científico

tecnológico para el análisis y solución de problemas y el manejo de todas las actividades

relacionadas con el aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos, con valores éticos, sociales

y ambientales; y tomar decisiones para responder a las exigencias nacionales e internacionales.

(Carrera de Ingeniería de Petróleos)

Baker Hughes Inc. tiene como misión Satisfacer las necesidades crecientes de servicios petroleros

entregando productos y servicios de alta calidad, en forma confiable, eficiente y rentable,

manteniendo el liderazgo en desarrollo del recurso humano y preservación del medio ambiente,

que genere el mayor valor para nuestros clientes, empleados y accionistas. (Baker Hughes Ecuador,

2015)

4

1.6.2. Marco Ético

Las completaciones tanto Inteligente como Dual Concéntrica son tecnologías que nos

permiten optimizar la producción, manejando de manera segura y eficaz el aumento de la

recuperación de las reservas, su implementación mitiga el impacto ambiental con una explotación

limpia, la cual se regirá bajo las políticas de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero

(ARCH) en calidad, seguridad y medio ambiente, al igual que contribuye en la calidad de vida de

los operadores reduciendo el tiempo de permanencia en el pozo.

El presente estudio respetará los principios éticos no afectará los intereses de la compañía

ni de los trabajadores, desarrollándose bajo un contexto de respeto ambiental.

1.6.3. Marco legal

Este proyecto de titulación se da en conformidad con los siguientes artículos enmarcados

en las leyes de la República del Ecuador.

• Artículo 350, y el inciso tercero del artículo 356 de la Constitución de la República

del Ecuador.

• Artículos 123 y 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

• Artículo 1 de la ley de Propiedad Intelectual.

• Artículo 112 del Estatuto Universitario de la Universidad Central del Ecuador.

• Documento de Unidad de Titulación de la Carrera de Ingeniería de Petróleos.

1.6.3.1. Agencia De Regulación Y Control Hidrocarburífero

Las actividades hidrocarburíferas que se desarrollan en el país son legisladas por la Agencia

de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) en base al Reglamento De Operaciones

Hidrocarburíferas, mediante el Acuerdo Ministerial 389 del Registro Oficial 671 publicado el 26

de septiembre del 2002, cuya última modificación fue realizada el 03 de abril 2012, siendo su

estado actual vigente.

5

La producción de petróleo mediante Completaciones Inteligentes está normada en los

artículos 30 y 32 referente a la explotación, del Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas

explicado a continuación:

“Artículo 30.- Terminación Múltiple: En caso de haber más de un yacimiento productivo

y que sea conveniente explotarlo simultáneamente, los pozos deberán tener terminación múltiple

y equiparse de manera que garanticen la producción separada e independiente de los yacimientos,

y la realización de trabajos de mantenimiento.

No obstante, lo dispuesto en el inciso anterior, en determinadas circunstancias técnicamente

justificadas y solamente con la aprobación previa, se permitirá la explotación conjunta de dos o

más yacimientos, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 32 de este Reglamento.”

“Artículo 32.- Explotación de yacimientos: Todo yacimiento de petróleo o gas natural, se

explotará individualmente y sus pozos deberán ser terminados, mantenidos y operados de acuerdo

con las características de cada yacimiento en particular.

En el caso de existir dos o más yacimientos con características diferentes y si su explotación

separada resulta antieconómica, PETROECUADOR o la Contratista, según el caso, presentará los

justificativos técnicos y económicos correspondientes. (Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero, 2001).

6

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

Ubicación Geográfica del Activo

El activo Lago Agrio abarca los campos: Lago Agrio, Guanta-Dureno y Parahuacu estos

campos se encuentran ubicados en la provincia de Sucumbíos en la región Amazónica del Ecuador.

(Ver Figura 2).

2.1. Ubicación geográfica del campo Lago Agrio

El campo Lago Agrio, se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, Bloque-56, en

el borde Nor-Occidental de la Cuenca Amazónica, al Suroeste del campo Charapa y al Oeste de

los campos Atacapi y Parahuacu., con una longitud aproximada de 11 Km y un ancho promedio

de 4.5 Km. (Ver Figura 1)

Figura 1: Mapa de Ubicación Bloque 56, Activo Lago Agrio.

Fuente: Petroamazonas EP

2.1.1. Estructura geológica del campo Lago Agrio

“La falla tiene rechazos variables, alcanzando el mayor salto en la parte más alta de la

estructura y es de 80 milisegundos. El anticlinal Lago Agrio tiene una orientación Norte- Nor Este,

Sur- Sur Oeste, y una longitud aproximada de 11 km con un ancho promedio de 4,5 km. (Ver

Figura 3) (Baby P. et al., 2014).

7

Figura 2: Mapa de Ubicación Geográfica Activo Lago Agrio.

Fuente: Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador SHE.

8

Figura 3: Mapa Estructural, a la Base Caliza “A”, campo Lago Agrio. Fuente: Baby P, Rivadeneira M y Barragán R.

9

2.2. Ubicación Geográfica del Campo Guanta-Dureno

El campo Guanta-Dureno está localizado al Noroeste de la región Amazónica Ecuatoriana,

en la provincia de Sucumbíos, al Sur Oeste del Campo Parahuacu y a unos 15 Km., en dirección

Sur Este del Campo Lago Agrio. El campo tiene una extensión de área aproximada de 1.8 Km de

ancho por 10.5 Km de largo. (Ver Figura 4).

Figura 4: Mapa de Ubicación geográfica, campo Guanta Dureno.


2.3. Ubicación geográfica del Campo Parahuacu

El campo Parahuacu se encuentra ubicado en la Región Amazónica Ecuatoriana, en la

provincia de Sucumbíos, en la Cuenca Oriente entre los campos Atacapi y Guanta-Dureno. (Ver

Figura 5).

10

Figura 5: Mapa de Ubicación geográfica, campo Parahuacu


2.4. Tipos de mecanismo de producción del activo Lago Agrio

En el Campo Lago Agrio, el principal yacimiento es “Hollín”, el tipo de mecanismo de

producción es empuje hidráulico, debido al empuje natural del acuífero, que se presenta en dicho

reservorio.

En el Campo Guanta, existe una combinación de mecanismos de producción: expansión del

sistema roca-fluido y con entrada parcial de agua, de los yacimientos Basal Tena y Napo (“U” y

“T”). Esto se debe al estado de los fluidos los cuales son sub saturados (gas disuelto), donde la

presión de yacimiento es mayor que la presión en el punto de burbuja.

En el Campo Parahuacu, el mecanismo de producción es empuje por gas en solución, esto

se debe a que los yacimientos se encuentran subsaturados, con representativas caídas de presión y

bajos volúmenes de agua recuperados, en el cual el gas disuelto en el yacimiento se expande

convirtiéndose en energía que favorece la producción.

11

2.5. Formaciones productoras del activo Lago Agrio

Las formaciones productoras de petróleo del activo Lago Agrio son: Basal Tena, “U”

Superior, “U” Inferior, “T” Superior, “T” Inferior, Hollín Superior y Hollín Inferior.

En el campo Lago Agrio, la formación con mayor importancia es “Hollín” por sus reservas

y producción; y los yacimientos “U” y “T” para los campos Guanta y Parahuacu.

La formación Basal Tena produce una menor cantidad que las otras formaciones.

2.6. Características petrofísicas de los reservorios del activo Lago Agrio

2.6.1. Campo Lago Agrio

2.6.1.1. Características de la roca

En la Tabla 1, se presentan los valores promedio de las características petrofísicas de las

formaciones productoras del campo Lago Agrio.

Tabla 1: Características Petrofísicas promedio de las rocas del campo Lago Agrio.

RESERVORIO

Espesor

promedio Neto de

Petróleo

ho

ft

Porosidad

Φ

%

Saturación

de Agua

Sw

%

Saturación de

Petróleo

So

%

Permeabilidad

K

Md

Basal Tena 9 14,52 31,62 68,38 15 – 30

U Superior 8 12,02 28,17 71,83 20 – 60

U Inferior 10 12,08 32,34 68 20 – 60

T Superior 9 12,32 33,72 67,66 20 – 60

T Inferior 11 12,06 30,71 66,28 20 – 60

Hollín Superior 18 12,62 30,91 69,29 15-18

Hollín Inferior 59 14,39 27,42 69,09 50-90

Fuente: Petroamazonas EP, Julio 2016

Elaborado: Isabel Borja y Luis Escorza

2.6.1.2. Propiedades de los Fluidos

Las propiedades se determinan a partir de muestras de fondo a condiciones del yacimiento,

si se dispone de muestras de fluido las propiedades pueden ser medidas mediante un análisis de

Presión-Volumen-Temperatura (PVT), las mismas que son un grupo de pruebas practicadas en

laboratorio y cuando no se disponen de datos de laboratorio se utilizan correlaciones empíricas,

las propiedades de los fluidos de los reservorios productores se describen en la Tabla 2.

12

Tabla 2: Datos PVT del campo Lago Agrio.

RESERVORIO

Presión

Inicial

Presión

Actual Pb API Boi GOR Tr Viscosidad

(psi) (psi) (psi) °API BY/BN (Scf/bbl) °F (cp)

Basal Tena 3500 1095 810 24 1,16 163 212 2,21

U Superior 4195 1837 700 29,1 1,24 186 222 1,07

U Inferior 4195 1796 700 29,1 1,24 191 222 1,07

T Superior 4417 2101 770 32 1,22 210 224 3,01

T Inferior 4417 2312 770 32,4 1,22 263 224 3,01

Hollín Superior 4485 3422 850 28,1 1,18 269 228 1,78

Hollín Inferior 4485 4300 750 28,8 1,18 546 232 1,45



2.6.2. Campo Guanta-Dureno


En la Tabla 3, se exponen los valores promedio de las características petrofísicas más

relevantes de las arenas productoras del campo Guanta-Dureno.

Tabla 3: Características Petrofísicas promedio de las rocas del campo Guanta-Dureno.

RESERVORIO

Espesor

promedio Neto

de Petróleo

ho

ft

Porosidad

Φ

%

Saturación

de Agua

Sw

%

Saturación

de Petróleo

So

%

Permeabilidad

K

Md

Basal Tena 11,07 13,19 25,0 75,0 200

U Superior 6,34 12,89 24,5 75,5 170

U Inferior 37,51 24,07 37,1 72,9 255

T Superior 15,45 11,63 33,4 76,6 198

T Inferior 35,07 13,56 22,6 77,4 225

Hollín Superior 26,82 12,51 24,6 75,4 120

Fuente: Petroamazonas EP, julio 2016



En la Tabla 4, se presenta los valores de las propiedades PVT de los fluidos para cada uno

de los reservorios productores del campo Guanta.

13

Tabla 4: Datos PVT del campo Guanta-Dureno.

Reservorio

Presión

Inicial

Presión



Basal Tena 3700 1780 1.485 23 1,13 220 194 1,698

U Superior 3750 1930 1,400 27,4 1,23 200 198 1,70

U Inferior 3750 2123 1,400 29,6 2,46 345 200 1,72

T Superior 4083 1941 1,100 28,7 1,28 224 295 0,9

T Inferior 4083 1941 1.398 28,9 1,28 257 204 1,8

Hollín Superior 4315 3980 990 29,8 1,22 56 232 0,98



2.6.3. Campo Parahuacu


En la Tabla 5, se muestra los valores promedio de las características más relevantes de las

arenas productoras del campo Parahuacu.

Tabla 5: Características Petrofísicas promedio de las rocas del campo Parahuacu.

RESERVORIO

Espesor promedio

Neto de Petróleo

ho

ft

Porosidad

Φ

%

Saturación

de Agua

Sw

%

Saturación

de Petróleo

So

%

Permeabilidad

K

Md

Basal Tena 13,00 15,30 25,4 74,6 186

U Inferior 21,29 13,60 17 83 180

T Superior 15,30 14,40 33,7 76,3 240

T Inferior 33,50 17 16,5 83,5 247




En la Tabla 6, se muestra los valores de las propiedades PVT de los fluidos, para cada una

de las formaciones productoras del campo Parahuacu.

Tabla 6: Datos PVT del campo Parahuacu.

RESERVORIO Presión

Inicial

Presión



Basal Tena 3000 1987 820 20,3 1,13 715 196 16,20

U Inferior 3600 1792 1293 32,3 1,23 450 198 1,05

T Superior 4150 1327 1100 30,8 1,33 444 204 1,09

T Inferior 4150 2057 1050 32,7 1,28 600 204 1,14



14

2.7. Reservas del Activo en estudio

“Son volúmenes de petróleo que se anticipan a ser comercialmente recuperables a través de

la aplicación de proyectos de desarrollo a partir de una fecha dada, bajo condiciones definidas.

Además, las reservas deben satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas, ser recuperables,

ser comerciales y ser remanentes (a la fecha de la evaluación), basadas en el/los proyecto(s) de

desarrollo aplicado(s)”. (SPE Internacional, 2009)

2.7.1. Reservas Probadas

“Son aquellas cantidades de petróleo que, a partir del análisis de datos de geo ciencias y de

ingeniería, se estiman con certeza razonable a ser recuperables comercialmente a partir de una

fecha dada en adelante, de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de

operación, y reglamentación gubernamental definidas”. (Pemex Exploración y Producción, 2012)

2.7.2. Reservas Probables

“Son aquellas reservas no probadas para las cuales el análisis de la información geológica

y de ingeniería del yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables,

que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una

probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la

suma de las reservas probadas más probables”. (Pemex Exploración y Producción, 2012)

2.7.3. Reservas Posibles

“Son aquellas reservas adicionales que, a partir de un análisis de datos de geo ciencias y de

ingeniería, se estiman son menos probables a ser recuperadas comparadas a las reservas probables.

Las cantidades totales recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad de superar la suma

de reservas probadas más probables más posibles (3P), lo que es equivalente al escenario de

estimación alta. En este contexto, cuando se utilizan los métodos probabilistas, debería haber por

lo menos una probabilidad del 10% a que las cantidades reales recuperadas igualarán o superarán

la estimación”. (Pemex Exploración y Producción, 2012)

15

Para un mejor entendimiento se considera en términos probabilistas, que las reservas son

una distribución continua de volúmenes.

1. La reserva 1P es igual a la reserva probada.

2. La reserva 2P es igual a la sumatoria de las reservas probadas y probables.

3. La reserva 3P es igual a la sumatoria de las reservas probadas, probables y posibles

Figura 6: Probabilidad en el volumen de reservas de hidrocarburos.

Fuente: Pemex Exploración y Producción.

2.7.4. Determinación de reservas

Mediante el cálculo de reservas se puede estimar y predecir el comportamiento del

yacimiento durante la producción o incluso antes que ella, sustentándose mediante técnicas

probabilísticas y de cálculos matemáticos, para nuestro estudio utilizaremos el Método

Volumétrico.

16

2.7.5. Método Volumétrico

“Se sustenta en la información obtenida de registros eléctricos y de análisis de núcleos

donde se determina el volumen total, porosidad, saturación de fluidos y análisis del fluido de donde

se obtiene el factor volumétrico del petróleo”. (Torres Alexander & Torres José, 2014)

2.7.5.1. Petróleo Original En Situ (POES)

Es aquella cantidad de petróleo que se estima exista originalmente en acumulaciones

naturales. Esto incluye aquella cantidad de petróleo que se estima, a una fecha dada, está contenida

en acumulaciones conocidas previas al inicio de su producción.

𝑃𝑂𝐸𝑆 = 7758 ∗𝐴 ∗ 𝐻𝑜 ∗ ∅𝑒 ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖)

𝐵𝑜𝑖

Ecuación 1: Calculo del POES

Donde:

A: Área del yacimiento (Acres)

∅𝒆 : Porosidad Efectiva (Fracción)

Ho: Espesor Neto de Petróleo (Pies)

Sw: Saturación de Agua (Fracción)

Boi: Factor Volumétrico Inicial del Petróleo (By/Bn)

7758: Factor de conversión, Bls/Acre-pie

2.7.6. Estimación de reservas del Activo en estudio.

2.7.6.1. Calculo del POES

Los datos para el cálculo del POES fueron proporcionados por el Departamento de

reservorios de Petroamazonas EP, a continuación, se detallan los valores del POES de los campos

en estudio en la Tabla 7.

2.7.6.2. Cálculo de las reservas probadas, probables y posibles

Las reservas fueron calculadas mediante el método volumétrico hasta el 31 de diciembre

de 2016, en la Tabla 8 se presentan los resultados de las reservas originales probadas produciendo,

probables y posibles de los campos en estudio.

17

Tabla 7: POES del Activo Lago Agrio hasta diciembre 2016



Campo Reservorio

Volumen total

de roca

Área

cero

Espesor

promedio neto N/g

Volumen neto

de roca Porosidad Sw

Factor volumétrico

inicial, Boi

Petróleo original en

sitio POES

Acre-pie Acres Pies % Acre-pie % % By/bn Bls

Lago Agrio

Basal Tena 263.637 8.217 9 29 77.614,73 14,52 31,62 1,160 51.538.487

U Superior 677.932 19.592 8 16 105.486,22 12,02 28,17 1,240 56.995.758

U Inferior 535.958 19.221 10 27 144.178,06 12,08 32,34 1,240 73.745.248

T Superior 441.751 13.921 9 19 86.053,09 12,32 33,72 1,220 44.683.753

T Inferior 201.130 8.836 11 32 63.691,78 12,06 30,71 1,220 33.853.159

Hollín Superior 729.738 20.377 18 51 371.947,41 12,62 30,91 1,180 213.133.517

Hollín Inferior 4.615.268 36.341 59 47 2.150.668,74 14,39 27,42 1,180 1.476.996.288

Subtotal 1.950.946.210

Guanta-

Dureno

Basal Tena 109.351,00 5.362,45 11,07 0,39 42.647,00 13,190 25,000 1,130 28.964.489,40

U Superior 402.437,00 10.197,46 6,34 0,12 189.145,00 12,890 24,500 1,230 116.101.919,01

U Inferior 461.279,00 11.699,81 37,51 0,71 359.863,00 24,070 37,100 2,460 171.821.932,79

T Superior 252.349,00 7.917,48 15,45 0,25 63.087,00 11,630 33,400 1,280 29.616.492,62

T Inferior 339.524,00 10.098,25 35,07 0,67 227.481,00 13,560 22,600 1,280 144.705.682,05

Hollín Superior 161.192,00 5.267,08 26,82 0,54 87.044,00 12,510 24,600 1,220 52.210.450,49

Subtotal 543.420.966

Parahuacu

Basal Tena 126.546,77 4.143,64 13,00 42,60 53.908,92 15,300 25,440 1,1200 42.598.053

U Inferior 135.902,72 4.246,96 21,29 66,53 90.417,78 13,600 17,000 1,2100 65.438.787

T Superior 241.416,00 4.167,00 15,30 26,40 63.733,82 14,400 33,720 1,3000 36.301.234

T Inferior 143.840,00 3.596,00 33,50 83,75 120.466,00 17,000 16,500 1,3000 102.048.426

Subtotal 246.386.499

18

Tabla 8: Reservas Actuales del Activo Lago Agrio.

Campo Reservorio

Factor a la

recuperación

final del

yacimiento

Reserva

Total

Producción

Acumulada

al 31-

Diciembre-

2016

Factor

de

Recobro

Actual

31-Dic-

2016

Reservas

Probadas

Produciendo

Reservas

Probables

Reservas

Posibles

Reservas

Probadas

(1P)

Reservas

Probadas

+

Probables

(2P)

Reservas Probabas

+ Probables +

Posibles (3P)

( % ) Bls Bls ( % ) Bls Bls Bls Bls Bls Bls

Lago

Agrio

Basal Tena 23,23 11.969.923 6.629.886 12,86 3.115.013 369.289 61.723 4.909.025 5.278.314 5.340.037

U Superior 5,69 3.243.813 1.507.413 2,64 629.755 398.115 - 1.338.285 1.736.400 1.736.400

U Inferior 15,57 11.480.423 3.199.703 4,34 1.746.382 1.017.840 339.698 6.923.182 7.941.022 8.280.720

T Superior 8,37 3.739.665 1.647.968 3,69 123.244 245.578 - 1.846.119 2.091.696 2.091.696

T Inferior 29,07 9.842.251 3.750.393 11,08 1.385.666 402.859 200.388 5.488.610 5.891.470 6.091.858

Hollín Superior 28,59 60.927.895 34.929.725 16,39 10.238.430 1.391.615 274.474 24.332.081 25.723.696 25.998.170

Hollín Inferior 8,54 126.143.795 114.421.261 7,75 1.709.814 1.052.591 176.518 10.493.425 11.546.016 11.722.534

Subtotal 227.347.765 166.086.349 18.948.304 4.877.887 1.052.801 55.330.728 60.208.614 61.261.415

Guanta-

Dureno

Basal Tena 30,94 8.962.785 4.354.967 15,036 1.372.865 - - 4.607.817 4.607.817 4.607.817,32

U Superior 2,73 3.169.602 1.661.857 1,431 295.280 - - 1.507.744 1.507.744 1.507.744,24

U Inferior 25,29 43.449.659 29.594.630 12,180 2.119.116 1.428.680 - 12.426.348 13.855.028 13.855.028,46

T Superior 3,02 893.403 244.906 0,827 - - - 648.497 648.497 648.496,65

T Inferior 17,77 25.721.350 10.545.105 7,287 2.269.288 2.257.157 - 12.919.088 15.176.245 15.176.245,05

Hollín Superior 16,06 8.385.382 5.982.418 11,458 612.885 - - 2.402.964 2.402.964 2.402.964,3

Subtotal 90.582.181 52.383.883 6.669.434 3.685.837 34.512.458 38.198.295 38.198.296,02

Parahuacu

Basal Tena 4,86 2.071.877 1.453.201 3,411 113.588 - - 618.676 618.676 618.676

U Inferior 27,90 18.259.530 5.029.085 7,965 2.825.250 2.513.823 2.497.290 8.219.333 10.733.155 13.230.446

T Superior 5,19 1.883.154 1.624.258 4,474 72.324 - - 258.896 258.896 258.896

T Inferior 24,52 25.023.458 15.488.543 15,097 1.896.952 1.965.635 1.867.631 5.701.650 7.667.285 9.534.916

Subtotal 47.238.019 23.595.087 4.908.113 4.479.458 4.364.921 14.798.555 19.278.012 23.642.932,35



19

2.8. Distribución de pozos en el Activo.

A continuación, se muestra la distribución del estado de pozos del Activo en estudio, lo

cual nos ayudara a visualizar de mejor manera el panorama actual que estamos atravesando.

En las siguientes Tablas se muestra en detalle los pozos que se encuentran en el activo en

estudio.

Tabla 9: Distribución del estado de pozos de la estación Lago Agrio Norte.

ESTACIÓN LAGO AGRIO NORTE

ESTADO POZOS

PRODUCIENDO 14 CERRADOS 14

ABANDONADOS 6 ESPERAN ABANDONO 0

REINYECTORES 2 TOTAL 36



Tabla 10: Distribución del estado de pozos de la estación Lago Agrio Central.

ESTACIÓN LAGO AGRIO CENTRAL

ESTADO POZOS

PRODUCIENDO 6

CERRADOS 5

ABANDONADOS 2

ESPERAN ABANDONO 1

REINYECTORES 0

TOTAL 14


Elaborado: Isabel Borja y Luis Escora

Tabla 11: Distribución del estado de pozos del campo Guanta-Dureno.

CAMPO GUANTA-DURENO

ESTADO POZOS

PRODUCIENDO 23

CERRADOS 17

ABANDONADOS 2

ESPERAN ABANDONO 0

REINYECTORES 2

TOTAL 44



20

Tabla 12: Distribución del estado de pozos del campo Parahuacu.

CAMPO PARAHUACU

ESTADO POZOS

PRODUCIENDO 15

CERRADOS 7

ABANDONADOS 1

ESPERAN ABANDONO 0

REINYECTORES 0

TOTAL 23



2.8.1. Distribución de pozos por su Tipo de Levantamiento

Se procedió a clasificar los pozos productores identificando su tipo de levantamiento para

determinar en qué pozos existe una mayor facilidad de instalación tanto de una Completación

Inteligente o Dual Concéntrica.

2.8.1.1. Campo Lago Agrio

En las tablas 13 y 14 se detalla todos los pozos actualmente productores con su tipo de

levantamiento.

Tabla 13: Pozos productores con su tipo de levantamiento

ESTACÍON LAGO NORTE

Pozo Estado Bomba

Levantamiento

Artificial

(BES)

LGA-013

PPS

HALL/400/330

LGA-027

PPS

BES PX4

LGA-041

PPS

HAL-400

LGAF-042

PPS

TD-460

LGAF-047

PPS

BES TD 460

LGAE-040

PPS

TD-150

LGAH-054

PPS

P47XH6

LGAE-024

PPS

3 HAL400 1750

Levantamiento

Hidráulico

(JET)

LGA-035

PPH

PISTON B1Xa

LGA-043

PPH

JET 9A-

LGAG-044

PPH

JET 8A- DE CAM.

LGA-018

PPH

JET PL-II 9H

Levantamiento

Mecánico

LGA-017 PPM RHBM 20 6 1 1 (BALANCIN-456)

LGA-034 PPM 25-175-RHBM-32-4-1



21

Tabla 14: Pozos productores de la estación Lago Central con su tipo de levantamiento

ESTACÍON LAGO CENTRAL

Pozo Estado Bomba

Levantamiento Artificial

(BES)

LGA-013 PPS HALL/400/330

LGA-027 PPS BES PX4

Levantamiento Hidráulico

(JET)

LGA-009 PPH JET KOBE (8A)

LGAJ-039 PPH JET KOBE 3.5" (10A)

LGA-038 PPH JET PL-I (8G)

LGA – 022 PPH JET KOBE 3" (10A) (MTU)



2.8.1.2. Campo Guanta

En la tabla 15, se detallan los pozos productores con su respectivo levantamiento.

Tabla 15: Pozos productores del Campo Guanta con su tipo de levantamiento

CAMPO GUANTA-DURENO

Pozo Estado Bomba

Levantamiento

Artificial

(BES)

GNT-002 PPS

BES 2TD-460

GNT-005 PPS

2TD-460

GNT-010

PPS

BES 2TD-650

GNTG-012

PPS

BES 2P8X

GNTA-020

PPS

BES 2P4X

GNTC-025

PPS

BES P4X

GNTF-038

PPS

BES D460N

GNT-004

PPS

2F3.2X /F10X

GNTA-040

PPS

TD 1000

DRO-001

PPS

BES PF10XH6

Levantamiento

Hidráulico

(JET)

GNT-002

PPS

BES 2TD-460

GNT-005

PPS

2TD-460

GNT-010

PPS

BES 2TD-650

GNTG-012

PPS

BES 2P8X

GNTA-020

PPS

BES 2P4X

GNTC-025

PPS

BES P4X

GNTF-038

PPS

BES D460N

GNT-004

PPS

2F3.2X /F10X

GNTA-040

PPS

TD 1000

DRO-001

PPS

BES PF10XH6

GNT-002

PPS

BES 2TD-460

GNT-005

PPS

2TD-460

Levantamiento

Mecánico

GNT-009

PPM

RHBC 1.50"X24' (Balancin-640)



2.8.1.3. Campo Parahuacu

En la tabla 16 se muestra los pozos productores con su respetivo tipo de levantamiento.

22

Tabla 16: Pozos productores del campo Parahuacu con su tipo de levantamiento

CAMPO PARAHUACU

Pozo Estado Bomba

Levantamiento

Artificial

(BES)

PRNA-001 PPS 2TD-1750 PRH-010 PPS 3 DN-1050 PRH-012 PPS BES TD-650/850 PRH-040 PPS BES PF10XH6

Levantamiento

Hidráulico

(JET)

PRHB-007 PPH JET PL-II (9H) PRH-011 PPH JET CLAW SL/SL 2.81" (9H) PRH-013 PPH JET CLAW SL/SL 2.81" (10I)

PRHC-015 PPH JET SL/SL (10I) PRHB-017 PPH JET PL-II (9I) PRHB-018 PPH JET SL/SL 2.81" (10I) PRHC-008 PPH JET PL-II (9I) PRH-002 PPH JET CLAW PL-I (9H)

PRHA-021

PPH JET CLAW SL/SL (9H) MTU PRHA-020 PPH JET (11K) MTU PRH-024 PPH JET 10i (MTU)



2.9. Generalidades de Completaciones de pozos

La completación es un conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la

perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones eficientes de producción tanto de

fluidos de formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. Para esto es

necesario realizar un análisis completo de las perspectivas de productividad del pozo para un

diseño adecuado.

Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o

ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor, finalmente la

instalación de la tubería de producción.

Existen varias maneras de clasificar los tipos de completaciones. Cada tipo de completación

frecuentemente se selecciona de acuerdo con los siguientes parámetros:

Condiciones mecánicas, Características físicas del yacimiento, Presión, temperatura y

Propiedades de los fluidos

El aspecto económico de la completación seleccionada es muy importante por los costos de

trabajos posteriores (limpieza y reacondicionamiento) para conservar la vida productiva del pozo.

23

2.9.1. Completación Sencilla Convencional

Este tipo de completación se implementa para producir de una sola zona de interés y una

sarta de tubería, dependiendo del tipo de levantamiento empleado.

En la Figura 7 se muestra un esquema de la completación sencilla convencional.

Figura 7: Completación Sencilla Convencional

Fuente: Baker Hughes.

24

2.9.2. Completación Sencilla Selectiva

Estas completaciones son diseñadas para completar dos o más zonas productoras en un

mismo pozo, consiste en separar las zonas de interés mediante empacaduras, produciendo a través

de mangas o válvulas de circulación mediante una sola tubería de producción, como se muestra en

la Figura 8.

Figura 8: Completación Sencilla Selectiva


25

2.9.3. Completaciones Múltiples

La completación de la Figura 9, se utiliza para producir simultáneamente dos o más zonas

de interés en un mismo pozo, sin mezclar los distintos fluidos. Utilizando el espacio anular y la

tubería de producción para permitir el paso de los fluidos sin mezclarlos, desarrollando

yacimientos en forma acelerada a menor costo.

Figura 9: Completación Múltiple


26

2.10. Completaciones Duales

Las completaciones duales son utilizadas para producir de dos arenas de forma

independiente y simultánea. Según su configuración mecánica se clasifican en dos tipos: Duales

Paralelas y Duales Concéntricas que a continuación se describe con mayor detalle.

2.10.1. Completación Dual paralela

Son aquellas que utilizan doble tubing1 de forma paralela, permitiendo producir fluido de

dos zonas simultáneamente y por separado a través de cada tubing de producción paralela.

Estas tuberías de producción paralela pueden ser de 2 7/8” con dos Bombas

Electrosumergibles separadas y con empacaduras dobles que se pueden asentar de forma hidráulica

inyectando presión por una de las tuberías de producción.

2.10.2. Completación Dual Concéntrica

“La completación dual concéntrica es un ensamblaje de equipos, herramientas y bombas,

donde su diseño permite poder producir de manera separada de dos zonas productoras existentes

en un mismo pozo pero que se encuentran en distintos estratos de roca productora y por tanto a

diferentes profundidades”. (Soto Joao y Salazar Carlos, 2011)

La Figura 10, muestra el comportamiento de los fluidos a través del Sistema Dual

Concéntrico, permite producir dos zonas en el mismo pozo mediante Bombas Eléctricas

Sumergibles (BES2). Se puede instalar en pozos con casing3 de 9-5/8’’ y con liner de 7’’. El equipo

BES inferior es instalado dentro de una cápsula (POD4) de 7”, bajo este se encuentra instalado un

ensamble Tailpipe5 el cual tiene un localizador con unidades de sello y pata de mula, las cuales

1 Tubing: Tubería de Producción. 2 BES: Bombeo Eléctrico Sumergibles 3 Casing: Tubería de revestimiento 4 POD: Capsula donde se instala BES inferior. 5 TAILPIPE: Tubería de cola que permite el flujo de la producción inferior.

27

penetraran en el Seal Bore Packer6 que estará situado entre las dos zonas de interés, con esta

configuración de Packer y cápsula POD aíslan las zonas productoras una de otra.

El flujo de fluido de la zona inferior se canaliza a través del Tailpipe y llega hasta la cápsula

de 7” POD, de ahí será levantada hasta superficie con la ayuda del equipo BES Inferior. Un equipo

BES con un sistema dual de flujo será instalado arriba del POD, para producir la zona superior. El

sistema dual de flujo permite que el fluido producido de la zona inferior pase a través de este sin

mezclarse con la producción que viene de la zona superior ya que el flujo que viene de la zona

inferior y es levantado con la ayuda del equipo BES inferior es conducido hasta superficie a través

de la tubería interior de 2 7/8”, y el fluido que viene de la zona superior que es levantado con la

ayuda del equipo BES superior es conducido hasta superficie a través del anular que se forma entre

la tubería exterior de 5 ½” y la tubería interior de 2-7/8”.

Con esto se consigue que las dos zonas sean independientemente, o simultáneamente

producidas, ya que la producción de cada zona llega a superficie a través de tuberías separadas,

por lo tanto, pueden ser medidas independientemente en superficie.

6 PACKER: Herramienta que aísla dos arenas

28

Figura 10: Diagrama General de una Completación Dual Concéntrica.


29

2.10.2.1. Componentes de la completación Dual Concéntrica.

A continuación, se detallan cada uno de los componentes CDC de arriba hacia abajo.

I. Cabezal y tubería concéntrica de producción

1. Cabezal del pozo

Suspende la sarta de tubería dentro del pozo, soportando el equipo de fondo y la tubería de

producción. Sella alrededor del cable y la tubería de producción, evita fugas de gas o reventones.

Consta de tres secciones, la sección B soporta la tubería de 5 1/2 pulg y la C de 2 7/8 pulg.

En la Figura 11, se describe las principales partes del cabezal del pozo concéntrico.

Figura 11: Cabezal Dual Concéntrico


2. Pup Joint

Herramienta que realiza espaciamientos de la tubería de producción en diseños de

Completaciones de fondo. Tiene las mismas características de las tuberías de producción con la

diferencia de su longitud que generalmente esta entre 5 y 15 pies.

Cabezal y tubería concéntrica de producción


Ítem Descripción ID

pulg

OD

pulg

Longitud

Ft

1 Tubing Hanger Concéntrico 11,000 2,441 1,00

2 Pup Joint 3,668 2,441 13,13

3 Tubing Concéntrico 3,668 2,441 7192



pulg

OD

pulg

Longitud

Ft

1 Tubing Hanger Concéntrico 11,000 2,441 1,00

2 Pup Joint 3,668 2,441 13,13


pulg

OD

pulg

Longitud

Ft

1 Tubing Hanger

Concéntrico 11,000 2,441 1,00

2 Pup Joint 3,668 2,441 13,13

3 Tubing Concéntrico 3,668 2,441 7192

30

II. Ensamble de Fondo BHA Concéntrico

En la Figura 12, se describe las herramientas del ensamble de fondo.

Figura 12: Ensamble de Fondo BHA Concéntrico

Fuente: Baker Hughes Inc.

Ensamble de Fondo BHA Concéntrico


Pulg

OD

pulg

Longitud

Ft

4 Sliding Sleeve 3,668 2,310 1,20

5 Seating Nipple "R" 3,668 2,250 1,00

6 Crossover 3,668 1,995 0,80

7 Production Tubing 3,063 1,995 30,50

8 Crossover 3,063 1,995 0,60

9 Blast Joint 2,375 1,995 11,52

10 Stinger 2,750 1,860 1,99

31

3. Sliding Sleeve (Camisa)

Dispositivo especial que puede ser operado con una herramienta de cable eléctrico para

abrir o cerrar los orificios que permiten la circulación entre el tubing y el espacio anular.

4. Seating Nipple

Unión tubular hecha de tubería, conformada en los dos lados por uniones machos, sirve

para dar acople entre tubería.

5. Cross Over

Es una unión tubular hecha de tubería que tiene ambos lados, uniones machos, sirve para

dar acople entre tubería y otras herramientas.

6. Blast Joint

Es una herramienta utilizada para realizar espaciamientos de la tubería de producción en

los diseños de completaciones de fondo. Tiene las mismas características de las tuberías de

producción con la diferencia de su longitud que generalmente esta entre 5 y 15 pies.

7. Stinger Assembly

Ensamble interno que se conecta dentro de un sistema dual de flujo, el cual permite que la

producción inferior fluya hasta la superficie, este ensamble es torqueado y aprobado al fondo de

la tubería de producción de 2 7/8” y es asentado en el PBR Seal Bore del Y-Block.

Con el stinger asentado toda la tubería puede ser probada con presión con un Standing

Valve, las dos zonas productoras pueden fluir separadamente y no mezclarse.

III. Ensamble del equipo superior de la completación dual concéntrica.

En la Figura 13y 14, se describen las partes que conforma el equipo superior.

32

Figura 13: Ensamble de Equipo Superior CDC


Ensamble De Equipo Superior CDC


pulg

OD

pulg

Longitud

Ft

11 Crossover 6,050 3,958 1,06

12 Extension Joint 5,563 3,958 10,01

13 Handling Sub 5,563 3,958 5,83

14 Y-Tool Assembly 8,250 2,992 2,31

15 PBR Seal Bore 3,500 2,750 9,90

16 Telescopic Swivel 3,500 2,259 4,06

17 Bypass Pup Joint 2,875 2,259 6,00

18 Bypass Tubing 2,875 2,259 123,00

19 Bypass Neck Clamp 8,200 n/a n/a

33

Figura 14: Ensamble de Equipo Superior CDC


Ensamble De Equipo Superior CDC


pulg

OD

pulg

Longitud

Ft

20 Bypass Body Clamp 8,200 n/a n/a

21 Extension Sub 3,500 2,992 10,00

22 Pump Extension Sub 3,500 2,992 8,00

23 Crossover 4,500 2,441 0,91

24 BES Suoerior - - -

25 Prong 2,50 n/a 0,20

26 Pump Support Block 8,250 2,259 0,90

27 Extension Sub 2,875 2,441 15,76


34

8. Extension joint

El extension joint de 4.5” tiene 10 pies de longitud suministra suficiente espacio entre el

crossover y el y-block para centralizarlo en el casing.

9. Handling sub

El handling sub de 4.5” new vam tiene una longitud de 5 o 6 pies y conecta la tubería de

producción arriba de la y-block. Este además suministra un área de agarre del ensamblaje con los

elevadores o la rotaria. La conexión new vam pin inferior es pre torqueado a la y-block.

10. Sistema Y Tool

Es una herramienta en forma de “Y” Figura 15, posee en su interior un sistema de

comunicaciones y sellos para prevenir la recirculación y desviar los fluidos provenientes de los

equipos sumergibles, permitiendo de este modo la producción individual de los yacimientos.

Figura 15: Sistema Y tool


Con una herramienta “Y”, puede realizarse punzados, registros en hueco entubado e incluso

pueden ser usados para pruebas de pozos en producción, en su interior presenta una cavidad en la

que se alojará un stinger conectado con una tubería 2 3/8”, por la que se producirá de la zona

inferior, mientras que, por la tubería del mismo diámetro, producirá de la zona superior.

35

10.1 Y block

Suministra un acceso en línea recta abajo del sistema BES, además actúa como un soporte

mecánico entre la tubería de producción y la tubería de bypass del sistema. Hay un sello de

asentamiento integrado de 3.125” (seal bore) en él y-block que suministra la habilidad de asentar

en este punto tanto el isolation sleeve como el standing valve.

11. Insolation Sleeve

En la Figura 15, se muestra el isolation sleeve, debe ser pre-instalado en superficie para

realizar pruebas de presión a la tubería de producción desde la superficie hasta el standing valve.

12. PBR seal bore y extension sub

La PBR seal bore y el extension sub están conectados directamente a la Y block y es

diseñado para conectarse al telescopic swivel de la y-block. El perfil de asentamiento acomoda el

stinger de 2.75” y la longitud del sello de asentamiento es de 120”.

13. Telescopic Swivel

El telescopic swivel con sus 20” de juego conecta la tubería de bypass a la Y block vía el

PBR seal bore. El pin abajo se enrosca directamente a la tubería de bypass. El mandril es libre de

viajar dentro del perfil del housing hasta 20” permitiendo aliñarse a la tubería bypass. Esto permite

al telescopic swivel contener presión sin ejercer un movimiento de stroking y además permite

suspender peso desde la tubería de bypass.

14. Bypass tubing

La tubería bypass es suministrada en 15 pies, sin embargo, cuando se requiere longitudes

precisas también se dispone de pup joint de 2, 3, 4, 5 y 10 pies de longitud.

La tubería de bypass tiene rosca 2-7/8” #8.6 FJL flush joint caja x pin. El torque requerido

es 1300 lbs/pie para crear una presión hermética de producción tubular.

36

15. Pump Sub

Esta herramienta conecta la parte superior de la descarga de la bomba con el extension joint,

su longitud provee flexibilidad al conjunto permitiendo acomodar los diferentes centros entre la

BES y Bypass versus el centro del Y-block.

16. Bypass Neck Clamps

Los bypass neck clamps/body clamps son conectados en los cuellos de las juntas bridadas

entre las secciones de la bomba, motor y sello. El clamp también centraliza la BES y el bypass en

el pozo a través de 2 x cable clip los MLE7 y las líneas de control de 1/4” ó 3/8”.

-Torque del perno principal = 70lbs-pie.

-Torque del perno del cable clip = 30lbsft

17. Pump Support

Se conecta al final de la tubería de bypass, cargas compresivas son trasferidas via Pump

Support a la BES, esto previene cualquier distorsión del bypass, protege la integridad del Bypass

Clamp y permite la instalación de sistemas dobles.

18. Extensión Sub

El extensión joint de 2 7/8” tiene una conexión 2 7/8” FJL pin arriba para conectarse al

Pump Support. Los 15 pies de longitud permiten correr la tubería re centralizándose en el pozo.

La conexión pin abajo es de 2 7/8” EUE para conectarse directamente a la tubería de producción.

IV. Ensamble del equipo inferior de la completación dual concéntrica.

En la Figura 16, se describen las partes que conforman el equipo inferior y la BES.

7 MLE: Motor Lead Extensión (Cable de extensión para motor)

37

Figura 16: Ensamble de equipo inferior CDC


Ensamble De Equipo Inferior CDC

Item Descripción ID

pulg

OD

pulg

Longitud

Ft

34 Handling Sub 3,5 2,441 10,00

35 Shroud Hanger 7,656 2,441

36 Extension Sub 2,875 2,441 10,00

37 Tubing Nipple 3,668 1,810 0,94

38 Pup Joint 3,668 2,441 10,00

39,0 Discharge Head 4,00 n/a 0,54

39,1 Discharger Well Lift 4,00 n/a 0,84

39,2 Pump 4,00 n/a 17,50

39,3 Intake 4,00 n/a 1,02

39,4 Seal Section 5,13 n/a 12,60

39,5 Motor 5,62 n/a 19,70

39,6 MGU, Welllift Motor Gauge

Unit 4,50 n/a 1,84

39,7 Motor Guide 6,00 n/a 1,45

40 Shroud Adapter 7,000 6,276 1,51

41 Casing Joint 7,656 6,276 37,0

42 Shroud Crossover 7,656 2,992 1,07


38

19. Handling Sub (Tubo de manipuleo)

Tiene una longitud de 10 pies y conecta la tubería de producción al shroud hanger. Además

actúa como área de enganche del ensamblaje para los elevadores o la mesa rotaria.

20. Shroud Hanger (Colgador de Capsula)

Es la conexión a presión superior hermética de la cápsula. Esta adecuado con O´rings para

sellar a presión al Shroud Adaptor. Su propósito es absorber todo el peso del sistema BES dentro

de la cápsula,incorpora tres puertos de 3/8” NPT para permitir el paso del penetrador tipo 3 leg.

21. Extension Joints / Sub

El Extensión Joint esta dimensionado para permitir suficiente espacio entre el desfase del

hanger y el Nipple para centralizar el equipo en la cápsula.

22. Discharge Head

La descarga de la bomba suministra la conexión entre la tubería y la bomba del sistema

BES. Esta es generalmente suministrada por la compañía fabricante de la bomba.

23. Shroud Adapter

El Shroud Adapter es un casing de 7” o 5 1/2” de corta longitud preparado con un sello

interno para aceptar el hanger y ensamblar al Shroud Hanger. Este tiene una conexión inferior pin

para conectarse a la capsula de 7” o de 5 1/2” y tiene una conexión superior Stub Acme pin que

permite al Hanger estar asegurado.

24. Shroud Casing

Está hecho de Joints de 7” #26 BTC o 5 ½” #17 BTC, es el cuerpo de la cápsula.

25. Shroud Crossover

Adapta la cápsula de 7” o 5-1/2” a la tubería de producción de 3.5” o 2-7/8”. Tiene un

ángulo through-bore para facilitar el paso de las herramientas de wireline.

39

V. Ensamble Inferior de Empacadura y unidades sellantes CDC.

En la Figura 17, se describen las partes que conforman la Empacadura y las unidades

sellantes.

Figura 17: Ensamble Inferior de empacaduras y unidades sellantes CDC


Ensamble de empacadura y unidades sellantes CDC

Item Descripción ID

Pulg

OD

pulg

Longitud

Ft

44 Safety Joint 4,5 2,992 1,43


46 Blast Joint 4,5 2,992 10,0

47 Pup Joint 4,5 2,75 13,0

48 Seating Nipple 4,5 2,992 1.32

49 Locator Seal

Assembly 4,515 2,992 20,35

50 Baker Packer 5,5 4,79 20,95

40

46. Blast Joint

Son conectores pesados de pared instalados en la tubería de producción frente a las

perforaciones. Previenen el daño en la tubería de producción (corrosión) por acción de fluidos de

producción y gases en la zona de las arenas productoras.

47. Pup Joint

Herramienta utilizada para realizar espaciamientos de la tubería de producción en los

diseños de completaciones de fondo. Tiene las mismas características de las tuberías de producción

con la diferencia de su longitud que generalmente esta entre 5 y 15 pies.

48. Seating Nipple

El Seating Nipple Figura 18, se utiliza cuando se requiere un medio para asentar equipos

de control de flujo de fondo, aquí se asentará el Standing Valve utilizado para realizar pruebas de

presión en la tubería de producción.

49. Locator Seal Assembly (Localizador de sellos)

Se utiliza en completaciones de tubería simple, para proveer un sello efectivo entre la

tubería de producción y el Packer. Mediante la acción de sellos tipo Chevron o sellos Bonded, que

separan herméticamente el anular que hay entre el Bing y el Ánima (bore) del packer.

50. Packer

Herramienta que sirve para aislar dos arenas. Se la utiliza para completaciones simples o

completaciones de multi zonas. El ESP Packer es un diseño hidráulico con doble tapa para reducir

costos de las Completaciones. Está diseñado para tener un agujero máximo ID en la tubería de

producción, permitiendo pasar un cable eléctrico y controlar la línea, es totalmente compatible con

los accesorios estándares de sello, incluyendo los tapones desechables y recuperables.

2.11. Completaciones Inteligentes

“El término "Intelligent Completions" generalmente se refiere al proceso fundamental de

control de drenaje en el fondo del pozo. Los “Intelligent Well Systems” (IWS) son sistemas de

41

gestión de redes en tiempo real que proporcionan el monitoreo de los datos de evaluación,

modelización y la acción de controlar el flujo de forma remota. El IWS adquiere parámetros

avanzados del pozo por medio de los sensores de fondo, permitiendo al operador cambiar las

características de flujo (producción y /o inyección) desde la superficie, o desde su oficina, sin la

necesidad de intervención”. (S.A. Sakowski & otros, 2005)

Las completaciones inteligentes están fundamentadas en dos principios básicos, que son:

• Monitoreo en tiempo real: “Mediciones de las condiciones de flujo y de reservorio,

generados mediante la utilización de los sistemas electrónicos o fibras ópticas.

Permitiendo obtener parámetros de pozo como presión, rata de flujo, corte de agua o

BSW, a través de sensores que se encuentran dentro del pozo”. (Torres Alexander &

Torres José, 2014)

• Control en tiempo real: “Capacidad de controlar de forma remota las zonas de interés

y ajustar mediante choques a la producción e inyección independiente de cada una de

ellas, permitiendo cambiar las características de flujo en superficie, evitando las futuras

intervenciones en el pozo. Los rangos de flujo son controlados por medio de un

regulador de flujo de control, operados mediante la utilización de válvulas de apertura

o cierre”. (Torres Alexander & Torres José, 2014)

2.11.1. Componentes principales de una Completación Inteligente

En la Figura 18 se presenta los componentes principales de una Completación inteligente:

-Sistema de control de superficie - Sensores Permanentes de Fondo

- Líneas de control - Empacaduras de producción

- Camisas deslizables o reguladores de flujo

42

Figura 18: Componentes principales de una Completación Inteligente


2.11.1.1. Sistema de Control de Superficie (SCS -Surface Control System)

Posee un panel de adquisición de datos donde: Proporciona salidas hidráulicas para

manipular componentes en pozo, verifica y registra los cambios de posición de las válvulas usando

retroalimentación hidráulica, disponibilidad de control remoto de la unidad, Figura 19.

43

Figura 19: Sistema de Control de Superficie


2.11.1.2. Líneas de Control

Son aquellas que permiten la comunicación entre sistemas de control de superficie y las

camisas hidráulicas (On-Off o Ajustables). El encapsulamiento brinda resistencia a la fricción de

las líneas, evita la abrasión y permite la resistencia a altas temperaturas, posee una línea que

cuantifica la inyección de químico. En la Figura 20 se observa el color del cable y su función.

Cable rojo tiene tres líneas de capilares, que transmiten el control hidráulico a las camisas.

Cable azul tiene dos líneas, que transmiten los datos de los sensores de fondo a superficie.

Los tamaños disponibles: ¼” para camisas y de 3/8” para inyección de químicos.

44

Figura 20: Líneas de Control


2.11.1.3. Protectores de cable

Se instala en cada cupla del tubing ubicándolas de forma ordenada a lo largo de toda la

tubería, como se muestra en la Figura 21, su función principal es la de proteger al cable.

Figura 21: Protector de cable


2.11.1.4. Empacaduras de Producción con pasajes para líneas de control

Las Empacadura es un sello que hace obstrucción entre la tubería de revestimiento y la

tubería de producción, de tal forma que eliminan el movimiento vertical de fluidos previniendo la

comunicación en el espacio anular.

45

En la Figura 22 se muestra una Empacadura con pasajes utilizada en una completación

inteligente, estos pasajes pueden alojar hasta (7) líneas de control de (1/4) de diámetro, permiten

el paso para líneas de control: eléctricas (líneas del sensor), hidráulicas (manipular componentes

del pozo) y capilares (inyección de químico); además protege a la tubería de revestimiento de

fluidos corrosivos y cuando se tiene condiciones de alta presión de producción e inyección.

Figura 22: Empacadura de producción con pasajes


2.11.1.5. Camisas deslizables o reguladores de flujo

Son herramientas equipadas con ranuras que se pueden abrir o cerrar, permitiendo la

comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular de la tubería de revestimiento para

circulación, de tal manera que se pueda controlar el flujo sin realizar una intervención, Figura 23.

46

Figura 23: Camisa Deslizable


Existen tipos de camisas deslizables disponibles para las Completaciones Inteligentes.

I. Camisa HCM

En la Figura 24 se muestra una camisa HCM o regulador de flujo que mediante dos líneas

de control hidráulico permite un control de la producción y la inyección controlando la arena

productora abriendo o cerrando la camisa deslizable, evitando intervenciones en el pozo.

Figura 24: Camisa Deslizable HCM


II. Camisa deslizable HCM-ATM

“Esta camisa Figura 25, es una versión que funciona con un choque ajustable, de similares

características a la HCM, su ajuste se lo realiza de manera mecánica, se regula dependiendo el

requerimiento. Trabaja con presiones de 7500 psi, con un rango de temperatura de 32 - 325 °F y

con un tiempo operativo de 10 años”. (Baker Hughes Ecuador, 2015).

47

Figura 25: Camisa Deslizable HCM-ATM


III. SHROUDED HCMTM

La camisa Shrouded HCM (Figura 26), posee una capsula que cierra la parte inferior de la

junta perforada y la parte superior de los puertos de la camisa.

“La zona productora inferior produce por medio de esta camisa hidráulica, el

encapsulamiento sirve para evitar que los fluidos producidos de la zona superior se mezclen con

los de la zona inferior. Posee catorce tipos de movimientos con sus respectivas posiciones de

choque y posiciones de apertura y cierre. La camisa “SHCM A” se diseña con un pup joint

perforado localizado por debajo del seating nipple el cual a su vez se encuentra debajo de la camisa.

Un tapón de control de flujo es preinstalado en el asiento del nipple para prevenir flujo a través de

la tubería”. (Farinango Henry, 2007)

48

Figura 26: Camisa Shrouded TM


2.11.1.6. Sensores de Fondo

I. Sensores permanentes de presión y temperatura

En Figura 27, se muestran los sensores de fondo, proporcionan información de presión y

temperatura en tiempo real, datos que permiten interpretar las condiciones del reservorio y modelar

de una mejor manera y minimizando el costo de intervención. Sus características son:

• Rangos de presión: 0- 30000 psi

• Rango de Temperatura: 77 – 347 F

• Diámetro exterior: ¾”

• Vida útil – mínima: 5 años

• Resolución – presión / Temperatura: 0.00001 psi / 0.9 F

• Exactitud presión / Temperatura: 0.015% / 0.018 F

49

Figura 27: Sensor de Presión y Temperatura


II. Medidor de flujo

Dispositivo que permite cuantificar el caudal de las zonas productoras, la tecnología del

medidor es SureFloTM, basada en el principio Venturi, sus diámetros internos son diseñados para

cada aplicación, posee una alta precisión de medida del flujo en fondo como, Figura 28.

Figura 28: Medidor de flujo, SureFloTM


50

2.11.2. Instalación y Funcionamiento

El Sistema de Completación Inteligente permite al operador monitorear y controlar en

tiempo real, en el lugar o en una base remota, la producción de hidrocarburos de dos o más zonas

en un único pozo utilizando un solo tipo de bomba (BES) como se muestra en la Figura 29.

• Consiste en la instalación de un packer de producción permanente en el fondo del

pozo para aislar las dos zonas productoras previniendo la comunicación de éstas.

• Se ubica un localizador con sellos permitiendo que la zona inferior produzca, y una

camisa encapsulada “SHCM-A” que controla hidráulicamente la producción de la

zona inferior y evita que la producción superior se mezcle con la inferior.

• Las variables de presión, temperatura, flujo y corte de agua son monitoreadas en

tiempo real a través de sensores.

• La zona superior produce por el espacio anular y es controlada por otra camisa de

control hidráulico “HCM-A”, las dos producciones se mezclan y se dirigen a la

superficie por medio de una bomba BES encapsulada en un casing de 7”.

• Para la inyección de químicos se instalan mandriles debajo de cada camisa para

evitar la corrosión y escala impidiendo un mal funcionamiento de las camisas.

• Cada camisa está provista de catorce movimientos con cinco posiciones de choque,

una posición de cierre y de apertura total con siete posiciones de difusión, las

impares son de choque y las pares de apertura, se controlan desde superficie,

producción mediante paneles de control hidráulicos, manuales o digitales.

• El flujo de la zona productora superior no se puede medir, siendo factible la

medición de la producción de la zona inferior, por lo que, a través de la diferencia

de las producciones se obtiene la producción de la zona superior.

51

Figura 29: Diagrama General de una Completación Inteligente.


52

2.12. Sistema de Bombeo Electrosumergible

En la Figura 30, se muestra el sistema de Bombeo Electrosumergible Baker Hughes –

Artificial Lift System, que utiliza una técnica de bombas centrifugas multi-etapas con durabilidad

y confiabilidad. Este sistema integrado de levantamiento artificial es un medio técnico para

producir altos volúmenes de fluido desde grandes profundidades a diferentes condiciones de pozo.

Figura 30: Sistema de Bombeo Electrosumergible.


53

2.12.1. Equipo en Superficie

2.12.1.1. Transformador

Los transformadores eléctricos son diseñados y construidos para aplicaciones en frecuencia

variable, convirtiendo el voltaje y corriente suministrados por la línea eléctrica en voltaje y

corriente requeridos por el equipo de fondo, manteniendo una operación adecuada.

En la Figura 31, se presenta los tipos de transformadores, un reductor que baja el voltaje

de la red de distribución desde las líneas de 13800 V a 480 V que puede ser requerido por los

equipos de superficie y un elevador que sube el voltaje al requerido por el motor.

Transformador Elevador Transformador Reductor

Figura 31: Transformador Elevador y Reductor


2.12.1.2. Variador de frecuencia (VSD)

En la Figura 32 se muestra el VSD, posee componentes electrónicos para variar la

frecuencia de entrada de 60 Hz y convertirla a una frecuencia que puede oscilar entre 30 – 90 Hz

obteniendo como resultado que el motor de la bomba trabaje a diferentes velocidades.

Al cambiar la velocidad operacional del motor, permite controlar eficientemente el

desempeño del sistema de bombeo electrosumergible y por ende la producción del pozo.

Se instala entre los transformadores reductor y elevador, es un sistema que controla la

velocidad del motor de corriente alterna y la frecuencia de voltaje aplicado.

54

Figura 32: Variador de frecuencia VSD.


2.12.1.3. Caja de Conexiones (Venteo)

La caja de venteo Figura 33, es el principal punto de conexión entre el cable de fondo y el

cable de superficie, provee un punto de separación para determinar un rápido chequeo de fallas de

los voltajes y corrientes en el equipo de fondo o superficie. Ventea el gas que pueda contener el

aislamiento y los cables de fondo.

Figura 33: Caja de Conexiones (Venteo)


2.12.1.4. Cable de Potencia Eléctrica

El cable eléctrico (Figura 34) debe garantizar el suministro de potencia eléctrica al motor.

Su conexión va desde la caja de venteo al VSD que a su vez va conectado con el lado secundario

55

del transformador. Se fabrican de diferentes materiales, el aislante es producido con chaquetas,

armadura y capas de plomo. El resultado es un producto duradero que puede operar en ambientes

desafiantes. Los cables Centrilift redondos y planos que se visualizan en la Figura 34, son

fabricados en configuraciones de 3 Kilo Voltios y 5 Kilo Voltios.

Figura 34: Cables Eléctricos.


2.12.2. Equipo en Fondo

2.12.2.1. Bomba Electrosumergible

Es una bomba centrifuga Figura 35, compuesta por un conjunto multi-etapas, cada etapa

se compone de un impulsor rotativo y de un difusor estacionario, creando presión por medio de la

rotación de una serie de álabes en un impulsor.

El número de etapas para el diseño según las características del pozo, se determina

mediante la altura dinámica total de elevación o la columna de fluido que requiere levantar TDH

versus la altura que levanta cada etapa.

56

Figura 35: Bomba Centrífuga.


En la Figura 36 se muestra el corte Esquemático de una etapa de la bomba

electrosumergible, el impulsor se encarga de proporcionar energía cinética al fluido, y el difusor

la transforma en energía potencial y con incidencia de factores externos como el tipo de fluido, la

presión atmosférica, así como el caudal que se pretende manejar. Siendo su principal función

levantar el fluido de un nivel a otro.

Figura 36: Corte Esquemático de una etapa de la bomba electrosumergible.

Fuente: Baker Hughes Inc.

57

2.12.2.2. Separador de Gas

En la Figura 37, se muestra un Separador de gas usado en pozos con elevada relación gas-

petróleo, evitando que el gas libre dentro de la bomba cause interferencia en el rendimiento. Separa

una fracción significativa de gas libre en el fluido y actúa como succión para la bomba.

Previene el fenómeno de cavitación que se produce por la presencia de gas libre en la

bomba, el separador de gas está diseñado para prevenir que gran parte del gas ingrese a la bomba.

“Posee una cámara rotativa que actúa como una centrífuga, obliga los fluidos pesados a

dirigirse hacia las paredes exteriores y deja que el gas libre migre hacia el centro de la cámara

entonces el gas libre es físicamente separado del resto de los fluidos al final del separador y el

fluido rico en líquidos es dirigido hacia la toma de la bomba”. (Soto J. Salazar C., 2009)

Figura 37: Separador de gas de la Bomba Centrífuga.


2.12.2.3. Sección Sellante o Protector

Protege al motor de la contaminación de los fluidos del pozo, ubicado entre el motor y el

intake, soporta el empuje axial generado por la bomba. Aumenta la vida del sistema BES.

58

Otras de sus funciones es transferir el torque del motor hacia la bomba, las diferentes

secciones del protector contienen cámaras de expansión que constantemente ecualizan la presión

del aceite del motor con la presión de los fluidos del pozo, Figura 38.

Figura 38: Corte Esquemático de sección sello.


2.12.2.4. Motor Electrosumergible

El motor electrosumergible (Figura 39) es del tipo de inducción, asincrónico con rotor en

jaula de ardilla, bipolar y trifásico. Trasfiere el movimiento a la bomba, gira aproximadamente a

3500 rpm a 60Hz. Los dispositivos del motor están diseñados para resistir temperaturas hasta

260°C - 500°F, su voltaje de operación varía entre 275 V a 4500 V con un requerimiento de

amperaje que oscila entre 22 y 400 amperios. En la Figura 39, se muestra el motor

electrosumergible, conformado de rotores superpuestos que se alojan dentro de un estator

bobinado, una corriente alterna (AC) de tres fases crea campos magnéticos que giran en el estator.

Estos campos magnéticos inducen al rotor y al eje a girar dentro del estator.

59

Figura 39: Motor Electrosumergible.


2.12.2.5. Sensor de fondo

En la Figura 40, se muestra el sensor de fondo este permite cuantificar los parámetros de

fondo del pozo y proporciona datos para mejorar la eficiencia y confiabilidad del sistema BES,

opera acoplado al motor y eléctricamente está conectado al centro de acople del motor.

Posee un display8 numérico que muestra los valores de presión, temperatura y vibraciones

del motor.

Figura 40: Sensor de fondo.


8 Display: Pantalla

60

CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO

Análisis técnico para seleccionar los pozos candidatos

3.1. Tipo De Estudio

El presente proyecto de investigación empleó varios tipos de estudios: Descriptivo,

Analítico, Comparativo y Prospectivo.

Esta investigación describe las condiciones de los yacimientos de los pozos activos,

cerrados y abandonados de cada campo, analizando e interpretando diferentes parámetros, entre

ellos pruebas Build Up, Datos PVT, Historial de Producción, parámetros petrofísicos, etc.;

correlacionando las diferentes variables entre la Completación Inteligente y la Completación Dual

Concéntrica, estableciendo una prospección a futuro determinando la factibilidad del estudio y

aplicación del sistema.

3.2. Universo y Muestra

Según (Hernández Sampieri, 2001), “La población es el conjunto de todos los casos que

concuerdan con una serie de especificaciones, podemos decir que la población es la totalidad del

fenómeno a estudiar”.

“La muestra es parte de la población, es decir, un número de individuos u objetos

seleccionados científicamente, que pertenecen al universo” (Mirían Balestrini, 2002).

El universo a considerar son 117 pozos pertenecientes al Activo Lago Agrio, se realizó un

análisis detallado de cada uno de los pozos pertenecientes a cada campo, identificando una muestra

de pozos idóneos a la implementación del Sistema de Completación Inteligente ó Completación

Dual Concéntrica, con la finalidad de obtener el máximo recobro de petróleo y optimizar la

producción del campo en estudio, detallado en la tabla 17.

61

Tabla 17: Distribución del estado de pozos del Activo Lago Agrio

ACTIVO LAGO AGRIO

ESTADO POZOS

PRODUCIENDO 58

CERRADOS 45

ABANDONADOS 10

REINYECTORES 4

TOTAL 117



3.3. Métodos y técnicas de sistematización de datos

Como primer paso fue la revisión de la bibliografía disponible sobre el tema, también

información recopilada de completaciones a través de la empresa Baker Hughes.

Mediante la revisión del Potencial de Producción (Forecast) del Activo Lago Agrio, se

interpretó la producción actual de los pozos, se procede a revisar los diagramas mecánicos

(sumarios de operaciones) para identificar aquellos con una producción de dos o más arenas.

Posteriormente se revisó la data del Activo, se analizó los datos PVT, pruebas Build Up,

registros eléctricos, reportes de reacondicionamiento de pozos, registro de desviación de pozos

(surveys), con la finalidad de determinar la condición actual de los yacimientos para el estudio.

3.4. Procesamiento y análisis de la información

Los datos no-confidenciales podrán ser administrados directamente por los tesistas. Los

datos confidenciales serán procesados dentro de las oficinas de Baker Hughes Inc., o entregados

por técnicos con las respectivas restricciones.

El análisis de información será realizado directamente por los tesistas y discutido entre los

dos tutores (de Baker Hughes Inc. y de FIGEMPA)

62

3.5. Aspectos administrativos

Todos los aspectos administrativos serán realizados en coordinación con los requerimientos

de la compañía Baker Hughes Inc., la secretaría de la Carrera de Ingeniería de Petróleos de

FIGEMPA, y los tutores. Los tesistas serán responsables de los aspectos de confidencialidad de la

compañía Baker Hughes Inc.

3.6. Proceso de selección preliminar de posibles pozos candidatos

El presente estudio considera varios criterios a la hora de justificar el procedimiento más

adecuado para realizar una selección preliminar de los pozos.

3.6.1. Criterios de Selección preliminar de posibles candidatos

Para identificar si un pozo es apto o no para la implementación del Sistema de

Completación Inteligente (IWS) o Dual Concéntrica, se realizó un análisis detallado a todo el

Activo verificando la existencia de dos o más zonas que se encuentran en producción o arenas

prospectivas por producir; en un mismo pozo con un buen potencial de producción, esperando

obtener un aumento en la producción.

Para la selección preliminar de los pozos candidatos se establecieron tres criterios entre

pozos cerrados y productores:

• Primer criterio: Pozos Cerrados con prospección a punzonar dos o más arenas y

una producción estimada mayor o igual 300 BPPD por cada una de las zonas, dando

una producción en conjunto de 600 BPPD.

• Segundo Criterio: Pozos que se encuentren actualmente produciendo de dos

arenas con una producción actual mayor o igual a 300 BPPD por cada una de las

zonas.

63

• Tercer criterio: Pozos actualmente productores de una arena con prospección a

punzonar una o más arenas y una producción por arena mayor o igual a 300 BPPD

para cada una de las zonas.

3.6.2. Descripción del método de selección

• ETAPA INICIAL

1. Revisión del estado actual de los pozos (cerrados, productores, reinyectores y

abandonados). Descartando los pozos reinyectores y cerrados definitivamente.

2. Análisis de pozos cerrados con prospección a punzonar dos o más arenas,

detallando el trabajo propuesto a realizarse y la producción a obtener.

3. Análisis de pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar con un caudal

adecuado para la implementación del sistema.

4. Verificación del estado mecánico.

• ETAPA FINAL

5. Realizar el análisis de los pozos que cumplan con la etapa inicial de selección, con

la finalidad de simular el comportamiento del influjo obteniendo las curvas (IPR).

6. Interpretación de los registros eléctricos para identificar la prospectividad de las

arenas de los pozos seleccionados, concluyendo con el respectivo análisis

económico de estos pozos, determinado la factibilidad y aplicación de los sistemas.

Para la selección de posibles candidatos se realizó un flujo de trabajo que se presenta

en la Figura 41:

64

INICIO

Pozo atraviesa dos o más arenas potenciales para producir

conjuntamente

Estado mecánico optimo

Los pozos presentan potencial de producción post- workover ?

Diseño mecánico de la Completación Inteligente IWS acorde con resultados

obtenidos del análisis nodal o Completación Dual Concéntrica

Selección pozos candidatos

Historiales de trabajos de WO y producción de pozos

Reservorios que se encuentran en producción / Reservorios por producir

Análisis Nodales /Curvas IPR / Pronósticos de producción de pozos

seleccionados

Análisis Económico

POZOS SELECCIONADOS

Instalación en fondo

Pozo presenta producción actual menor o igual a 300 BPPD

Descripción del estado actual de los pozos

-Pozos Reinyectores

- Pozos Abandonados

-Pozos cerrados sus nuevas zonas a punzonar (caudal esperado)

- Pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar (caudal actual y

esperado)

Figura 41: Flujo de trabajo

Fuente: Baker Hughes

65

3.7. Etapa inicial: Análisis y preselección del estado actual del Activo

3.7.1. Pozos Reinyectores

En la Tabla 18, se detalla todos los pozos reinyectores existentes del Activo en estudio.

Tabla 18: Pozos Reinyectores

POZOS REINYECTORES

ESTACIÓN POZO CANTIDAD

Lago Norte LGAD-016B

2 LGA-020

Lago Central - 0

Guanta – Dureno GNTB-007

2 GNTD-008S1

Parahuacu - 0

TOTAL 4 Fuente: Petroamazonas EP, Julio 2016


Estos pozos por sus características no pueden ser candidatos para Completaciones

inteligentes o Dual Concéntricas.

3.7.2. Pozos Abandonados

Son aquellos que después de varios trabajos de Reacondicionamiento no se obtuvieron

resultados favorables de producción. Las causas por su abandono pueden ser varias, entre las

conocidas tenemos: altos cortes de agua, baja producción o agotamiento de reservas, fallas

mecánicas, pescados irrecuperables. En la Tabla 19 se detalla todos los pozos abandonados

existentes del Activo en estudio.

Tabla 19: Pozos Abandonados Definitivamente

POZOS ABANDONADOS

Estación Pozo Cantidad

Lago Norte

LGAA-007

5 LGAC-011B

LGA-16 LGA-019

LGAF-029

Lago Central LGA-015

2 LGAA-046

Guanta – Dureno GNTD-008

2 GNTC-014

Parahuacu PRHA-003 1

TOTAL 10



66

En el activo en estudio existen 10 pozos abandonados definitivamente, debido a su

condición estos pozos no volverán a producir por lo cual se descartan definitivamente de nuestro

estudio.

3.7.3. Pozos Cerrados

En Activo, cuenta con 45 pozos cerrados distribuidos entre los tres campos. Los pozos

cerrados, se refieren a los pozos que por motivos técnicos o económicos se ha interrumpido su

operación y permanecen en esta condición hasta solucionar los problemas presentados.

A continuación, se detalla los pozos actualmente cerrados y sus respectivas causas de

cierre, también se muestra sus nuevas zonas a punzonar para la reapertura del pozo.

3.7.3.1. Campo Lago Agrio

El campo Lago Agrio tiene dos estaciones de producción: Estación Lago Central y Estación

Lago Norte. En las Tablas 20 y 21 se detallan todos los pozos actualmente cerrados del Campo

Lago Agrio.

Tabla 20: Pozos Actualmente Cerrados de la Estación Lago Central

ESTACÍON LAGO CENTRAL

Pozo Fecha de

cierre Causa

Nuevas Zonas

a Punzonar

LGA-006 23-Mar-09 Comunicación tubing-casing, Casing roto @ 5815' -

LGA-009B 18-Sept-15 Bomba atascada sale wo#13. Eval. Ui, pozo no aporta -

LGA-021 9-Jul-15 WO # 50 Suspendido. Quedan 4 tubos 2-7/8". -

LGA-25 8-Nov-15

8-nov-2015 WO # 19 Suspendido, bajo aporte.

-

LGA-045 4-Dic-14 Suspenden evaluación por bajo aporte de arena BT -

Fuente: PETROAMAZONAS EP, Julio2016


67

Tabla 21: Pozos Actualmente Cerrados de la Estación Lago Norte

Fuente: PETROAMAZONAS EP, Julio 2016


Se analizaron un total de 19 pozos cerrados en el Campo Lago agrio, obteniendo como

resultado 9 pozos con nuevas zonas a punzonar de una o varias arenas, siendo estos

ESTACÍON LAGO NORTE

Pozo Fecha de

cierre Causa

Nuevas

Zonas a

Punzonar

LGA-002 25-Oct-12 W.O. suspendido

HS

LGA-003 27-Mar-06 BES off circuitado, con pescado BES + BHA DE FONDO HS, HI

LGA-008 11-Jun-08 Packer desasentado wo. # 15 packer prueba quedo pescado -

LGA-012 13-Ene-16 Bajo aporte de Basal Tena. Colapso CSG de 10005' - 10007'

-

LGA-014 11-Jun-92 En WO #15 Casing Colapsado @ 4900' (Bes como pescado)

UI+TI

LGA-028 23-Feb-11

EN WO#19, Cerrado bajo aporte.(obstrucción CSG 6735'-

6868')

HS+HI

LGA-030 6-Jul-14

Bomba mecánica atascada. Espera WO

-

LGA-032 27-Mar-15

Se cierra pozo por bajo aporte y alto BSW

-

LGA-033 16-Nov-14

En WO #15 Queda (pescado cable eléctrico). HS+HI

LGA-037 11-Ene-15 Suspenden WO #12, cerrado por alto corte de agua

-

LGAF-048 19-Mar-16 Cerrado se evaluaron "HS" y "BT” ambas arenas no aportan HS

LGAG-050 2-Mar-16 Cerrado Bes off. Atascada

HS

LGAH-055 22-Feb-16 Cerrado por alto corte de agua (BSW 98%)

HI

LGAH-060 25-Dic-15 W.O suspendido

TI, HI

68

preseleccionados para ser posibles candidatos, existiendo la probabilidad de reactivar su

producción.

3.7.3.2. Campo Guanta

Todos los pozos cerrados del Campo Guanta son detallados en la tabla 22, con sus

respectivas causas del cierre. También se muestra las nuevas zonas a punzonar.

Tabla 22: Pozos Actualmente Cerrados del Campo Guanta-Dureno



ESTACÍON GUANTA DURENO

Pozo Fecha de

cierre Causa

Nuevas

Zonas a

Punzonar

GNTC-014 R1 8-Apr-13 Cerrado pozo por bajo aporte, evalúan arena "T". -

GNT-016 1-Aug-15 Intentar anclar bomba mecánica por varias ocasiones,

sin éxito, espera W.O.

GNTC-017 23-Jul-15

Cerrado por bajo aporte

-

GNTA-019 16-Oct-13 Cerrado pozo por bajo aporte

-

GNTB-022 31-Jul-14 Cerrado por bajo aislamiento y fases desbalanceadas

-

GNTC-026 10-Feb-13 Pozo con pescado de bombeo mecánico.

-

GNTF-027 28-Mar-15 Pozo cerrado por bajo aporte

Ti

GNTF-028 29-Jan-16 Suspenden evaluación por alto corte de agua (BSW

100%)

-

GNTD-032 21-Jul-13 Cerrado por bajo aporte y liqueo en base del cabezal -

GNTD-033 7-Mar-16 Liberan MTU por bajo aporte -

GNTF-035 21-Nov-13 Suspenden evaluación por bajo aporte -

GNTD-036 2-Jan-15 Pozo cerrado no aporte. -

GNTB-041 11-Oct-14 Posible comunicación tubing casing. -

GNTD-043 24-Apr-13 Pozo cerrado no aporte. -

GNT-045 6-May-13 Cerrado pozo por alto BSW (100%) -

GNTE-046 S1 14-Jan-16 Equipo no levanta presión en cabeza. Posible rotura de

eje. -

DROA-003 25-May-14 Pozo cerrado no hay aporte de formación "TI". -

69

En el campo Guanta se analizaron 17 pozos cerrados, de los cuales se considera como

preseleccionado un pozo, cuya arena a punzonar es T Inferior.

3.7.3.3. Campo Parahuacu

En la tabla 23 se muestran todos los pozos cerrados del campo, detallando sus causas y sus

nuevas zonas a punzonar.

Tabla 23: Pozos Actualmente Cerrados del Campo Parahuacu

ESTACÍON PARAHUACU

Pozo Fecha de

cierre Causa

Nuevas Zonas

a Punzonar

PRH-

001BT 6-Aug-15 Cerrado por bajo aporte y alto BSW. UI

PRHA-

003B

16-May-

11

Recuperar TBG 3-1/2”, pozo queda cerrado con 1

tubo. WO#07. -

PRH-004 24-Aug-15 Cerrado pescado -

PRH-005 22-May-

12 W.O. suspendido (con pescado @ 8260') -

PRH-009 26-Jan-16 Suspenden evaluación con MTU pozo no aporta

-

PRHC-016 3-Sep-12 Cerrado por bajo aporte y alto BSW. -

PRHC-022 11-Jan-11 Suspenden. Evaluación con MTU por bajo aporte y

alto BSW. -



En el campo Parahuacu se analizaron 7 pozos cerrados, donde se identificó como

preseleccionado uno, el cual producía de la arena Basal Tena siendo cerrado por bajo aporte, su

nueva zona a punzonar es U inferior convirtiéndolo en posible candidato

70

3.7.3.4. Resumen de pozos cerrados preseleccionados con nuevas zonas a punzonar y caudal esperado

Tabla 24: Resumen de pozos cerrados con nuevas zonas a punzonar y caudal esperado



ACTIVO LAGO AGRIO

Pozo Nuevas

Zonas a

Punzona

r

Intervalos

Propuestos para

el Punzonamiento

Trabajo Propuesto Caudal

Esperado

(BPPD)

Lago Norte

LGA-002 Hs 9942' - 9954' (12') Fracturar Hs: 9942' - 9954' (12'), considerar atravezar doble CSG. 150

LGA-003 Hs, Hi 9007' - 9012' (5')

9906' - 9914' (8')

Recuperar pescado. Correr registro integridad CSG. Redisparar

Hs+Hi. 200

LGA-014 Ui, Ts 9715' - 9720' (5')

9725' - 9735' (10') Reparar CSG. Pescar. Correr registro integridad CSG. Evaluar 150

LGA-028 Hs, Hi 9920' - 9950' (30')

9967' - 9988' (21')

Intentar remediar CSG @ 6735' y 6868'. Correr registro de integridad

de CSG. Redisparar Hs: 9920' - 9950' (30') y Hi: 9967' - 9988' (21'). 100

LGA-033 Hs, Hi 8910' - 8922' (12')

9825' - 9835' (10') Recuperar pescado. Redisparar Hs+Hi. 170

LGAF-048 Hs 10168' - 10176' (8') Cambio de completación por defecto de camisa de Hollín. Evaluar sin

torre Hs y BT. W.O #2. 120

LGAG-050 Hs 9916' - 9924' (8') Sacar completación BES+BHA fondo. Si existe presencia de escala,

estimular Hs. Evaluar. 40

LGAH-055 Hi 10442' - 10448' (6') Seguir produciendo hasta mayor incremento de BSW. Realizar SQZ a

intervalo Hi: 10501' - 10507' (6'). Redisparar Hi: 10464' - 10483' (19')

con cargas de alta penetración.

50

LGAH-060 Ti, Hi 10456' - 10460' (4')

10472' - 10477' (5')

Sacar completación. Asentar CIBP @ 10,500’. Recañonear Hollín

Superior con hydrajet: 10,456' - 10,460 y 10,472' (4') - 10,477' (5’). 120

Guanta GNTF-027 Ti 10210'-10223 '(13´) Realizar el tratamiento a la formación y redispara de 10210'-10223' 70

Parahuacu PRH-001 Ui 9554'-9560' (6'),

9586'-9594' (8')

El registro indica mala calidad del cemento en las areniscas BT, US y

UI.Se recomienda disparar Ui se espera producción con alto BSW 150

71

En la tabla 24, se detalla las nuevas arenas a punzonar con sus respectivos intervalos y

espesores de los pozos cerrados del Activo Lago Agrio; así como el caudal esperado.

Luego de un análisis de preselección, descartando los pozos que no serán intervenidos se

determina 11 pozos prospectivos. A partir de estos, se revisará si cumplen los criterios de selección,

donde la producción de dos arenas en conjunto sea mayor o igual a 600 bls; obteniendo que ningún

pozo preseleccionado cuyo estado actual es cerrado, continua en la etapa de selección.

3.7.4. Pozos productores

Son aquellos que permiten extraer fluidos de las formaciones productoras y que se

encuentran aportando cantidades importantes de hidrocarburos siendo económicamente rentables.

3.7.4.1. Pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar.

De acuerdo con el análisis del activo, existen pozos produciendo hidrocarburos de dos

zonas, en otros casos se encuentran produciendo de una zona, y para implementar la Completación

Inteligente o Dual Concéntrica deben existir dos o más zonas productoras.

Las tablas 25 y 28, detallan todos pozos productores con sus respectivas arenas en

producción, así como sus nuevas zonas a punzonar con su caudal esperado.

Se realizó una preselección basada en:

- Pozos que se encuentran produciendo de dos arenas, los cuales están remarcados de

color rojo obteniendo 10 pozos con estas características.

- Pozos que encuentran produciendo de una arena con su caudal actual, y sus nuevas

arenas a punzonar con su caudal estimado, remarcados de color amarillo, alcanzando

como resultado 7 pozos preseleccionados.

72

Tabla 25: Pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar de la Estación Lago Norte

ESTACIÓN LAGO NORTE

Tipo de

Levantamiento Pozo

Zona

productora

Caudal Actual

(bppd)

Nuevas zonas a

producir Trabajo propuesto

Caudal

esperado

(bppd)

Levantamiento

Artificial

(BES)

LGAC-011 HS

174 - - - LGA-031 TS+TI 170 - - - LGA-041 TI 313 - - -

LGAF-042 HS 104 - - - LGAF-047 HS+HI 376 - - - LGAE-040 HS 158 BT - - LGAH-054 BT 345 HI - 100 LGAE-024 HS 130 - - -

Levantamiento

Hidráulico

LGA-035 HS 141 US, UI - - LGA-043 HS 275 - - -

LGAG-044 HS 72 US, UI - -

LGA-018 HS+HI 326 - Bajar BES cuando disminuya

producción de Hs+Hi, redisparar

Ts+Ti

-

Levantamiento

Mecánico

LGA-017 TS+TI 44 - - - LGA-034 US 166 - - -

Tabla 26: Pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar de la Estación Lago Central

ESTACIÓN LAGO CENTRAL

Tipo de

Levantamiento Pozo

Zona

productora

Caudal Actual

(bppd)

Nuevas zonas a


Caudal esperado

(bppd)

Levantamiento

Artificial

(BES)

LGAC-013 HS

196 - - -

LGA-027 HS 245 - - -

Levantamiento

Hidráulico

LGA-009 TI 128 - - - LGA-039 HS 618 - - -

LGAG-038 US+UI 263 - - -

LGA-022 BT 468 - - -

Fuente: PETROAMAZONAS EP, Julio2016


73

Tabla 27: Pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar del Campo Guanta-Dureno

CAMPO GUANTA-DURENO

Tipo de

Levantamiento Pozo

Zona

productora

Caudal Actual

(bppd)

Nuevas zonas a


Caudal

esperado (bppd)

Levantamiento

Artificial

(BES)

GNT-002

US

84 - - -

GNT-005

BT

85 - - -

GNT-010

US+UI

114 - - -

GNTG-012

US+UI+TI

148 - - -

GNTA-020

TI

104 - - -

GNTC-025

UI

157 - - -

GNTF-038

UI

62 - - -

GNT-004

BT

217 - - -

GNTA-040

UI

285 - - -

DRO-001

TI

142 - - -

Levantamiento

Hidráulico

GNT-006 UI + UM

223 - - -

GNTC-013 TI 223 TI Remediar El Casing

Dañado y Disparar Ti 110

GNT-015

BT

247 - - -

GNTA-018

TI

226 - - -

GNTC-023

HS

172 - - -

GNTG-029

UI

71 - -

GNTF-011

UI

55 - - -

GNTF-039

UI

273 - - -

DROA-002

UI

216 - - -

GNTG-030

BT

72 - - -

GNTG-031

HS

570 - -

GNTB-042

UI 190 - - -

Levantamiento

Mecánico GNT-009 BT 57 - - -



74

Tabla 28: Pozos productores y sus nuevas zonas a punzonar del Campo Parhuacu

CAMPO PARAHUACU

Tipo de

Levantamiento Pozo

Zona

productora

Caudal Actual

(bppd)

Nuevas zonas

a producir Trabajo propuesto

Caudal

esperado

(bppd)

Levantamiento

Artificial

(BES)

PRHN-001 UI 352 TI Cañonear Ti 344

PRH-010 UI 343 BT Punzonar BT: 8785'-8790' (5'). 100

PRH-012 TI 444 BT, UI - 200

PRH-040 TI 223 BT, Ui Cañonear arenisca Ui con

propelente. 150

Levantamiento

Hidráulico

PRHB-007 TS + TI 247 - - -

PRH-011 BT

113 - - -

PRH-013 TI

172 - - -

PRHC-015

TI 146 - - -

PRHB-017

UI 334 - - -

PRHB-018

UI 219 BT - 100

PRHC-008

TI 324 - - -

PRH-002

UI 260 - - -

PRHA-021

UI 312 - - -

PRHA-020

UI

324 - - -

PRH-024

TS + TI

78 BT, UI - 150

Fuente: PETROAMAZONAS EP


Al finalizar la preselección de los pozos productores entre los tres campos pertenecientes al activo, continúan en estudio un total

de 17 pozos los cuales se analizarán a continuación.

75

3.8. Etapa final: Análisis de Pozos pre seleccionados

Para llegar a esta lista de preselección se descartaron los siguientes pozos, al no cumplir

con la cantidad de zonas productoras y por punzonar requeridas para el estudio:

- Reinyectores

- Abandonados definitivos

- Cerrados

- Cerrados con nuevas zonas a punzonar y caudal esperado

- Productores

- Productores y sus nuevas zonas a punzonar

De acuerdo con esto, en la tabla 29, se detalla el resumen de los pozos preseleccionados

del activo, para el análisis de la implementación de las completaciones especiales.

Tabla 29: Resumen de pozos preseleccionados

ACTIVO LAGO AGRIO

Tipo de

Levantamiento Pozo

Zona

productora

Caudal

Actual

(bppd)

Nuevas

Zonas a

Punzonar

Caudal

esperado

(BPPD)

Levantamiento

Artificial

(BES)

LGA-031 TS+TI 170 - -

LGAF-047 HS+HI 376 - -

GNT-010

US+UI

114 - -

GNTG-012

US+UI+TI

148 - -

LGAH-054 BT 345 HI 100

PRHN-001 UI 352 TI 344

PRH-010 UI 343 BT 100

PRH-012 TI 444 BT, UI 200

PRH-040 TI 223 BT, Ui 150

Levantamiento

Hidráulico

LGA-018 HS+HI 326 - -

LGAG-038 US+UI 263 - -

GNT-006 UI + UM

223 - -

PRHB-007 TS + TI 247 - -

PRH-024

TS + TI

78 BT,UI 150

GNTC-013 TI 223 TI 110

PRHB-018

UI 219 BT 100

Levantamiento

Mecánico LGA-017 TS+TI 44 - -



76

Para el análisis final se considera 17 pozos de la tabla 29, los cuales pertenecen a pozos

que se encuentran produciendo y con nuevas zonas a punzonar, este último descarte será

principalmente en base a su producción (Caudal actual y Caudal Esperado); debido a que el primer

descarte fue en función de la cantidad de arenas productoras y prospectivas, cumpliendo con todos

los criterios de selección anteriormente establecidos.

En la tabla 30, se detalla el pozo seleccionado.

Tabla 30: Pozo seleccionado

ACTIVO LAGO AGRIO

Tipo de

Levantamiento Pozo

Zona

productora

Caudal

Actual

(bppd)

Nuevas

Zonas a

Punzonar

Caudal

esperado

(BPPD)

Levantamiento

Artificial

(BES)

PRHN-001 UI 352 TI 344



Como resultado de toda la selección, se obtiene el pozo Parahuacu norte PRHN-001 su

arena productora es la U inferior con 352 BPPD y una arena prospectiva T inferior con 344 BPPD,

cumpliendo con los dos criterios fundamentales para la implementación de los sistemas.

A este pozo seleccionado se lo analizará a detalle con la finalidad de confirmar o descartar

la aplicación de la Completación Inteligente o Dual Concéntrica, lo cual se detallará en el siguiente

capítulo.

77

CAPÍTULO IV: ANALISIS E INTERPRETACION

4. Análisis Comparativo entre Completaciones Inteligentes y Dual Concéntrica.

4.1. Completaciones Inteligentes: ventajas y desventajas

4.1.1. Ventajas

• Incrementar la producción y recuperación final, disminuye la invasión de agua.

• Produce de dos zonas simultáneamente con una sola bomba, bajo regulaciones de

la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH.

• Si la bomba electrosumergible falla puede ser recuperada independientemente

realizando un reacondicionamiento, sin necesidad de sacar toda completación.

• Trabaja únicamente con una bomba electrosumergible (BES).

• La producción conjunta de las dos arenas ocurre por choque de la arena superior.

• Durante el trabajo de reacondicionamiento no hay daños de formación.

• La producción y corte de agua de la zona inferior se mide con un Medidor de Flujo

de fondo y la zona superior se calcula por diferencia en superficie.

• Durante el trabajo de un reacondicionamiento, se cierran las dos camisas, y se

interviene el pozo sin necesidad de dañar las zonas.

• Las transmisiones de datos de fondo de pozo se obtienen en tiempo real.

• Las modernas tecnologías de las camisas reducen los costos que se producen al

extraer el equipo electro sumergible (pulling).

• Eliminan Shut Down de producción y pérdidas de tiempo con trabajos de Rig, existe

la posibilidad de realizar Build up de dos arenas por separado.

• Posee equipo de superficie solamente para una bomba electrosumergible.

• Control de flujo sin intervenciones mecánicas (slickline).

• Operación sencilla, recuperación de la inversión incurrida para su instalación y bajo

costo de mantenimiento.

78

4.1.2. Desventajas

• Costo inicial, además si los sensores dan un dato erróneo no se resetean

automáticamente estos se queman.

• No se consigue un adecuado manejo de la medición de los dos reservorios, no existe

la posibilidad de contabilizar los acumulados de cada formación, (únicamente

contabilizan acumulados de una zona).

• Existen flujos cruzados de las zonas durante la producción.

• El apagado de la BES y/o las intervenciones del pozo en caso de que falle el

standing valve de la completación afecta a los dos yacimientos.

• La presencia de escala produce que el pistón que abre y/o cierra las camisas se trabe

y no opere correctamente.

4.2. Completación dual concéntrica: ventajas y desventajas

4.2.1. Ventajas

• Incrementa la producción y no existe flujo cruzado.

• Rápida recuperación de la inversión, reduciendo el costo de producción.

• Produce de dos zonas bajo regulaciones de la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero ARCH.

• Se puede instalar en un pozo para producción e igualmente puede facilitar tareas de

inyección.

• Cada zona se prueba independientemente y se controla por separado.

• La producción de cada zona llega a superficie a través de tuberías separadas.

• Si una unidad BES falla, la otra unidad continúa en operación.

• El ensamble del fondo es equipo estándar.

• No requiere líneas de control hidráulico.

• En pruebas de producción no hay manipulación de camisas.

79

• Reduce trabajos de reacondicionamiento

• En superficie se realiza las mediciones de producción.

• Tratamiento independiente de químicos en las zonas productoras.

• Se elimina el problema de incompatibilidad de fluidos (mezcla de aguas causando

formación de escala o precipitados).

• No existe la presencia de flujo por el anular (casing- tubing).

• Las diferentes alteraciones de presiones de reservorio no son un problema para la

producción.

• Toda la sección de la sarta es probada durante la bajada o corrida.

• Este en un sistema que puede ser utilizado en pozos que se consideren de baja

producción.

4.2.2. Desventajas

• Limitado a producir solo de dos arenas, imposible trabajar en pozos horizontales.

• Posee doble equipo de superficie y fondo para la BES lo cual hace costosa su

implementación.

• Se requiere doble línea de producción desde el cabezal hacia el manifold.

• Si la bomba electrosumergible que produce de la zona inferior falla, es necesario

retirar toda la completación.

• Trabaja con dos bombas electrosumergible lo que hace más costosa su

implementación, su instalación no debe ser a mucha profundidad.

• Durante trabajos de reacondicionamiento pueden existir daños de formación.

• Al realizar un WO hay pérdida de tiempo y producción.

• Se requiere de Shifting Tool, para remover las bombas electrosumergibles

• El control de flujo se lo realiza mediante intervención mecánica (slickline).

• Operación compleja y alto costo de mantenimiento.

80

• Complejo diseño de la completación por la alta presencia de problemas en su gran

cantidad de herramientas.

4.3. Análisis del pozo seleccionado

4.3.1. Historial del pozo

El pozo PRHN-001, se perforó como un pozo vertical, alcanzando una profundidad total

de 10500’en MD y10498’ en TVD. Se iniciaron operaciones de perforación el 18 de julio del 2015

a las 06:00 Hrs, el programa de perforación se planeó con 28,53 días, terminó la perforación el 9

de agosto del 2015 a las 06:00 horas, en 22 días.

La inclinación máxima del pozo es 4,186° @ 10500’ MD/ 10497,661 TVD y un dog leg

máximo de 3,78° @ 10447’MD. El pozo PRHN-001 fue perforado en 4 secciones, 26", 16”, 12

¼” y 8 ½”, fueron revestidas con casing de 20", 13 3/8”, 9 5/8” y liner de 7”.

4.4. Datos mecánicos del pozo

Los datos mecánicos del pozo se detallan a continuación:

Tabla 31: Datos Mecánicos del pozo seleccionado

Datos Mecánicos

Revestidor de 20” 133 #/pie, K-55, BTC hasta 276’

Revestidor de 13 3/8” 54,5 - 68 #/pie, K-55, BTC hasta 5715’

Revestidor de 9 5/8” 47 #/pie, N-80Q, BTC hasta 9518'

Liner 7” 26 #/pie, P110, BTC desde 9302,87’ hasta 10498’

MD Tope de liner 7” 9302,87’

Landing collar: 10397,99’

Collar Flotador 10445,52’

Zapato 10498’

Tipo de hoyo VERTICAL

Tipo de fluido en el hoyo Agua fresca

Máxima desviación 4,19° @ 10500’ MD

Máxima desviación en el dog leg 3,78° @ 10447’MD



81

4.4.1. Diagrama Mecánico actual del pozo en estudio

En la Fig. 42 se muestra el diagrama mecánico actual del pozo.

Figura 42: Diagrama mecánico del pozo PRHN 001


82

4.5. Análisis petrofísico de las arenas

Para determinar los parámetros petrofísicos se realiza la interpretación del registro eléctrico del

pozo en estudio, verificando las profundidades y los intervalos disparados con el fin de tener un

conocimiento más claro de las zonas productoras que son objeto de estudio.

4.5.1. Arena U Inferior

Mediante los registros eléctricos se identificó tres cuerpos arenosos y sus respectivos intervalos

como se muestra en la Figura 43.

• Cuerpo 1: Intervalo (9730’- 9736’), 6 ft de espesor.



Figura 43: Registros Eléctricos


83

En el Cuerpo arenoso 1 y el cuerpo arenoso 2 que se muestran en la Figura 44, la data es

afectada por presencia de derrumbe de pozo (wash-out), alto contenido de arcilla, porosidad efectiva

< 10 pu (unidades de poro), baja permeabilidad (movilidad < 3 mD/cp).

En el cuerpo arenoso 3, la arena es de buenas caracteristicas, posee una distribución de

tamaño de poro heterogenia con poros grandes, tien una porosidad de 12 pu (unidades de poro),

una permeabilidad de100 mD.



Debido a las caracteristicas petrofisicas explicadas anteriormente se concluye, que tanto el

cuerpo arenoso 1 como el 2 son zonas sin interes. Lo contrario al cuerpo arenoso 3 donde se

identifico una zona con interes, por lo cual se concidera para el estudio.

84

4.5.2. Arena T inferior

Al revisar el registro electrico presentado en la Figura 45, se identifico la presencia de un

cuerpo con alto contenido de agua no móvil, porosidad de 6.7 pu (unidades de poro), una

permeabilidad de 4.7 mD, MN igual a 2.03, Sw de 0.25, obteniendo una zona con Hidrocarburos,

sin agua libre.



4.5.3. Calculo de parámetros petrofísicos

Mediante el software Interactive PetrophysicsTM que se muestra en la Figura 46, se verfica

las profundidades y los intervalos disparados, obteniendo las caracteristicas petrofisicas de la

arena.

85


Fuente: Interactive PetrophysicsTM

Se analizo las zonas de interes, a una profundidad de (9696 – 9709) ft con un espesor de 13

ft para la arena “U Inferior” y de (9882 – 9898) ft para la Arena “T inferior”, con un espesor de 16 ft,

obteniendo los siguientes valores petrofísicos.

Tabla 32: Resultados de la Interpretación petrofísica

ACTIVO LAGO AGRIO

Arenisca Intervalo

(pies)

Espesor neto

(pies)

PHI

∅𝒆

(fracción)

Sw

(fracción)

U Inferior 9696’- 9709’ 13 0,12 0.47

T inferior 9882’- 9898’ 16 0,07 0,25



Una vez interpretado los registro electricos , se determino que las arenas poseen buenas

carcateristicas petrofisicas .

86

4.6. Diseño de la completación Dual Concéntrica y BES

Para entender mejor los pasos a seguir para realizar el diseño del Equipo Electrosumergible,

se realizará manualmente el análisis de la arena “U Inferior” como a su vez usando el software

AutographPC®, para las otras arenas se diseñará solo con el programa seleccionado.

Baker Hughes ha establecido un procedimiento de varios pasos que ayudaran a diseñar el

sistema de Bombeo Electrosumergible apropiado. Cada uno de los pasos están explicados a

continuación, incluyendo su respectivas formulas y cálculos. (Centrilift, 2010)

4.6.1. Paso 1: Recopilación de datos

El diseño de un equipo de Bombeo Electrosumergible, bajo la mayoría de las condiciones,

no es una labor difícil, especialmente si se tienen a disposición datos confiables. Los datos erróneos

generalmente dan como resultado una bomba inapropiada y una operación costosa.

Para el análisis es necesaria cierta información: Datos Mecánicos, características del fluido

(PVT), y datos de producción. Todos estos datos se detallan en las tablas 33, 34 y 35.

Tabla 33: Datos mecánicos

Datos mecánicos

Top MD

(ft)

Profundidad

MD

(ft)

OD

(pulgadas)

ID

(pulgadas)

Peso

(lb/ft)

Casing 0 9518 9 5/8'' 8,681 47

Liner 9308 10498 7" 6,276 26

Tubing - - 5 1/2" 4,95 15,5

Tubing - 8850 2 7/8" 2,441 6,4



87

Tabla 34: Características de los Fluidos PVT

Características de los Fluidos

Presión de burbuja (Pb): 1293 Psig

Relación Gas Petróleo (GOR): 360 scf/stb

Gravedad API del aceite: 29,8 API

Temperatura de fondo: 198 °F

Gravedad especifica del gas (SGg) 1,01

Gravedad especifica del agua (SGw) 1,03

Viscosidad 1,31 Cp

Factor Volumétrico del aceite (Bo) 1,206 Bbls/STB



Tabla 35: Datos de producción

Datos de Producción

Presión de Yacimiento (Py): 2200 Psig

Tasa de Flujo deseado (Qf): 400 BFPD

Presión de Fondo (Pwf). 900 Psig

Frecuencia de Oper.: 52,6 Hz

Corte de Agua (WC): 18 %

Tasa de petróleo (Qo): 328 BOPD

Presión en Well Head: 100 Psig

Presión en Casing: 50 Psig



88

4.6.2. Paso 2: Capacidad de la producción

Predecir el comportamiento del pozo es uno de los pasos importantes en el diseño de un

sistema de Bombeo Electrosumergible. El conocimiento de la presión de flujo en el fondo del pozo

(Pwf) con el correspondiente caudal de producción (Qo) es la mínima información requerida.

Es conveniente encontrar una relación entre el flujo de líquidos en el pozo y la fuerza causada por

la diferencia entre la presión promedio del yacimiento (Pr) y la presión de flujo en el fondo del

pozo (Pwf), esta es la relación del comportamiento de afluencia o capacidad de producción (IPR).

El Índice de Productividad (IP) nos permite calcular la capacidad de producción en

yacimientos en los cuales la presión de flujo es mayor o igual a la presión de burbuja (Pwf ≥ Pb).

El método de Vogel se debe emplear si la presión de fondo es menor que la presión de burbuja

(Pwf < Pb), condiciones en las cuales se genera un flujo bifásico por lo cual no se puede usar

correctamente la relación lineal IP.

Cuando un pozo se encuentra en estas condiciones de flujo no es correcto asumir un índice

de productividad constante, para la construcción de la curva de IPR, por lo tanto se utiliza el

Método de Vogel.

4.6.2.1. Calculo de las gravedades especificas

Para calcular la gravedad específica del petróleo se utiliza la Ecuación 2.

𝑆𝐺𝑜 =141,5

131,5 + 𝐴𝑃𝐼

Ecuación 2: Gravedad especifica del petróleo.

𝑆𝐺𝑜 =141,5

131,5 + 25,5

𝑺𝑮𝒐 = 𝟎, 𝟖𝟕𝟕𝟐

Aplicando la Ecuación 3 se puede calcular la gravedad específica de la mezcla.

𝑆𝐺𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 = 𝑆𝐺𝑤 × 𝑓𝑤 + 𝑆𝐺𝑜 × (1 − 𝑓𝑤)

Ecuación 3: Gravedad especifica de la mezcla.

Donde:

89

𝑆𝐺𝑤= Gravedad especifica del agua.

𝑓𝑤 = Corte de agua (%).

𝑆𝐺𝑜= Gravedad especifica de la mezcla.

𝑆𝐺𝑚 = 0,99 × 0,18 + 0,8772 × (1 − 0,18)

𝑺𝑮𝒎 = 𝟎, 𝟖𝟗𝟕𝟓

4.6.2.2. Calculo de la presión de entrada a la bomba (PIP).

El cálculo de la PIP nos ayuda a determinar la profundidad de asentamiento de la bomba.

Muchas veces no es necesario sumergir la bomba hasta el valor máximo posible. Esto permite

ahorrar el uso innecesario de la tubería de producción y el cable, el cual es uno de los componentes

más costosos del sistema de bombeo eléctrico sumergible.

Aplicando la ecuación 4, se puede calcular la PIP.

𝑃𝐼𝑃 = 𝑃𝑤𝑓 + 𝐶𝐻𝑃 − ∆𝑃

Ecuación 4: Presión de entrada a la bomba.

Donde:

Pwf= Presión Fluyente o Dinámica al caudal (PSI).

CHP= presión en la cabeza del casing (PSI).

∆𝑃 = Diferencial de presión (PSI).

Para determinar el PIP, se debe calcular el valor de ∆𝑃 de la ecuación 5, este valor es la

diferencia de presión entre la profundidad de la bomba (8849 TVD) y la profundidad al tope de las

perforaciones (9695 TVD).

∆𝑃 = (𝑀𝑃𝑃 − 𝑝𝑟𝑜𝑓. 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎) × 𝑆𝐺𝑚 𝑥 0,433

Ecuación 5: Diferencial de presión

Donde:

MMP= Tope de los perforados (ft).

SGm= Gravedad Especifica de la mezcla.

90

∆𝑃 = (𝑀𝑃𝑃 − 𝑝𝑟𝑜𝑓. 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎) × 𝑆𝐺𝑚 𝑥 0,433

∆𝑃 = (9695 − 8849) × 0,8975 𝑥 0,433

∆𝑷 = 𝟑𝟐𝟖, 𝟕𝟕 𝒑𝒔𝒊 Una vez calculado el diferencial de presión, remplazamos este valor en la ecuación 4 para

calcular el valor de PIP.

𝑃𝐼𝑃 = 𝑃𝑤𝑓 + 𝐶𝐻𝑃 − ∆𝑃

𝑃𝐼𝑃 = 900 + 100 − 328,77

𝑷𝑰𝑷 = 𝟔𝟕𝟏, 𝟐𝟐 𝒑𝒔𝒊

Calculamos la sumergencia (Profundidad de asentamiento de la bomba) usando la gravedad

específica del petróleo, puesto que la sección de entrada de la bomba hacia arriba es crudo debido

a la separación de la mezcla en la bomba, usamos la ecuación 6.

𝑆𝑢𝑚𝑒𝑟𝑔𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 =𝑃𝐼𝑃

0,433 × 𝑆𝐺𝑜

Ecuación 6: Sumergencia

Donde:

PIP=Presión de entrada a la bomba.

SGo= Gravedad Especifica del petróleo.

𝑆𝑢𝑚𝑒𝑟𝑔𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 =671,22

0,433 × 0,8772

𝑺𝒖𝒎𝒆𝒓𝒈𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂 = 𝟏𝟕𝟔𝟕, 𝟏𝟕 𝒑𝒊𝒆𝒔

4.6.2.3. Cálculo del índice de productividad (IP)

El Índice de productividad es el indicador matemático de la capacidad que tiene un pozo

para producir fluido. La ecuación 7 expresa la relación entre el Caudal (Q) y la diferencia entre la

Presión reservorio y la Presión de fondo fluyente (Pwf).

𝐼𝑃 =Q

(Pr − Pwf)

Ecuación 7: Índice de Productividad

Donde:

91

IP= Índice de productividad (bbl/d/psi).

Q= Caudal de prueba. (BFPD)

Pr= Presión Estática del yacimiento. (PSI).

Pwf= Presión de Fondo Fluyente o Dinámica al caudal (PSI).

Para este caso en particular utilizaremos el método de Vogel, que se describe a

continuación.

Método de Vogel

Vogel desarrolló un modelo matemático para calcular el IPR de un yacimiento con empuje

de gas disuelto, el resultado de su estudio es una curva de referencia adimensional siendo una

herramienta efectiva en la definición del comportamiento de afluencia del pozo. La ecuación

empírica desarrollada por Vogel se la expresa de la siguiente manera.

𝑄𝑜

𝑄𝑜 𝑚𝑎𝑥= 1 − 0,2 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟) − 0,8 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟)

2

Ecuación 8: Ecuación empírica para determinar el IPR por Vogel.

Donde:

𝑄𝑂= Caudal de prueba (aceite y agua) (BFPD).

𝑄𝑜 𝑚𝑎𝑥 = Caudal máximo de producción (a Pwf =0) (BFPD).

𝑃𝑤𝑓= Presión de fondo Fluyente (PSI).

𝑃𝑟= Presión de yacimiento (PSI).

El índice de productividad se calcula usando una versión modificada de la ecuación de

Vogel (Ecuación 9), para yacimientos en los cuales la presión de fondo fluyente se encuentra por

debajo de la presión del punto de burbuja (Pwf < Pb).

𝐽 = (𝐼𝑃) =𝑄𝑜

𝑃𝑟 − 𝑃𝑏 + (𝑃𝑏1,8) × [1 − 0,2 (

𝑃𝑤𝑓𝑃𝑏

) − 0,8 (𝑃𝑤𝑓𝑃𝑏

)2

]

Ecuación 9: Ecuación empírica para determinar J por Vogel.

Donde:

92




𝑃𝑏= Presión de burbuja (PSI).

𝐽 = (𝐼𝑃) =400

2200 − 1293 + (1293

1,8) × [1 − 0,2 (

9001293

) − 0,8 (900

1293)

2

]

𝑱 = (𝑰𝑷) = 𝟎, 𝟑𝟐 𝒃𝒃𝒍/𝒅/𝒑𝒔𝒊

4.6.2.4. Calculo de la tasa de producción al punto de burbujeo.

Se procede a calcular el caudal al punto de burbuja, despejando de la ecuación 7.

𝑄𝑏 = 𝐼𝑃 × (𝑃𝑟 − 𝑃𝑏)

Ecuación 11: Tasa de producción al punto de burbujeo.

Donde:




𝑄𝑏 = Caudal de burbuja (BFPD).

𝑄𝑏 = 𝐼𝑃 × (𝑃𝑟 − 𝑃𝑏)

𝑄𝑏 = 0,32 × (2200 − 1293)

𝑸𝒃 = 𝟐𝟗𝟎, 𝟗𝟓 𝐁𝐅𝐏𝐃

4.6.2.5. Gráfica IPR (Inflow Performance Relationship)

Para realizar la curva IPR se debe asumir valores de Pwf por debajo de la presión de

burbujeo (Pwf < Pb) y calcular las tasas de producción a través de la ecuación de Vogel, como se

muestra en la Ecuación 12.

𝑄𝑜 = 𝑄𝑏 +𝐼𝑃 × 𝑃𝑏

1,8× [1 − 0,2 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑏) − 0,8 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑏)

2

]

93

Ecuación 12: Calculo del caudal para cualquier Pwf menor a Pb propuesta por Vogel.

Donde:




𝑄𝑏 = Caudal de burbuja (BFPD).

𝑄𝑜 = 290,95 +0,31 × 1293

1,8× [1 − 0,2 (

1200

1293) − 0,8 (

1200

1293)

2

]

𝑄𝑜 = 319,89 𝐵𝐹𝑃𝐷

Valores para graficar la curva IPR como se muestra en la tabla 36, por método de Voguel.

Tabla 36: Tabla de valores para graficar curva IPR.

Pwf (PSI) Qo (BFPD)

1200 319,83

1000 375,48

800 422,31

600 460,31

400 489,49

200 509,85

0 521,4


La Figura 47, muestra la representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al

nodo en función del caudal, denominada Curva de Oferta de energía del yacimiento (“Inflow

Curve”).

94

Figura 47: Curva IPR


Cuando la presión del pozo cae por debajo de la presión del punto de burbuja, el gas sale

de solución e interfiere con el flujo de petróleo y del agua. El caudal del pozo empieza a declinar

a mayor reducción de presión. Este caso se presenta en la mayoría de pozos en levantamiento

artificial en los cuales existe un flujo bifásico.

4.6.3. Paso 3: Calculo del gas

“La presencia de gas libre en la entrada de la bomba y en la tubería de producción hace

que el proceso de selección del equipo sea más complejo. Como el fluido (mezcla de líquido y gas)

fluye a través de las etapas de la bomba desde la entrada hasta la descarga a través de la tubería de

producción, la presión y las propiedades del fluido (como volumen, densidad, etc.) van cambiando

continuamente”. (Centrilift, 2010)

Para tener certeza si se debe instalar algún accesorio para el manejo de gas se debe calcular

la cantidad de gas presente en la entrada de la bomba (Intake), la presencia de gas puede ocasionar

dificultad para levantar el fluido a superficie. Esto se debe a que la presencia de gas hace que la

presión y la densidad del fluido varíen constantemente dentro del sistema.

Pb

290

0

500

1000

1500

2000

2500

0 500 1000

Pre

sió

n, [p

si]

caudal, q [bbl/d]

95

4.6.3.1. Relación de Solubilidad (Rs)

Mediante la ecuación 13, se puede calcular la Relación Solubilidad.

𝑅𝑠 = 𝑆𝐺𝑔 × [𝑃𝑏

18 ×

100.0125×(𝐴𝑃𝐼)

100.00091×(𝑇)]

1,2048

Ecuación 13: Relación de solubilidad.

𝑅𝑠 = 1,01 × [𝑃𝑏

18 ×

100.0125×(28,9)

100.00091×(198)]

1,2048

𝑹𝒔 = 𝟐𝟗𝟔, 𝟖𝟕 𝒔𝒄𝒕𝒇

𝒔𝒕𝒃

Donde:

SGg= Gravedad específica del gas.

Pb= Presión de burbuja.

T= Temperatura del yacimiento.

4.6.3.2. Factor Volumétrico del Petróleo

Es un factor que representa el volumen de petróleo saturado con gas a la presión de

temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales. Se

representa en la ecuación 14.

𝐵𝑜 = 0,972 + 0,000147 × 𝐹1,175

Ecuación 14: Factor Volumétrico de petróleo.

Antes de calcular el factor volumétrico, se procede a calcular el valor de F aplicando la

ecuación 15.

𝐹 = 𝑅𝑠 × [𝑆𝐺𝑔

𝑆𝐺𝑜]

0,5

+ 1,25 × 𝑇

Ecuación 15: Número de Correlación.

Donde:

SGg= Gravedad específica del gas.

SGo= Gravedad específica del petróleo.

96

T= Temperatura del yacimiento.

𝐹 = 296,87 × [1,01

0,877]

0,5

+ 1,25 × 198

𝑭 = 𝟓𝟔𝟔, 𝟎𝟒

Luego se remplaza el valor de F en la ecuación 14.

𝐵𝑜 = 0,972 + 0,000147 × 𝐹1,175

𝐵𝑜 = 0,972 + 0,000147 × 566,041,175

𝐵𝑜 = 1,22 𝐵𝑌

𝐵𝑁

4.6.3.3. Factor Volumétrico del gas

Es un factor que representa el volumen de gas libre, a presión y temperatura del yacimiento,

por unidad volumétrica de gas libre a condiciones normales. Representado en la ecuación 16.

𝐵𝑔 = 0.00504𝑍 × 𝑇

𝑃

Ecuación 16: Factor Volumétrico del gas

Donde:

Z= Factor de la compresibilidad del gas.

T= Temperatura del yacimiento, R (R=460+F).

P= Presión de Sumergencia.

4.6.3.3.1. Factor de compresibilidad

Ahora calculamos factor de compresibilidad Z;

𝑃𝑠𝑟 =𝑃

667 + 15 (𝑆𝐺𝑔) + 37,7 (𝑆𝐺𝑔)2

𝑃𝑠𝑟 =2200

667 + 15 × 1,01 + 37,7 × 1,012

𝑃𝑠𝑟 = 3,05

97

𝑇𝑠𝑟 =𝑃

168 + 325 (𝑆𝐺𝑔) − 12,5 (𝑆𝐺𝑔)2

𝑇𝑠𝑟 =460 + 198

168 + 325 (1,01) − 12,5 (1,01)2

𝑇𝑠𝑟 = 1,36

Con la presión y la temperatura pseudoreducida (ANEXO 1) encontramos el factor de

compresibilidad del gas (z), este valor es 0.8, remplazo en la ecuación 16.

𝐵𝑔 = 0.00504𝑍 × 𝑇

𝑃

𝐵𝑔 = 0,005040.8 × (460 + 198)

1767,17

𝑩𝒈 = 𝟏, 𝟓

4.6.3.4. Calculo del porcentaje de gas libre.

Para calcular el porcentaje de gas libre en un sistema de bombeo eléctrico, se debe calcular

el volumen total de gas. Representado en la ecuación 17.

𝐺𝑎𝑠 𝐿𝑖𝑏𝑟𝑒 =𝑉𝑔

𝑉𝑇× 100%

Ecuación 17: Porcentaje de gas libre.

Donde:

𝑉𝑔 = Volumen de gas.

𝑉𝑇= Volumen total.

El cálculo del Total de gas se representa en la ecuación 18.

𝐺𝑎𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 =𝐺𝑂𝑅 × 𝐵𝑂𝑃𝐷

1000[𝑀𝑃𝐶𝐷]

Ecuación 18: Total de gas

Donde:

𝐺𝑂𝑅 = Relación gas-petróleo.

𝐵𝑂𝑃𝐷= Barriles de petróleo por día.

98

𝐺𝑎𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 =360 × 328


𝑮𝒂𝒔 𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 = 𝟏𝟏𝟖, 𝟎𝟖 [𝑴𝑷𝑪𝑫]

El gas en solución a la profundidad de asentamiento puede determinarse mediante la

ecuación 19.

𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 =𝑅𝑠 × 𝐵𝑂𝑃𝐷


Ecuación 19: Gas en solución

Donde:

𝑅𝑠 = Relación solubilidad.


𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 =296,87 × 328


𝑮𝒂𝒔 𝒆𝒏 𝒔𝒐𝒍𝒖𝒄𝒊ó𝒏 = 𝟗𝟕, 𝟑𝟕 [𝑴𝑷𝑪𝑫]

A continuación, se calcula el gas libre con la ecuación 20.

𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = (𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛) [𝑀𝑃𝐶𝐷]

Ecuación 20: Gas libre

𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = 118,08 − 97,37

𝑮𝒂𝒔 𝒍𝒊𝒃𝒓𝒆 = 𝟐𝟎, 𝟕𝟎 [𝑴𝑷𝑪𝑫]

Posteriormente, se determina la cantidad de volumen de petróleo, de agua, y de gas a la

profundidad de asentamiento de la bomba, utilizando las ecuaciones 21, 22 y 23 respectivamente.

Volumen de petróleo:

𝑉𝑜 = (𝐵𝑂𝑃𝐷 × 𝛽𝑜) [𝐵𝑂𝑃𝐷]

Ecuación 21: Volumen de Petróleo

Donde:

99


𝛽𝑜 = Factor Volumétrico del petróleo.

𝑉𝑜 = (𝐵𝑂𝑃𝐷 × 𝛽𝑜) [𝐵𝑂𝑃𝐷]

𝑉𝑜 = (328 × 1,22) [𝐵𝑂𝑃𝐷]

𝑽𝒐 = 𝟒𝟎𝟎, 𝟏𝟔 [𝑩𝑶𝑷𝑫]

Volumen del agua:

𝑉𝑤 = (𝐵𝑊𝑃𝐷 × 𝛽𝑤) [𝐵𝑊𝑃𝐷]

Ecuación 22: Volumen de agua

Donde:

𝐵𝑊𝑃𝐷= Barriles de agua por día.

𝛽𝑤 = Factor Volumétrico del agua.

𝑉𝑤 = (𝐵𝑊𝑃𝐷 × 𝛽𝑤) [𝐵𝑊𝑃𝐷]

𝑉𝑤 = (400 × 0,18 × 1,01) [𝐵𝑊𝑃𝐷]

𝑽𝒘 = 𝟕𝟐, 𝟕𝟐 [𝑩𝑾𝑷𝑫]

Volumen de gas:

𝑉𝑔 = (𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 × 𝛽𝑔) [𝐵𝐺𝑃𝐷]

Ecuación 23: Volumen de gas

Donde:

𝐵𝐺𝑃𝐷= Barriles de gas por día.

𝛽𝑔 = Factor Volumétrico del gas.

𝑉𝑔 = (𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 × 𝛽𝑔) [𝐵𝐺𝑃𝐷]

𝑉𝑔 = (20,70 × 1,2) [𝐵𝐺𝑃𝐷]

𝑽𝒈 = 𝟐𝟒, 𝟖𝟒 [𝑩𝑮𝑷𝑫]

Una vez determinados los valores de volumen de petróleo, gas y agua, se procede a calcular

el volumen total de fluido que va a manejar la bomba, se utiliza la ecuación 24.

𝑉𝑇 = 𝑉𝑜 + 𝑉𝑤 + 𝑉𝑔

100

Ecuación 24: Volumen total de fluido

Donde:

𝑉𝑜= Volumen de petróleo.

𝑉𝑤= Volumen de agua.

𝑉𝑔= Volumen de gas.

𝑉𝑇 = 400,16 + 72,72 + 24,84

𝑽𝑻 = 𝟒𝟗𝟕, 𝟕𝟐 𝑩𝑭𝑷𝑫

Con el volumen total de fluido se calcula el porcentaje de gas libre, mediante la ecuación

17, descrita anteriormente.

𝐺𝑎𝑠 𝐿𝑖𝑏𝑟𝑒 =𝑉𝑔

𝑉𝑇× 100%

𝐺𝑎𝑠 𝐿𝑖𝑏𝑟𝑒 =24,84

497,72× 100%

𝑮𝒂𝒔 𝑳𝒊𝒃𝒓𝒆 = 𝟓 %

Cuando el porcentaje de gas libre es mayor al 10% es indispensable instalar un separador

de gas a cambio de la sección de entrada a la bomba estándar (Intake), el cual va ubicado en la

misma posición que iría la sección de entrada.

4.6.4. Paso 4: Calculo de Altura Dinámica Total (TDH)

Para garantizar que el fluido de producción llegue hasta la estación de recolección, es

necesario determinar la altura dinámica total (TDH); este valor corresponde a la altura de la cabeza

que la bomba debe vencer para que el fluido llegue a superficie y se calcula con la ecuación 25.

𝑇𝐷𝐻 = 𝐿𝑁𝑉 + 𝑃. 𝐹 + 𝑇𝐻𝑃

Ecuación 25: Altura Dinámica Total

Donde:

101

𝐿𝑁𝑉= Levantamiento neto artificial, es la distancia en pies que requiere levantar la bomba

desde el nivel dinámico del fluido.

𝑃. 𝐹= Perdidas por fricción en la tubería y demás accesorios.

𝑇𝐻𝑃= Presión del cabezal que la bomba debe vencer para que el fluido producido llegue al

tanque de almacenamiento.

4.6.4.1. Calculo del Levantamiento neto artificial (LNV)

Este es la distancia vertical que el fluido debe recorrer para llegar a la superficie. Es

independiente de la profundidad de descarga de la bomba. El levantamiento neto se calcula con la

ecuación 26.

𝐿𝑁𝑉 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 − 𝑆𝑢𝑚𝑒𝑟𝑔𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎

Ecuación 26: Levantamiento Neto Artificial.

𝐿𝑁𝑉 = 8850 − 1767,17

𝑳𝑵𝑽 = 𝟕𝟎𝟖𝟐, 𝟖𝟑 𝒑𝒊𝒆𝒔

4.6.4.2. Perdidas de fricción

Para calcular las pérdidas por fricción en la tubería se utiliza el Diagrama de Hazen

Williams que determina según el tamaño del diámetro de la tubería producción, las pérdidas cada

1000 ft o el factor de fricción (FF), (Ver Anexo 2). El resultado de las pérdidas por fricción en toda

la tubería será denominado P.F y se halla con la Ecuación 27.

𝑃. 𝐹 = 𝑃𝑟𝑜𝑓. 𝑖𝑛𝑡𝑎𝑘𝑒 × 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛 (𝐹𝐹)

Ecuación 27: Factor de fricción

𝑃. 𝐹 = 8850 𝑓𝑡 × 5,2 𝑓𝑡

1000 𝑓𝑡

𝑷. 𝑭 = 𝟒𝟔, 𝟎𝟐 𝒇𝒕

102

4.6.4.3. Presión del cabezal

La presión de cabeza del pozo es la presión en la descarga de la tubería del pozo, y para

calcular se utiliza la ecuación 28.

𝑇𝐻𝑃 =𝑃𝑐 × 2,31

𝑆𝐺𝑚

Ecuación 28: Presión de cabeza

Donde:

𝑃𝑐= Presión de cabeza.

𝑆𝐺𝑚 = Gravedad Específica de la mezcla.

𝑇𝐻𝑃 =𝑃𝑐 × 2,31

𝑆𝐺 𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎

𝑇𝐻𝑃 =100 × 2,31

0,8975

𝑻𝑯𝑷 = 𝟐𝟓𝟕, 𝟑𝟖 𝒑𝒊𝒆𝒔

A continuación, se calcula la Altura Dinámica Total con la ecuación 29.

𝑇𝐷𝐻 = 𝐿𝑁𝑉 + 𝑃. 𝐹 + 𝑇𝐻𝑃

𝑇𝐷𝐻 = 7082,83 + 46,02 + 257,38

𝑻𝑫𝑯 = 𝟕𝟑𝟖𝟔, 𝟐𝟑 𝒑𝒊𝒆𝒔

4.6.5. Paso 5: Selección del tipo de bomba

Para seleccionar la bomba adecuada se escoge en base a la tasa de producción esperada de

fluido y el diámetro de la tubería de revestimiento.

La bomba debe trabajar dentro del rango de funcionamiento y lo más cercano a su máxima

eficiencia, a la tasa de producción esperada.

Además, se debe recurrir a los catálogos del fabricante, para este caso se utilizó los

catálogos de Baker Hughes-Artificial Lift System, ver (Anexo 3 y 4).

103

El caudal a manejar es de 400 BFPD y el diámetro de asentamiento del equipo es dentro de

un revestimiento de 9 5/8”, teniendo en cuenta que se instala en paralelo con una tubería de bypass

de 2 7/8” el espacio disponible para el equipo de BES es menor a 6”.

4.6.5.1. Dimensionamiento de la bomba

Para dimensionar la bomba se recurre a la curva característica de desempeño del tipo de

bomba seleccionada para determinar el número de etapas requeridas y el caudal deseado frente a

la altura dinámica total calculada previamente.

Con las consideraciones anteriores, seleccionamos la bomba P6 de la serie 400, cuyo

diámetro es de 4 pulgadas y el caudal de 400 BFPD está dentro del rango de operación, con lo cual

se tendría un funcionamiento eficiente del equipo.

Para el cálculo del número de etapas de la bomba se debe intersecar la tasa de producción

deseada (escala horizontal), con la curva de capacidad de levantamiento por etapa y leer este valor

en la escala izquierda. Obteniendo así la capacidad de levantamiento, como se muestra en la figura

48.

Las curvas características ver Figura 48 de las bombas disponibles en los catálogos son

curvas de desempeño para una sola etapa con base en agua con gravedad específica de 1.00.

104

Figura 48: Curva característica de desempeño de una bomba

Fuente: Baker Hughes-Artificial Lift System

Para determinar el número de etapas se divide la altura dinámica total por el valor

determinado (capacidad de levantamiento por etapa), con la ecuación 29.

105

𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =𝑇𝐷𝐻

𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑒𝑣𝑎𝑛𝑡𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎

Ecuación 29: Calculo del número de etapas

Donde:

𝑇𝐷𝐻= Altura Dinámica Total

𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =7386,23 𝑓𝑡

25,256 𝑓𝑡 /𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎

𝑵ú𝒎𝒆𝒓𝒐 𝒅𝒆 𝒆𝒕𝒂𝒑𝒂𝒔 = 𝟐𝟗𝟑 𝒆𝒕𝒂𝒑𝒂𝒔

Utilizando el catálogo de Baker Hugues, se selecciona una configuración de dos bombas

P6 Serie 400, la primera de 180 etapas y la segunda con 113 etapas dando las 293 etapas necesarias

para el diseño.

4.6.5.2. Dimensionamiento del motor

Para seleccionar el tamaño del motor adecuado para una bomba o conjunto de bombas, se

debe determinar los caballos de potencia al freno requerido.

La potencia al freno de la bomba (BHP) se calcula con la ecuación 30, el valor de

BHP/etapa se obtiene de la figura 48, al intersecar la tasa de producción deseada (escala

horizontal), con la curva de potencia al freno-BHP y leer este valor en la escala derecha.

𝐵𝐻𝑃 = 𝐵𝐻𝑃/𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎 × 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 × 𝑆𝐺𝑚

Ecuación 30: Potencia al freno de la bomba.

Donde:

𝑆𝐺𝑚= Gravedad Específica de la mezcla.

𝐵𝐻𝑃 = 0,14 × 293 × 0,8975

𝑩𝑯𝑷 = 𝟑𝟔, 𝟖𝟏 𝑯𝑷

A la potencia necesaria por la bomba se debe añadir la potencia requerida para el manejo

del sello, para así obtener los HP totales, que determina la selección del motor.

106

Luego se debe seleccionar el voltaje, se lo puede hacer en base a las siguientes

consideraciones:

• Los motores de alto voltaje (consecuentemente baja corriente) causan bajas

pérdidas en el cable y requieren cables de pequeño tamaño.

• Entre más alto sea el voltaje del motor, más costoso será el controlador del motor.

Para la selección de los parámetros anteriormente explicados, se revisa los catálogos del

fabricante.

Normalmente la serie del sello es la misma que la de la bomba, se utiliza la serie “400

SEAL FST3 H6 PFSA HL CL6” de configuración tándem, como se muestra en la tabla 37.

Tabla 37: Especificaciones técnicas de sellos



El motor apropiado debe ser capaz de suministrar el total de la potencia requerida por la

bomba y el sello. Seleccionaremos un motor serie 450, 135 HP, 1715 voltios y 50 amperios, ver

anexo 4.

107

4.6.6. Paso 6: Selección del cable

La selección del cable involucra: tamaño, tipo y longitud. El tamaño de cable depende de

factores como caída de voltaje, amperaje y espacio disponible en el anular.

El fluido del pozo y la temperatura son condiciones que afectan directamente la selección

del tipo de cable que se va a usar, o mejor el tipo de armadura que debe tener este para enfrentar

las condiciones de operación; ya sea por temperatura o por ambiente corrosivo.

La longitud del cable se determina por la profundidad de asentamiento de la bomba.

Generalmente se adicionan 100 a 200 pies más de cable, los cuales se usan para conectar el equipo

de subsuelo con el equipo eléctrico de superficie. La pérdida de voltaje en el cable se obtiene

mediante la figura 49.

El número de cable se escoge de acuerdo al amperaje del motor que deba suministrar para

este caso trabajamos con 50 amperios por lo que se escoge un cable #4 que aunque tiene mayores

caídas de tensión que el #2 y #1 este resulta ser menos costoso.

108

Figura 49: Curva característica para determinar la perdida de voltaje en el cable


109

La caída de voltaje se determina con la ecuación 31, por cada 1000 pies según la figura 49,

para un cable # 4, que funciona con 50 amperios es de 22,5 V; este valor se multiplica por el factor

de corrección por temperatura de la tabla 38, y por la profundidad de asentamiento de la bomba

añadiendo 100 pies para las conexiones de la superficie.

Tabla 38: Factor de corrección por temperatura



𝐶𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 =𝑃𝑟𝑜𝑓. 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 × 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑣𝑜𝑙𝑎𝑡𝑎𝑗𝑒 × 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑐𝑖ó𝑛 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎

1000 𝑓𝑡

Ecuación 31: Calculo de caída de voltaje.

𝐶𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 =8950 𝑓𝑡 × 16,51 𝑉 × 1,245

1000 𝑓𝑡

𝑪𝒂𝒊𝒅𝒂 𝒅𝒆 𝑽𝒐𝒍𝒕𝒂𝒋𝒆 = 𝟏𝟖𝟒 𝑽

4.6.6.1. Determinación de la capacidad del equipo eléctrico en superficie.

Para determinar el voltaje en superficie requerido, utilizamos la ecuación 32, que es igual al voltaje

del motor más la caída del voltaje:

𝑉 𝑠𝑢𝑝 = 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 + 𝐶𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒

Ecuación 32: Kilovoltios requerido en superficie.

𝑉 𝑠𝑢𝑝 = 1337 𝑉 + 184 𝑉

𝑽 𝒔𝒖𝒑 = 𝟏𝟓𝟐𝟏 𝑽

110

Para seleccionar el variador y transformador que serán usados, es necesario calcular la

potencia eléctrica que requieren los equipos con el fin de escoger el que mejor se ajuste a las

condiciones de operación del equipo de fondo.

La potencia eléctrica se mide en kilovatio-Amperio y se puede calcular con la ecuación 33.

𝐾𝑉𝐴 =𝑉 𝑠𝑢𝑝 × 𝐴𝑚𝑝 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 × 1,73

1000

Ecuación 33: Kilovoltios requerido en superficie.

Donde:

𝑉 𝑠𝑢𝑝= Voltaje requerido en superficie.

𝐴𝑚𝑝 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟= Amperaje normal del motor.

𝐾𝑉𝐴 =1521 × 34,6 × 1,73

1000

𝑲𝑽𝑨 = 𝟗𝟏 𝑲𝑽𝑨

Para controlar el motor, el variador debería proveer 1521 voltios requerido en superficie y

a los KVA requeridos de 91 KVA. Teniendo en cuenta estos valores se utilizará un variador de

frecuencia estándar de 260 KVA 24P NEMA 4 que posee el fabricante.

4.6.7. Diseño de la completación Dual Concéntrica Arena “Ui” con AutographPC®.

4.6.7.1. Pantalla de Información del pozo

La figura 50 “WELL”, muestra toda la información relacionada con el pozo:

a. Propiedades de los fluidos,

b. Caudal deseado,

c. Datos de intervalo de disparo.

111

Figura 50: Pantalla de Información de pozo.


Una vez cargado los valores de la parte derecha, el programa calcula los valores de Intake

el IP y el caudal máximo de trabajo, también los valores de descarga de la bomba como por

ejemplo (Bo, Bi, TDH, etc.), los cuales son similares a los calculados manualmente.

112

4.6.7.2. Pantalla de la Bomba

En la Figura 51 “PUMP”, el software presenta la “curva tornado” de la bomba, esta grafica

muestra el comportamiento de la bomba a las diferentes frecuencias y la curva de producción en

el punto de mayor rendimiento de la bomba.

Figura 51: Pantalla de la bomba.


Además, el programa da como resultado el tipo de bomba para el pozo según el caudal

deseado, dando un cuerpo de bomba de “Serie 400 293-P6SSD CENTURION”.

4.6.7.3. Pantalla de Motor

En la Figura 52, se muestra los resultados del tipo de motor para pozo, “SERIES 450 DE

MSP1X-H 135HP / 1715V / 50A".

113

Figura 52: Pantalla del motor.


4.6.7.4. Pantalla del sello

En la Figura 53, se muestra el tipo de sello que determinó el software, un sello tándem

serie 400 SEAL FST3 H6 PFSA HL CL6.

Figura 53: Pantalla del sello.


114

4.6.7.5. Pantalla del Cable

Para la selección del cable se debe tener en cuenta las perdidas por voltaje, en la Figura 54,

muestra el tipo de cable que arroja el programa cable AWG #4, doble armadura para protección

mecánica y un solo capilar 3/8".

Figura 54: Pantalla del cable.


115

4.6.7.6. Pantalla del Controlador o Variador de frecuencia.

Para En la Figura 55 se muestra el controlador o variador de frecuencia seleccionado

dependiendo de los valores del voltaje y el amperaje del motor.

Figura 55: Pantalla del cable.


4.6.7.7. Pantalla del sensor

En la figura 56 se muestra el sensor “serie 450 SENSOR WELLLIFT – H”

116

Figura 56: Pantalla del sensor.


4.6.7.8. Descripción general del sistema seleccionado

Una vez terminado la selección de los equipos se realiza una descripción general de cada

uno de ellos y el diagrama del equipo BES como se muestra en la tabla 39 y en la figura 57

respectivamente. Adicional en el (Anexo 6) se muestran la descripción general del diseño BES

para la arena “U Inferior” del software AutographPC.

117

Tabla 39: Descripción General del equipo BES-Arena “Ui”.


Elaborado: Isabel Borja y Luis Escorza.

GOR

Indice de Productividad

Corte de Agua

Tasa de Flujo deseada

Profundidad de la Bomba Tasa de flujo en Operación

Tasa de Flujo total al INTAKE

Tasa de Líquido al Intake

Tasa de Gas dentro de la Bomba

Fracción de Volumen de Gas a la entrada

Gas dentro de la Bomba

Eficiencia de Separación

Cabeza Dinámica Total (TDH)

Nivel de Fluido sobre la Bomba (FLAP)

Presión a la Entrada (PIP)

Presión de Descarga

Presión de Fondo Fluyendo (Pwf)

FRECUENCIA DE OPERACION

BOMBA - Modelo & TipoMIXED FLOW

HIGH VOLUMEN

Serie de la Bomba

Configuración de la Bomba

Número de etapas

Descripción y tipo del motor

Velocidad de operación del Motor

Amperaje del Motor

Voltaje del motor

Carga total de Operación

FACTOR DE CARGA

Eficiencia

Temperatura MLE

Velocidad del fluido

TEMPERATURA DEL MOTOR

Voltaje de Superficie

KVA Requerido

Discharge

Discharge Sensor

Pump Upper

Pump Lower

Suction / Intake

Seal Tandem

Motor

Sensor Gauge

Motor guide

Cable

Capsula / Motor Jacket

Y-TOOL

BOMBA

PROTECTOR PROTECTOR TANDEM CON SELLO MECANICO PFS EN SERIES 400

MOTOR MOTOR SERIES 450 DE MSP1X-H 135HP / 1715V / 50A

SENSOR WELLLIFT TYPE H, CON LECTURA DE PRESION DE DESCARGA

CABLE CABLE AWG #4, DOBLE ARMADURA PARA PROTECCION MECANICA Y UN SOLO CAPILAR 3/8"

EQUIPO DE SUPERFICIE CONFIGURACION PARA TRABAJO A 24 PULSOS EN POTENCIA DE 260 KVA

DESCRIPCION EQUIPO DE SUPERFICIE

XFMR 260 KVA MULTITAP

249,7 F

84,48% 84,43%

2,606 ft/seg 2,44 ft/seg

295,7 F

RESUMEN CRITERIO DE SELECCION DEL EQUIPO BES

FLUJO RADIAL EN SERIES OD 4.00" CON RANGO DE PRODUCCION ACORDE A LOS CAUDALES SOLICITADOS

450 MOTOR MSP1X-H 135HP / 1715V / 50A

450 SENSOR WELLLIFT - H

CENTRALIZER CSG 5 1/2" FERR

CELF #4 WITH 3/8 CC SOLID FLAT LEAD 8850FT (MD)

N/A

D

E

S

C

R

I

P

C

I

O

N

G

E

N

E

R

A

L

B

E

S

400 SEAL FST3 H6 PFSA HL CL6

FLOX X-OVER CON BYPASS TUBING 2-3/8" BAKER HUGHES BOT

400 FPXDISCHARGE 2-3/8" EUE 8RD BOX

400 PX PRESS PORT B/O E-GAUGE

400 PMP 113 P6 X SSD H6 C

400 INTK FPINTXAR H6 C

V

S

D

&

S

U

T


VSD Instalado (GCS) CENTRILIFT 4250 / 260 KVA 24P NEMA 4

SUT Instalado

1519 V

90 KVA

1521 V

91 KVA

B

O

M

B

A

D

E

S

C

.

CENTURION P6 X SSD

400

CENTURION P6 X SDD (dos cuerpos de bombas 180+113)

293 Stg

M

O

T

O

R

MSP1X-H 135HP / 1715V / 50A

287,9 F

1337 V

249,2 F

60,31 % 59,47 %

60,31%

3049 RPM 3059 RPM

34,6 A 34,3 A

59,47%

1337 V

C

O

N

D

I

C

I

O

N

E

S

D

E

O

P

E

R

A

C

I

O

N

B

O

M

B

A

8850 FT (MD) 8850 FT (MD)

6860 FT 7375 FT

80%

9,23%

9,23%

80%

480 BFPD 420 BFPD

400 BFPD 352 BFPD

7,82%

7,82%

1485 FT

VARIABLES

360 scf/stb 360 scf/stb

0.308 STB / psig 0.31 STB / psig

18% 30%

352 BFPD400 BFPD

DESCRIPCION GENERAL DEL SISTEMA SELECCIONADO

293 Stg P6X SXD - 135 HP/1715 V/50 A

CASO BASE PROYECCION A UN AÑO

52,6 Hz 52,7 Hz

610 PSI 496 PSI

3045 PSI 3184 PSI

900 PSI 794 PSI

1152 FT

7,82% 9,23%

480 BFPD 420 BFPD

118

Figura 57: Diagrama del equipo BES-Arena “Ui”.


4.6.8. Diseño de la completación Dual Concéntrica Arena “Ti” con AutographPC®.

4.6.8.1. Pantalla de información de pozo

Anteriormente se explicó cómo realizar los cálculos manualmente y mediante el software

AutographPC para el diseño del equipo BES, a continuación, se presentará solo los resultados del

diseño para el equipo BES de la Arena T inferior, Ver tabla 40 y figura 58.

119

Tabla 40: Descripción General del equipo BES-Arena “Ti



GOR

Indice de Productividad

Corte de Agua

Tasa de Flujo deseada

Profundidad de la Bomba Tasa de flujo en Operación

Tasa de Flujo total al INTAKE

Tasa de Líquido al Intake

Tasa de Gas dentro de la Bomba

Fracción de Volumen de Gas a la entrada

Gas dentro de la Bomba

Eficiencia de Separación

Cabeza Dinámica Total (TDH)

Nivel de Fluido sobre la Bomba (FLAP)

Presión a la Entrada (PIP)

Presión de Descarga

Presión de Fondo Fluyendo (Pwf)

FRECUENCIA DE OPERACION

BOMBA - Modelo & TipoMIXED FLOW

HIGH VOLUMEN

Serie de la Bomba

Configuración de la Bomba

Número de etapas

Descripción y tipo del motor

Velocidad de operación del Motor

Amperaje del Motor

Voltaje del motor

Carga total de Operación

FACTOR DE CARGA

Eficiencia

Temperatura MLE

Velocidad del fluido

TEMPERATURA DEL MOTOR

Voltaje de Superficie

KVA Requerido

Discharge

Discharge Sensor

Pump Upper

Pump Lower

Suction / Intake

Seal Tandem

Motor

Sensor Gauge

Motor guide

Cable

Capsula / Motor Jacket

Y-TOOL

BOMBA

PROTECTOR PROTECTOR TANDEM CON SELLO MECANICO PFS EN SERIES 400

MOTOR MOTOR SERIES 450 DE MSP1X-H 135HP / 1715V / 50A

SENSOR WELLLIFT TYPE H, CON LECTURA DE PRESION DE DESCARGA

CABLE CABLE AWG #4, DOBLE ARMADURA PARA PROTECCION MECANICA Y UN SOLO CAPILAR 3/8"

EQUIPO DE SUPERFICIE CONFIGURACION PARA TRABAJO A 24 PULSOS EN POTENCIA DE 260 KVA

794 PSI

90 KVA

1521 V

91 KVA

B

O

M

B

A

D

E

S

C

.

M

O

T

O

R

59,47%

1337 V 1337 V

60,31 %

253,7 F

2,606 ft/seg 2,44 ft/seg

295,7 F 287,9 F

259,4 F

12,04%

12,04% 10,14%

480 BFPD

1519 V

6860 FT 7375 FT

1485 FT 1152 FT

52,6 Hz 52,7 Hz

610 PSI 496 PSI

3045 PSI 3184 PSI

900 PSI

CENTRALIZER CSG 5 1/2" FERR

CASO BASE

400 scf/stb

0.308 STB / psig 0.31 STB / psig

59,47 %

60,31%

84,48% 84,43%

3049 RPM 3059 RPM

293 Stg P6X SXD - 135 HP/1715 V/50 A

VARIABLES

400 scf/stb

400 SEAL FST3 H6 PFSA HL CL6

400 INTK FPINTXAR H6 C

9100 FT (MD)

MSP1X-H 135HP / 1715V / 50A

CENTURION P6 X SDD (dos cuerpos de bombas 180+113)

34,6 A 34,3 A

420 BFPD

CENTURION P6 X SSD

293 Stg

400

80%

10,14%

10,14%

80%

12,04%

DESCRIPCION GENERAL DEL SISTEMA SELECCIONADO

352 BFPD

PROYECCION A UN AÑO

400 PX PRESS PORT B/O E-GAUGE

SUT Instalado

400 FPXDISCHARGE 2-3/8" EUE 8RD BOX

9100 FT (MD)

14%

400 BFPD

50%

C

O

N

D

I

C

I

O

N

E

S

D

E

O

P

E

R

A

C

I

O

N

B

O

M

B

A

480 BFPD 420 BFPD

400 BFPD 352 BFPD

CAPSULA CSG 5 1/2" BHI BOT

VSD Instalado (GCS)

FLUJO RADIAL EN SERIES OD 4.00" CON RANGO DE PRODUCCION ACORDE A LOS CAUDALES SOLICITADOS

DESCRIPCION EQUIPO DE SUPERFICIE

XFMR 260 KVA MULTITAP

CENTRILIFT 4250 / 260 KVA 24P NEMA 4


CELF #4 WITH 3/8 CC SOLID FLAT LEAD 9100FT (MD)

RESUMEN CRITERIO DE SELECCION DEL EQUIPO BES

N/A

V

S

D

&

S

U

T

450 SENSOR WELLLIFT - H

D

E

S

C

R

I

P

C

I

O

N

G

E

N

E

R

A

L

B

E

S


450 MOTOR MSP1X-H 135HP / 1715V / 50A

120

Figura 58: Diagrama del equipo BES-Arena “Ti”.


121

4.7. Diseño de la completación Inteligente con el software AutographPC®.

Se procedió a diseñar la completación inteligente para las arenas U inferior que actualmente

está produciendo y T inferior la cual es prospectiva.

Para el diseño de la completación inteligente se tomó en cuenta la producción conjunta, es

decir, simula la producción de los dos yacimientos para obtener máximo aporte de caudal entre las

dos zonas se decidió mantener totalmente abiertas las camisas HCM U inferior y la HCM T

inferior, se obtendrá de esta forma un valor de corte de agua máximo, que es lo que debemos

considerar al momento del diseño del equipo electrosumergible.

Los resultados obtenidos en la tabla 41 y la gráfica 59 respectivamente, nos da una idea

de lo que puede pasar con las condiciones del reservorio a futuro, estos valores al igual que los

obtenidos a condiciones actuales, servirán al momento de realizar el diseño de nuestro equipo

electrosumergible. Adicional se muestra en el (Anexo 7) la descripción general del equipo BES de

las dos arenas.

122

Tabla 41: Descripción General del equipo BES-Arenas “Ui+Ti”



123

Figura 59: Diagrama del equipo BES-Arena BES-Arenas “Ui+Ti”


124

CAPÍTULO V: ANÁLISIS ECONÓMICO

Análisis Económico

Para realizar la evaluación económica del proyecto se utilizaron Los siguientes métodos.

a. El Valor Presente Neto (VPN)

b. Tasa Interna de Rentabilidad (TIR)

c. Tiempo de recuperación de inversión (Pay-Back )

5.1. Flujo De Caja

Flujo neto de Caja, se entiende la suma de todos los ingresos menos todos los pagos

efectuados durante la vida útil del proyecto de inversión.

Flujo de caja = Ingresos – Gastos.

5.2. Valor Presente Neto (VPN)

Valor Presente Neto de una inversión es la suma de los valores actualizados de todos los

flujos netos de caja esperados del proyecto, deducido el valor de la inversión inicial.

Si un proyecto de inversión tiene un VPN positivo, el proyecto es rentable. Entre dos o más

proyectos, se considera más rentable al que tenga un VPN más alto. Un VPN nulo significa que la

rentabilidad del proyecto es la misma que colocar los fondos invertidos en el mercado con un

interés equivalente a la tasa de descuento utilizada.

C1 C1 C1 Cn

NPV =−CO + + 2 + 3 +......+ n 5.2 (1+i) (1+i) (1+i)

(1+i)

Co = Capital inicial aportado para iniciar el proyecto

Cn = Diferencia entre cobros y pagos en el periodo n

i= Tasa de descuento ajustada al riesgo = Interés que se puede obtener del dinero en

inversiones sin riesgo ((deuda pública) + prima de riesgo).

n=Número de años en los que se calcula la inversión

125

5.3. Tasa Interna De Rentabilidad (TIR)

Se denomina Tasa Interna de Rentabilidad (TIR) a la tasa de descuento que hace que el

Valor Presente Neto (VPN) de una inversión sea igual a cero. (VPN =0). Este método considera

que una inversión es aconsejable si la TIR resultante es igual o superior a la tasa exigida por el

inversor, y entre varias alternativas, la más conveniente será aquella que ofrezca.

C1 C1 C1 Cn

VPN =−CO + + 2 + 3 +......+ n = 0

(1+TIR) (1+TIR) (1+TIR) (1+TIR)

Co = Capital inicial aportado para iniciar el proyecto

Cn = Diferencia entre cobros y pagos en el periodo n

n=Número de años en los que se calcula la inversión

Si el VPN>0 y el TIR> Tasa de descuento, el proyecto es rentable.

Cualquier valor de i (en VPN) que sea menor que el r (en TIR) que hace VPN = 0 aconseja

la inversión.

5.4. Desarrollo del análisis económico

5.4.1. Inversión Inicial

Las inversiones se definen como el monto determinado de dinero que se destina para la

realización de un proyecto en este caso se habla de los costos por trabajo realizado de cada

propuesta planteada. Con el fin de conseguir el objetivo principal mejorar el sistema de producción.

En las tablas 42 y 43, se detalla la inversión inicial que se debe realizar para cada una de

las implementaciones tanto para una completación dual concéntrica como para la completación

inteligente en el pozo seleccionado.

126

Tabla 42: Inversión inicial Completación Dual Concéntrica

TIPO

EQUIPO 1

“T INFERIOR”

CAPSULA.

COSTOS

($)

EQUIPO 2

“U INFERIOR”

Y TOOL.

COSTOS

($)

Equipo de fondo

Bomba de dos cuerpos

(180 + 113) etapas. 32.000

Bomba de dos

cuerpos (180 + 113)

etapas.

32.000

Intake 850

Intake 850

Sello tándem 30.000 Sello tándem 30.000

Motor 41.000 Motor 41.000

Sensor 22.000 Sensor 22.000

Cable (10000 ft) 100.000 Cable (10000 ft) 100.000

Capsula 28.000 Y tool 15.000

Equipo de superficie

VSD instalado 11.000 VSD instalado 11.000

Transformador sut

instalado 15.000

Transformador sut

instalado 15.000

Misceláneos de

instalación 10.000 10.000

Misceláneos de

superficie 5.000 5.000

Subtotal 294.850 281.850

CDC 800.000

CDC + diseño BES

(subtotal) 1’376.700

Instalación por 15

días 120.000

TOTAL 1’496.700



127

Tabla 43: Inversión inicial Completación Inteligente

TIPO EQUIPO

T INFERIOR + U INFERIOR

COSTOS

($)

Equipo de fondo

Dos cuerpos de bombas Centurion

P8 PMXSNDFERH6

(90+276) etapas.

55.000

Bomba tapper 8.500

Intake 30.000

Seal tándem 41.000

Motor 22.000

Sensor 28.000

Centralizador 9.000

Cable 100.000

Capsula 30.000

Equipo de superficie

VSD instalado 30.000

Transformador sut instalado 32.500

Misceláneos de instalación 40.000

Misceláneos de superficie 20.000

Subtotal 446.000

IWS 1’200.000

IWS + Diseño BES (subtotal) 1’646.000

Instalación por 8 días 64.000

Accesorios de completación 75.000

TOTAL 1’785.000



128

5.4.2. Egresos

Los egresos mensuales constituyen los costos de producción. Estos contemplan todo lo

referente a los gastos directos asociados a la producción de petróleo, entre estos costos de

extracción están: levantamiento artificial, mantenimiento de pozos, almacenamiento y tratamiento.

Además, se debe tener en cuenta costos de comercialización y transporte. Se estima un costo de

producción de 16 USD/barril.

En la tabla 44, se detalla los costos de evaluación del pozo que se realiza durante 25 días

dos veces al año.

Tabla 44: Costos de evaluación

TIPO COSTOS

($) COSTO ANUAL

Movimiento de la torre x día 5.000 10.000

Operación de la torre x 25 días 218.600 437.200

Supervisión y transporte x 5 días 19.000 38.000

Evaluación y operadores 30.000 60.000

Unidad slick line 1.360 2.720

Unidad wire line 31.000 62.000

Vacuum 2.000 4.000

Unidad de bombeo 19.800 39.600

TOTAL 653.520



129

Se detalla en las tablas 45 y 46, los costos de mantenimiento incluyendo valores

correspondientes a equipos y personal para la producción de hidrocarburo.

Tabla 45: Costos mantenimiento IWS

TIPO COSTOS

($) COSTO ANUAL

Costos de soporte técnico 2.500 30.000

Costos de Mantenimiento 4.000 48.000

TOTAL 78.000



Tabla 46: Costos mantenimiento CDC

TIPO COSTOS

($) COSTO ANUAL

Costos de soporte técnico 3200 38.400

Costos de Mantenimiento 5500 66.000

TOTAL 104.400



5.4.2.1. Gastos por mantenimiento posterior

Cada tres años, se realizará un reacondicionamiento para el estado óptimo de los equipos

mediante el cambio del equipo electrosumergible. Detallado en las tablas 47 y 48.

130

Tabla 47: Costos de reacondicionamiento posterior CDC

TIPO COSTOS

DOLARES

Costo torre de Workover 140.000

Movimiento de la torre 70.000

Operación de la torre 70.000

Workover de mantenimiento cambio de bes total 1’076.700

Total 1’356.700



Tabla 48: Costos de reacondicionamiento posterior IWS

TIPO COSTO

DOLARES

Costo torre de workover 140.000

Movimiento de la torre 70.000

Operación de la torre 70.000

Workover de mantenimiento cambio solo de

BES 412.500

Total 692.500



5.4.3. Ingresos

Al multiplicar el precio del barril del petróleo por el número de barriles a ser producido

durante cada mes se genera los ingresos mensuales. La proyección de producción durante el primer

año se detalla a continuación en la Tabla 49 donde se toman los incrementos obtenidos gracias a

las propuestas de implementación, así como también la declinación de producción con cada una

de las Completaciones en estudio.

131

Tabla 49: Producción mensual del pozo PRHN-001

AÑOS FECHA IWS

(BPPD)

CDC

(BPPD)

1 30/06/2016 241.289,796 251.861,2128

2 30/06/2017 217.478,9211 247.552,9295

3 30/06/2018 196.017,7425 243.318,3427

4 30/06/2019 176.674,3885 239.156,1919

5 30/06/2020 159.239,8685 235.065,2379

6 30/06/2021 143.525,8157 231.044,2629

7 30/06/2022 129.362,4516 227.092,0699

8 30/06/2023 116.596,7515 223.207,4821

9 30/06/2024 105.090,7918 219.389,3433

10 30/06/2025 94.720,25922 215.636,5168

11 30/06/2026 85.373,10786 211.947,8853

12 30/06/2027 76.948,34881 208.322,3507

13 30/06/2028 69.354,95887 204.758,8338

14 30/06/2029 62.510,89717 201.256,2735

15 30/08/2030 56.342,21876 197.813,6274

16 30/09/2031 50.782,27571 194.429,8703

17 30/10/2032 45.770,99701 191.103,9951

18 30/11/2033 41.254,23955 187.835,0116

19 30/12/2034 37.183,20317 184.621,9466



5.4.4. Flujo neto de caja

Flujo neto de caja Las inversiones se definen como el monto determinado de dinero que se

destina para la realización de un proyecto en este caso se habla de los costos por trabajo realizado

de cada propuesta planteada. Con el fin de conseguir el objetivo principal mejorar el sistema de

producción.

132

Tabla 50: Flujo de caja IWS

ANALISIS ECONOMICO COMPLETACION INTELIGENTE

ITEMS AÑOS

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

INGRESOS ($) 7’238693,8 6’524.367 5’880.532 5’300.231 4’777.196 4’305.774 3’880.873 3’497.902 3’152.723 2’841.607 2’561.193 2’308.450 2’080.648 1’875.326 1’690.266 1’523.468

Producción De Petróleo

Anual 241.289,7 217.478,9 196.017,7 176.674,3 159.239,8 143.525,8 129.362,4 116.596,7 105.090,7 94.720,25 85.373,1 76.948,34 69.354,95 62.510,89 56.342,2 50.782,2

precio x barril (usd/barril) 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

COSTOS ($) 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520 731.520

costos por evaluación 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520

costos de soporte técnico y

mantenimiento 78.000 78.000 78000 78.000 78.000 78.000 78.000 78.000 78.000 78.000 78.000 78.000 78.000 78.000 78.000 78.000

Utilidad Antes Impuestos 6’507.173 5’792.847 5’149.012 4’568.711 4’777.196 3’574.254 3’880.873 3’497.902 3’152.723 2’841.607 2’561.193 2’308.450 2’080.648 1’875.326 1’690.266 1’523.468

1’476.002 1’313.023 1’166.126 1’121.508 1’002.174 894.615 885.453 798.075 719.319 648.336 584.357 526.691 474.717 427.871 385.648

IMPUESTO (12%) 0 695.141 617.881 548.245 573.26 428.910 465.704 419.748 378.326 340.992 307.343 277.014 249.677 225.039 202.831 182.816

Utilidad Después Impuestos

($) 6’507.173 5’097.705 4’531.130 4’020.466 4’203.932 3’145.343 3’415.168 3’078.154 2’774.396 2’500.614 2’253.850 2’031.436 1’830.970 1’650.287 1’487.434 1’340.652

INVERSIONES

Inversión total IWS -1’785.000

Workover a futuro con

cambio de bombas -692.500 -692.500 -692.500 -692.500 -692.500

Flujo neto de caja (FNC) -1’785.000 6’507.173 5’097.705 5’223.631 4’020.466 4’203.933 3’837.843 3’415.168 3078154,2 3’466.896 2’500.614 2’253.850 2’723.936 1’830.970 1’650.287 2’179.934 1340652,1

Tasa Interés 6,3 %

VAN 32’869.778

TIR 81 %

TIEMPO (DIAS) 209

Fuente: PETROAMAZONAS EP & Baker Hughes.


133

Tabla 51: Flujo de caja CCD

ANALISIS ECONOMICO COMPLETACION DUAL CONCENTRICA

ITEMS AÑOS

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Ingresos ($) 7’555.836 7’426.587 7’299.550 717.468 7’051.957 6’931.327 6’812.762 6’696.224 6’581.680 6’469.095 6’358.436 6’249.670 6’142.765 6’037.688 5’934.408 5’832.896

Producción de petróleo

anual 251.861 247.552 243.318 239.156 235.065 231.044 227.092 223.207 219.389 215636,5 211947,8 208322,3 204758,8 201256,2 197813,6 194429,8

Precio x barril (usd/barril) 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

Costos ($) 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920 757.920

Costos por evaluación 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520 653.520

Costos de soporte técnico

y mantenimiento 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400 104.400

Utilidad antes impuestos 6’797.916 6’668.667 6’541.630 6’416.765 7’051.957 6’173.407 6’812.762 6’696.224 6’581.680 6’469.095 6’358.436 6’249.670 6’142.765 6’037.688 5’934.408 5’832.896

1’615.990 1’585.235 1’555.007 1’616.246 1’587.043 1’558.340 1’621.078 1’593.348 1’566.093 1’539.303 1’512.972 1’487.092 1’461.654 1’436.651 1’412.076

Impuesto (12%) 0 800.240 784.995 770.011 846.234 740.808 817.531 803.546 789.801 776.291 763.012 749.960 737.131 724.522 712.129 699.947

Utilidad después

impuestos ($) 6’797.916 5’868.427 5’756.634 5’646.753 6’205.722 5’432.598 5’995.230 5’892.677 5’791.878 5’692.804 5’595.424 5’499.710 5’405.633 5’313.165 5’222.279 5’132.948

Inversiones

Inversión total CDC -1.496.700

Workover a futuro con

cambio de bombas -1’356.700 -1’356.700 -1’356.700 -1’356.700 -1’356.700

Flujo neto de caja (FNC) -1’496.700 6’797.916 5’868.427 7’113.335 5’646.754 6’205.722 6’789.298 5’995.230 5’892.677 7’148.578 5’692.804 5’595.424 6’856.410 5’405.633 5’313.165 6’578.979 5’132.948

Tasa Interés 6,3

VAN 56’320.273

TIR 98 %

TIEMPO (DIAS) 96



134

En las tablas 50 y 51, se muestra el análisis económico (flujo de caja) para el pozo

Parahuacu Norte 001 con una completación inteligente y completación dual concéntrica

respectivamente.

A continuación, en la tabla 52 se detalla la comparación de las dos alternativas con los

indicadores económicos obtenidos

Tabla 52: Comparación de indicadores económicos

IWS CDC

Tasa Interés (%) 6,3 6,3

VAN ($) 32’869.778 56’320.273

TIR (%) 81 98

TIEMPO (días) 209 96



Para una Completación Dual Concéntrica el VAN del proyecto es $ 56’320.273 y TIR =

98 % apreciando una recuperación de la inversión muy alta, con un retorno en 96 días, a diferencia

de una Completación Inteligente con un VAN de $ 32’869.778 y un TIR =81 % con un retorno de

la inversión en 209 días.

135

CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Conclusiones

• La instalación de Completaciones Inteligentes o Duales Concéntricas, permite a las

empresas maximizar sus ganancias, la cual representa para las mismas un ingreso adicional,

optimizando recursos y maximizando la producción de las arenas.

• De los 117 pozos del Activo Lago Agrio existen: 4 pozos Reinyectores, 10 pozos

Abandonados definitivos, 45 pozos Cerrados, 58 pozos productores.

• Mediante el análisis del primer criterio de selección: pozos cerrados con nuevas zonas a

punzonar y caudal esperado son 11 pozos, con el segundo criterio de selección pozos

productores que se encuentren actualmente produciendo de dos arenas y caudal deseado

son 16 pozos y de acuerdo al tercer criterio de selección pozos actualmente productores de

una arena con prospección a punzonar una o más arenas y un caudal deseado es 1 pozo en

el cual se realizó el estudio para la implementación de la tecnología propuesta.

• En el caso de que se presenten fallas en la bomba electrosumergible, en una Completación

Inteligente está puede ser recuperada independientemente realizando un trabajo de

reacondicionamiento normal, evitando sacar toda la sarta de completación, a diferencia de

la Completación Dual Concéntrica donde una bomba seguirá trabajando sin problemas,

debido a que son dos sistemas totalmente independientes.

• Los resultados de los cálculos de gas libre a la profundidad de la bomba dan como resultado

un 5% de gas libre, pero se estima que al cabo de un año ese porcentaje se incremente por

lo cual se dimensiono la bomba con separador de gas.

• El proyecto es rentable para una Completación Dual Concéntrica, con un VAN= $

56’320.273,4 y TIR= 98 % con un tiempo de recuperación de inversión de 96 días, siendo

las ganancias suficientes para solventar los gastos de operación y obteniendo un menor

136

tiempo de recuperación de la inversión, a diferencia de la Completación Inteligente con un

VAN= $ 32’869.778 y TIR = 81 % al igual que un tiempo de recuperación de inversión

de 209 días, teniendo con mejores resultados de rentabilidad la implementación de una

Completación Dual Concéntrica.

Recomendaciones

• Implementar la Completación Dual Concéntrica propuesta en el pozo PRHN-001 por el

manejo individual de producción de cada reservorio sin restringir las condiciones de

producción de cada una de ellas y por la recuperación inmediata de la inversión.

• Se recomienda que la desviación por cada 100 pies (dog leg) no sea mayor a 2 grados en la

profundidad de asentamiento de la bomba para tener el espacio necesario en el sitio en

donde se va a instalar el equipo de bombeo eléctrico sumergible y los accesorios de

completación.

• Es importante tener en cuenta los diámetros de la tubería de los pozos, ya que la

completación dual concéntrica deberá ser instalada únicamente en pozos donde la tubería

de revestimiento sea de 9 5/8” y el liner de 7” debido a que el sistema ocupa casing de

producción de 5 ½”.

137

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140

Anexo 1: Factor de Compresibilidad del Gas

141

Anexo 2: Perdida por fricción en Tubería

142

Anexo 3: Curvas de bomba electrosumergible-CDC

143

Anexo 4: Curvas de bomba electrosumergible- IWS

144

Anexo 5: Serie de motores

145

Anexo 6: Diseño BES Completación dual concéntrica

146

Anexo 7: Diseño BES Completación inteligente

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