UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETROLEOS
ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
EN EL CAMPO LAGO AGRIO DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA
PARA INCREMENTAR SU PRODUCCIÓN DE CRUDO.
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETROLEOS
ESTEBAN EDUARDO SANDOVAL MOSCOSO
DIRECTOR: ING. VINICIO MELO
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016
DECLARACIÓN
Yo ESTEBAN EDUARDO SANDOVAL MOSCOSO, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
(Esteban Sandoval)
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ESTUDIO DEL SISTEMA
DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET EN EL CAMPO LAGO AGRIO DE LA
AMAZONÍA ECUATORIANA PARA INCREMENTAR SU PRODUCCIÓN DE CRUDO.”, que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Esteban Eduardo Sandoval Moscoso, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las
condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18
y 25.
___________________ Ing. Vinicio Melo Gordillo DIRECTOR DEL TRABAJO
DEDICATORIA
El presente trabajo lo de dedico a Dios, por ser fuente de vida y esperanza a
diario y permitirme llegar hasta este punto en mi vida.
A mis padres, que han sido guías, apoyo incondicional y amoroso a lo largo de
AGRADECIMIENTO
Agradezco infinitamente a mis padres Katya Josefina Moscoso Mateus y Jaime
Eduardo Sandoval Zambrano por darme todo el amor y apoyo que he
necesitado y por jamás haberme dejado rendir, por haberme formado como una
persona correcta y entregarme todos los valores que en un futuro me llevara a
ser un gran profesional.
A mi profesor, mentor y director Ingeniero Vinicio Melo por todo el conocimiento
compartido en mi crecimiento académico y profesional, por la paciencia e
interés en este trabajo.
A mi familia que siempre ha estado presente en buenas y malas y que ha sido
un pilar fundamental en mi camino.
A Anavel Yépez, por ser una novia ejemplar y buena compañera en buenas y
malas, por estar en todo este camino a pesar de cualquier tropiezo y apoyarme
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN ... VII
ABSTRACT ... VIII
CAPÍTULO I ... 1
1.1 INTRODUCCIÓN ... 1
1.2 PROBLEMA ... 2
1.3 JUSTIFICACIÓN ... 4
1.4 OBJETIVOS DELPROYECTO ... 4
1.4.1 OBJETIVO GENERAL ... 4
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 4
CAPÍTULO II ... 5
MARCO TEÓRICO ... 6
2.1 ASPECTOS GENERALESDEL CAMPO DE ESTUDIO ... 6
2.1.1 UBICACIÓN ... 6
2.1.2 BREVE RESEÑA HISTÓRICA ... 7
2.1.3 ESTRUCTURA DE CAMPO Y EVOLUCIÓN ... 8
2.1.4 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DEL CAMPO LAGO AGRIO ... 10
2.1.5 RESERVAS DEL CAMPO LAGO AGRIO... 13
2.2 MÉTODOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ... 14
2.2.1 FLUJO NATURAL ... 16
2.2.2 MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ... 19
CAPÍTULO III ... 27
ii
3.1 CÁLCULO DEL IPR ... 28
3.1.1 JUSTIFICACIÓN ... 28
3.1.2 PROCESO DE CÁLCULO ... 28
3.1.3 ELABORACION DE GRÁFICO ... 34
3.2 BOMBA HIDRAULICA JET ... 34
3.2.1 CARACTERÍSTICAS OPERACIONALES DE LA BOMBA JET ... 34
3.2.2 ESPECIFICACIONES POR FABRICANTE ... 36
3.2.3 DESEMPEÑO DE LA BOMBA JET ... 39
3.2.4 EFECTOS DE CAVITACIÓN ... 42
3.3 MÉTODO DE HAL W. PETRIE ... 43
3.3.1 INTRODUCCIÓN Y JUSTIFICACIÓN AL MÉTODO DE ANÁLISIS . 43 3.3.2 PROCESO DE DESARROLLO DEL MÉTODO ... 44
3.4 APLICACIÓN DEL MÉTODO ... 57
3.4.1 POZO LAGO AGRIO 38 ... 57
3.4.2 POZO LAGO AGRIO 39 ... 66
3.4.3 POZO PARAHUACU 11 ... 75
3.4.4 CUADRO RESUMEN ... 83
CAPÍTULO IV ... 84
4.1 ANALISIS DE RESULTADOS ... 85
4.1.1 LAGO AGRIO 38 ... 85
4.1.2 LAGO AGRIO 39 ... 87
4.1.3 PARAHUACU 11 ... 89
CAPÍTULO V... 91
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 92
5.1 CONCLUSIONES ... 92
5.2 RECOMENDACIONES ... 93
NOMENCLATURA ... 94
iii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Coordenadas Geográficas Lago Agrio ... 7
Tabla 2. Reservas del Campo Lago Agrio ... 13
Tabla 3. Mecanismos de Flujo Natural ... 18
Tabla 4. Métodos de Levantamiento ... 20
Tabla 5. Ingreso de datos para IPR ... 28
Tabla 6. Dimensiones de Toberas y Cámaras de Mezclado de Bombas Jet ... 37
Tabla 7. Relaciones de Áreas para Bombas Guiberson ... 38
Tabla 8. Formato sumario de resultados ... 56
Tabla 9. Ingreso de datos del pozo Lago Agrio 38 ... 57
Tabla 10. Sumario de Resultados Pozo Lago Agrio 38 Primera corrida ... 61
Tabla 11. Sumario de Resultados Pozo Lago Agrio 38 Segunda corrida ... 65
Tabla 12. Ingreso de datos del pozo Lago Agrio 39 ... 66
Tabla 13. Sumario de Resultados Pozo Lago Agrio 39 Primera corrida ... 70
Tabla 14. Sumario de Resultados Pozo Lago Agrio 39 Segunda corrida ... 74
Tabla 15. Ingreso de datos del pozo Parahuacu 11 ... 75
Tabla 16. Sumario de Resultados Pozo Parahuacu 11 Primera corrida ... 79
Tabla 17. Sumario de Resultados Pozo Parahuacu 11 Segunda corrida ... 83
Tabla 18. Cuadro Resumen de Resultados ... 83
Tabla 19. Línea Intake Bomba C - 5 ... 85
Tabla 20. Punto de Cruce del Pozo Lago Agrio 38 ... 85
Tabla 21. Línea Intake Bomba D – 8 ... 87
Tabla 22. Punto de Cruce del Pozo Lago Agrio 39 ... 87
Tabla 23. Línea Intake Bomba D – 6 ... 89
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Ubicación del Bloque 56 en el Ecuador ... 6
Figura 2. Mapa Estructural Campo Lago Agrio ... 9
Figura 3. Columna Estratigráfica del Campo Lago Agrio ... 10
Figura 4. Esquema de Funcionamiento de La Bomba Jet ... 23
Figura 5. Facilidades Típicas de Producción por Bombeo Hidráulico ... 25
Figura 6. Esquema Estructural de la Bomba Jet ... 26
Figura 7. Curva IPR Compuesto ... 29
Figura 8. Gráfico tipo de IPR ... 34
Figura 9. Nomenclatura de La Bomba Jet ... 36
Figura 10. Curvas H vs M de la Bomba Jet ... 40
Figura 11. Comportamiento de R en la gráfica H vs M ... 41
Figura 12. IPR vs Intake de la bomba C - 5 ... 86
v
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación 1 29
Ecuación 2 30
Ecuación 3 30
Ecuación 4 30
Ecuación 5 31
Ecuación 6 31
Ecuación 7 31
Ecuación 8 32
Ecuación 9 32
Ecuación 10 32
Ecuación 11 32
Ecuación 12 32
Ecuación 13 33
Ecuación 14 33
Ecuación 15 33
Ecuación 16 45
Ecuación 17 45
Ecuación 18 46
Ecuación 19 46
Ecuación 20 47
Ecuación 21 47
Ecuación 22 47
Ecuación 23 47
Ecuación 24 48
Ecuación 25 48
Ecuación 26 48
Ecuación 27 49
Ecuación 28 49
Ecuación 29 49
Ecuación 30 50
Ecuación 31 50
Ecuación 32 50
Ecuación 33 51
Ecuación 34 51
Ecuación 35 51
vi
Ecuación 37 52
Ecuación 38 52
Ecuación 39 52
Ecuación 40 53
Ecuación 41 53
Ecuación 42 53
Ecuación 43 54
Ecuación 44 54
Ecuación 45 55
Ecuación 46 55
Ecuación 47 55
Ecuación 48 56
vii
RESUMEN
El sistema de bombeo hidráulico jet es un método sin partes móviles. Presenta
la inyección de fluido a altas presiones y velocidades como el principio para
proporcionar energía al fluido con hidrocarburos que aportan los yacimientos de
la amazonia ecuatoriana. El estudio fundamenta el proceso y funcionamiento
del sistema de bombeo hidráulico jet, se aclara términos, relaciones y
conceptos que participan en el desempeño de este sistema de obtención de
crudo. Se redacta las características, litología e historia de las formaciones que
se involucran y son fuente de hidrocarburos para el estudio. El proceso de
levantamiento a través del bombeo hidráulico se basa en la manipulación de
condiciones físicas como presión y velocidad de los fluidos que a través de las
interacciones de ellos, se logra recuperación de hidrocarburos. Así como el
funcionamiento, los componentes instalados en fondo como en superficie son
descritos, tanto principio como función, para un entendimiento total acerca del
sistema. El método de análisis es el usado por Hal Petrie para describir y
analizar el comportamiento que tiene una bomba que ya está operativa dentro
del pozo, se sigue un patrón determinado que es primero el análisis de la
condición actual de la bomba, luego a través del diseño plantear dos
situaciones de rendimiento de la bomba en pozo para luego mediante un cruce
con la curva de rendimiento de pozo IPR, encontrar un punto solución que
representara las condiciones óptimas de producción de la bomba en el pozo, y
que busca ser fuente de un aumento considerable de la producción de la bomba
instalada en ese pozo a través de la manipulación de las magnitudes en las
variables fundamentales como son la tasa de inyección y la presión. El estudio
culmina entregando ratas de producción sobre la actual que se tiene,
demostrando la relevancia del diseño y el aumento evidente de eficiencia y
producción de crudo que se puede llegar a obtener utilizando el correcto diseño
viii
ABSTRACT
The hydraulic pump jet is a method without moving parts however these parts
are interchangeable. The principle of this method is making the injection of fluid
at high pressures and speeds as source to provide energy to the fluid with
hydrocarbons that reservoirs from the Ecuadorian Amazon provide. The
following paper defines and builds the process and operation of the hydraulic
pump jet; terms, relationships and concepts involved in the performance of this
system for obtaining crude are clarified. Characteristics, lithology and history of
the formations that are involved and are the source of hydrocarbons for the
study were written. The process of lifting through the hydraulic pump is based on
the manipulation of physical conditions such as pressure and velocity of the
fluids and the interactions that finish in the hydrocarbon recovery. As the
operation, the components installed on bottom and surface are described, both
principle and function, for a total understanding of the system. The analysis
method is going to be used was developed by Hal Petrie and it is used to
describe and analyze the behavior that has a pump which is already operational
in the well. A pattern needs to be followed, first it is necessary analyze the
current condition of the pump, then through the design raise two situations for
the pump performance in well and then by a junction with the performance curve
well, IPR, find a point solution that would represent the optimal production
conditions of the pump in the well, and seeks to be a source of significantly
increased production of the pump installed in the well through the manipulation
of the magnitudes in fundamentals such as injection rate and pressure. The
study culminates giving production rates above the current ones that the wells
have, demonstrating the relevance of the design and the apparent increase in
1
1.1 INTRODUCCIÓN
El bombeo hidráulico tipo jet es un sistema artificial para la producción de
hidrocarburos, el cual no ocupa partes móviles y su principio de operación es
por medio de la transferencia de energía entre fluidos, entre los cuales están:
fluido motriz o de bombeo, es preparado y usado para la inyección del mismo a
altas presiones a través de la tubería que va dirigida hacia la profundidad donde
se encuentra la bomba jet; otro fluido que interviene es el producido, este será
los hidrocarburos que vengan de las formaciones productoras y al ingresar en la
cámara de mezclado, en la bomba jet su energía total aumenta y sube hasta la
superficie.
La vida útil de la bomba está limitada en gran parte a la calidad del fluido motriz
y también influirá en los costos que son asignados a su reparación y cambio
para cada vez que la bomba presenta perdidas de eficiencia. Cuando existe
perdida del fluido motriz suele ser signo de un desgaste que ha sido producido
por los sólidos abrasivos y la viscosidad del fluido motriz y que cuando impactan
ciertas partes de la bomba tienden a quebrar o taponar los orificios de flujo
Este sistema se basa en el principio de Venturi aplicado en la interconexión de
varios diámetros hacia el difusor: El fluido ingresa a una presión alta sin
embargo a medida que avanza hacia la tobera su velocidad aumenta debido a
la reducción de diámetro, en la cámara de mezclado se registran ligeras
disminuciones tanto en presión y en velocidad, sin embargo para la salida en el
difusor las magnitudes se comportan inversamente proporcionales es decir la
presión sube pero la velocidad a su vez disminuye. De tal manera que se evite
problema de cavitación el sistema de producción por bomba jet requiere de una
presión de succión relativamente alta, fue desarrollado conforme a presentar un
2
1.2 PROBLEMA
El campo Lago Agrio es uno de los campos más antiguos de la producción de la
cuenca Ecuatoriana y a través de los años ha ido perdiendo su capacidad de
producción natural, es decir que su presión de yacimiento no es la suficiente
para subir los fluidos a superficie, es por este motivo que se ha tenido que
implementar diversos mecanismos de producción de hidrocarburos con la
intención de vencer la presión provocada por una columna hidrostática de
fluidos de producción en los pozos del campo.
La vida útil de la bomba está limitada en gran parte a la calidad del fluido motriz
y también influirá en los costos que son asignados a su reparación y cambio
para cada vez que la bomba presente pérdidas de eficiencia. Cuando existe
pérdida del fluido motriz suele ser signo de un desgaste que ha sido producido
por los sólidos abrasivos y la viscosidad del fluido motriz y que cuando impactan
ciertas partes de la bomba tienden a quebrar o taponar los orificios de flujo.
El sistema de bombeo hidráulico tipo jet necesita estar diseñado de acuerdo a
las condiciones a las que va a operar, a lo largo de los procesos operacionales
de campo; el análisis y el diseño del sistema no siempre está presente, es por
eso que en un tiempo menor al planeado la bomba empieza a presentar fallas
sean de la propia bomba o a su vez de las condiciones de operación en el
yacimiento. Es necesario en el análisis establecer qué tipo de causa es la que
afecta la eficiencia de la bomba para establecer las medidas correctivas
necesarias. Existen diversas fallas que pueden afectar el funcionamiento de la
bomba jet, la constante exposición de los materiales y los componentes de la
bomba a los fluidos tanto motriz como producido, provoca que cualquier
característica de carácter corrosivo de estos fluidos pueda provocar su falla a
3 Normalmente las bombas jet tienen una duración aproximada de tres meses
desde que se las baja al pozo pero por factores que inciden en el
funcionamiento su rendimiento y eficiencia decrecen con el pasar del tiempo.
Las características de los fluidos que interactúan en la producción de
hidrocarburos pueden provocar tanto escala como corrosión en las partes de la
bomba o la tubería. Entre las principales escalas que pueden presentarse
están: carbonato de calcio, sulfato de calcio, sulfato de bario, sulfato de
estroncio y compuestos de hierro.
La presencia de escala y de arena que se forma a partir de los fluidos del
proceso puede crear diversas fallas en la bomba, puede haber fallas por
taponamiento, por desgaste y por fractura de algún segmento de la bomba. El
tipo de daño que se presenta en la bomba determinará en parte el cambio de un
diseño, es decir que si la falla es de fluido motriz sucio, se necesitará evaluar
que fluido es el apropiado para la inyección en sustitución del anterior.
En este estudio se analizarán los pozos que se encuentran produciendo con
bombeo hidráulico tipo jet en el campo Lago Agrio, se determinarán sus
condiciones iniciales de producción y de yacimiento y mediante un análisis
enfocado en la optimización de la producción de estos pozos se procederá a un
diseño de las bombas jet a través de un software que contempla las
mencionadas condiciones, con lo cual se logrará mejorar la eficiencia en la
4
1.3 JUSTIFICACIÓN
El bombeo hidráulico es uno de los sistemas más estables de producción de
hidrocarburos medianos y livianos ya que presenta bastante control sobre los
caudales inyectados y esperados. El presente trabajo busca determinar la
incidencia que tiene el diseño y la consideración de todas las variables que
influyen en el funcionamiento de la bomba tipo jet. Las posibilidades que existen
de incrementar la producción a base de un diseño que considere tanto variables
mecánicas como de yacimiento y los resultados en la variación de producción
obtenidos tras el diseño correcto de la bomba jet.
1.4 OBJETIVOS DELPROYECTO
1.4.1 OBJETIVO GENERAL
Evaluar la eficiencia de las bombas hidráulicas tipo jet en el campo Lago Agrio
para proponer la bomba óptima considerando el diseño eficiente y efectivo que
incluye el análisis de las presiones y las características mecánicas del sistema
de producción.
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Describir la geología, las propiedades de los yacimientos y las reservas
del Campo Lago Agrio.
Describir los principios del bombeo hidráulico tipo jet y el método de Hal
Petrie para determinar la mejor condición operativa de una bomba jet.
Aplicar el método de Hal Petrie a los pozos que actualmente se
encuentras produciendo en el campo Lago Agrio con bomba hidráulica tipo jet.
Analizar los resultados obtenidos al aplicar este método en el campo
5
6
MARCO TEÓRICO
2.1 ASPECTOS GENERALESDEL CAMPO DE ESTUDIO
2.1.1 UBICACIÓN
El campo Lago Agrio es uno de los más importantes de la zona productiva de
hidrocarburos del Ecuador, está situado en la región oriental al noroeste del
país en la provincia de Sucumbíos, en cuanto a su magnitud es de 11
kilómetros longitudinalmente y con una extensión horizontal de 3.8 kilómetros
que resulta en un área de 41.8 kilómetros cuadrados y con un cierre vertical de
150 pies. En la Tabla 1 se delimita a través de cuatro coordenadas geográficas
la ubicación y magnitud del campo.
Figura 1. Ubicación del Bloque 56 en el Ecuador
7 Tabla 1. Coordenadas Geográficas Lago Agrio
Fuente: Petroproducción
2.1.2 BREVE RESEÑA HISTÓRICA
Al estar ubicado dentro de la selva amazónica el acceso a la zona de extracción
resultaba muy complejo por lo que la primera torre que se ubicó, se la traslado a
través de helicóptero, la Texaco siendo en ese entonces la operadora del
consorcio Texaco – Gulf, fue la primera empresa en establecer la torre y
perforar el primer pozo a 15.3 km del campamento base de Santa Cecilia en
dirección N 75° entre febrero y abril de 1967, el que fue nombrado Lago Agrio 1
con una magnitud de 10 175 pies de profundidad hasta la formación Hollín.
Inició la producción mediante flujo natural con 2 995 barriles por día con un API
correspondiente a 29. El mismo pozo continúo produciendo hasta el 2003 pero
con una producción menor, correspondiente a 85 barriles por día y con una
producción acumulada de 9 millones 600 000 barriles, de los cuales apenas el 1% del crudo que se extrajo proviene de la “Zona Napo” y la mayoría pertenece
a la formación Hollín, que fue la originalmente probada.
En Mayo de 1972 después de ser confirmado el potencial que tenían los más
grandes yacimientos descubiertos de la cuenca en este campo, Lago Agrio se
convierte en el primero de la Cuenca Oriente que ingresaba a la producción. Punto
1 76° 58' 28.53 W 00° 09' 43.85" N 2 76° 44' 45.63 W 00° 09' 43.85" N 3 76° 44' 45.63 W 00° 03' 49.94" S 4 76°58' 28.53 W 00° 03' 49.94" S
8 Su tasa de producción promedio diaria en esta fecha alcanzaba los 10 450
barriles de crudo. Se llega finalmente a su pico en el mes de noviembre de
1973 con una producción diaria de crudo de 53 618 barriles, que tenía un
carácter muy fluctuante hasta el mes de marzo de 1975 en el que alcanzó los 4
893 barriles de crudo por día para el siguiente mes, subir a los 30 210 barriles
de crudo por día. Tuvo que pasar 5 años para que finalmente en 1980 ya no
hubiera presencia de altibajos en la producción y se comenzó a observar una
declinación paulatina. (Baby, Rivadeneria, & Barragán, 2004)
2.1.3 ESTRUCTURA DE CAMPO Y EVOLUCIÓN
En cuanto a los límites en las formaciones a nivel de la base de la caliza “A”, su
flanco oriental está acotado por una falla transpresional, que es una falla que ha
sido generada por fenómenos de desplazamiento de rumbo y la comprensión o
convergencia de los estratos que en conjunto forman una estructura en flor
ascendente, en este caso se direcciona hacia el sur hasta Palo Rojo y al norte
delimita con el flanco oriental del campo Charapa. Lago Agrio forma una
estructura anticlinal con una longitud de aproximadamente 11 kilómetros y
ancho promedio de 4.5 kilómetros. (Baby, Rivadeneria, & Barragán, 2004)
Se elaboró un mapa estructural de la formación Hollín, que se orienta en
dirección NNE-SSO, con dos altos a lo largo de los pozos Lago Agrio 28 y 37,
que corresponden a la zona norte divididos por un valle perpendicular al eje
entre los pozos Lago Agrio 26, 06, 38, 07 y se cuenta con un tercer alto ubicado
en la parte sur, culminando el campo en el pozo Lago Agrio 27. En la zona el
sistema de fallas principal corta las formaciones cretácicas en forma inversa,
son lístricas en profundidad y siguen un movimiento respecto al rumbo, su salto
vertical, que representa el límite del flanco este, oscila entre los 428 pies y 495
pies mientras que un cierre estructural alrededor de 150 pies representa el
9 Figura 2. Mapa Estructural Campo Lago Agrio
(PETROECUADOR, 2011)
Están presentes dos altos estructurales en la parte occidental del campo que
han sido producidos por trazas de fallas, que debido a sus irregularidades y
dobleces representan escalones en la formación y se prolongan en dirección N
20° Este. Estos altos estructurales se encuentran uno en el pozo Lago Agrio 03
y el otro en el suroeste del campo. En general la estructura del campo está
determinada por fallas antiguas que están sometidas a procesos de compresión
de orden tectónico que corresponden al cretáceo superior, por lo tanto las
formaciones saturadas se encuentran en una edad entre el Turoniano –
10 2.1.4 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DEL CAMPO LAGO AGRIO
Figura 3. Columna Estratigráfica del Campo Lago Agrio
(PETROAMAZONAS EP, 2011)
2.1.4.1 Hollín
Principal reservorio del campo, se origina a través de la erosión de la formación
pre-hollín, que genera canales apilados tipo entrenzado con estratificación
cruzada festoneada y plana. Existen intercalaciones de lutitas carbonáceas con
presencia de fragmentos leñosos y limolitas, termina en un ambiente de
11
Hollín Superior
Está definida en un inicio por la lutita característica de esta zona y el final está
delimitado por un depósito conglomerado que establece el contacto con la
secuencia detrítica de Hollín superior ubicado aproximadamente a 10 020 pies
de profundidad. En cuanto al tope de la formación se encuentra entre los 9 903
pies a los 10 048 pies, resultando en un espesor de 70 pies medido en el pozo
Lago Agrio 23, como también un espesor de saturación de crudos iniciales en
calizas de 52 pies, en el pozo Lago Agrio 15. En cuanto a las porosidades se
registra en el Lago Agrio 01 un 12% subiendo hasta el 19% en el Lago Agrio 31.
A través de estos datos se ha expuesto un modelo sedimentario inicial del
estuario que tiene presencia de facies de cordones litorales, barras de playa, y
lagunas. (Torres & Ushiña, 2011)
Hollín Inferior
Originalmente en este reservorio se encontraba el mayor almacenamiento de
hidrocarburos, en cuanto a su estructura su tope se encuentra entre los 9994 a
los 10161 pies resultando en un espesor de 184 a 295 pies, medidos en los
pozos Lago Agrio 15 y Lago Agrio 5 respectivamente, en su estratigrafía no
existe alta presencia de arcilla, más bien su composición es de una arenisca
limpia con espesores de saturación de crudo iniciales de 80 a 220 pies medidos
en dos pozos el Lago Agrio 5 y Lago Agrio 18 respectivamente. El espesor de
arena saturada regular actual ya ha sido expresado de forma aproximada
asignándole un valor de más o menos 40 pies y con porosidades que registran
valores desde 8% correspondiente al pozo Lago Agrio 25 a 20%
12 El contacto agua petróleo, que ha sido condicionado por los contactos originales
a distintas profundidades, tiene un valor que se corresponde al que registró el
pozo Lago Agrio 42 a una profundidad de 10 087 pies. (Torres & Ushiña, 2011)
2.1.4.2 Formación Napo
Zona “T”
Esta zona está ubicada entre los 9 746 y los 9 958 pies y corresponde a la edad
del Cenomaniano y Paleo Ambiente Transaccional Deltaico. Su espesor oscila
entre los 35 pies medidos en el pozo Lago Agrio 19 a los 106 pies que fueron
medidos en el Lago Agrio 25. Respecto a los espesores de saturación de crudo
mantienen un carácter irregular y varían entre 4 pies medidos en el Lago Agrio
11 hasta los 38 pies en el pozo Lago Agrio 32. En cuanto a su carácter
petrofísico mantiene una mayoría de arenisca cuarzosa glauconítica, gris
verdosa, grano fino a medio, sub redondeada y cemento silíceo, a veces
calcáreo. Se establece una porosidad de estrato que varía entre el 9% en el
pozo Lago Agrio 20 hasta el 18% en el pozo Lago Agrio 15. (Torres & Ushiña,
2011)
Zona “U”
Esta zona está ubicada entre los 9 508 y los 9 720 pies y corresponde a la edad
del Cenomaniano y Paleo Ambiente Transaccional Deltaico. Su espesor oscila
entre los 44 pies medidos en el pozo Lago Agrio 33 a los 102 pies que fueron
medidos en el Lago Agrio 25. Respecto a los espesores de saturación de crudo
mantienen un carácter irregular y varían entre 3 pies medidos en el Lago Agrio
33 hasta los 28 pies del pozo Lago Agrio 30. En cuanto a su carácter
13 fino a grueso, con glauconita. Se establece una porosidad de estrato que varía
entre el 9% en el pozo Lago Agrio 22 hasta el 20% en el Lago Agrio 17. (Torres
& Ushiña, 2011)
2.1.4.3 Formación Basal Tena
Esta zona está ubicada entre los 8 873 y los 9 002 pies y corresponde a la edad
del Mastrichtiano y Paleo Ambiente Marino de Sub Litoral. Su espesor oscila
entre los 8 pies medidos en el pozo Lago Agrio 16 a los 32 pies que fueron
medidos en el Lago Agrio 28. Respecto a los espesores de saturación de crudo
varían entre 2 pies medidos en el Lago Agrio 31 hasta los 17 pies del pozo Lago
Agrio 33. En cuanto a su carácter petrofísico mantiene una mayoría de arenisca
cuarzosa, café claro, grano fino a grueso y cemento silíceo a veces calcáreo.
Se establece una porosidad de estrato que varía entre el 9% en el pozo Lago
Agrio 8 hasta el 21% en los pozos Lago Agrio 20 y 25. (Torres & Ushiña, 2011)
2.1.5 RESERVAS DEL CAMPO LAGO AGRIO
Tabla 2. Reservas del Campo Lago Agrio
14
2.2 MÉTODOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS
Los hidrocarburos naturalmente se encuentran bajo condiciones de alta
dificultad de extracción, es por eso que a lo largo de la historia de producción de
hidrocarburos se han desarrollado variedad de sistemas orientados hacia la
extracción eficiente de estos. Los sistemas de producción se han ido adaptando
y evolucionando según las necesidades que han presentado los distintos
campos y las variadas formaciones. El objetivo de cada sistema es
proporcionar la máxima eficiencia posible y minimizar los gastos para obtener la
mayor ganancia.
Los sistemas de producción de hidrocarburos están sometidos a condiciones de
operación muy hostiles, es decir, la presencia de presiones y temperaturas
altas, fluidos altamente corrosivos y el flujo de sedimentos como parte del flujo
total convierte la extracción en toda una obra de ingeniería que requiere tomar
medidas físicas y químicas que prolonguen la operación de los sistemas.
Los mecanismos de producción de petróleo mientras están en operación
presentan varios problemas que necesitan soluciones inmediatas, entre estos
están la corrosión, cavitación, entre otros. Sin embargo no sólo las partes
mecánicas sufren daño, también las formaciones son muy susceptibles a variar
sus condiciones ideales de producción; esto se debe a factores internos y
externos sedimentarios, en las formaciones condiciones como la porosidad y
permeabilidad pueden variar con la producción como también cuando existen
trabajos de estimulación que influyen en estas propiedades.
En el caso de estimulación de la formación, si las operaciones y procesos no
son llevados a cabo de la manera adecuada, es probable que los resultados
sean contraproducentes y provoquen una alteración negativa a los ambientes
15 Es a su vez común el cambio en las propiedades de los fluidos, es decir, los
hidrocarburos se basan en sus condiciones de movimiento y estabilidad, si es
que su presión decae es normal en los hidrocarburos con componentes ligeros,
que comiencen a liberar estos en forma de gas.
También la variación de condiciones como la temperatura provoca en los fluidos
un cambio considerable en sus propiedades como son la viscosidad y densidad.
Un factor que es indispensable en la extracción de hidrocarburos es el factor
volumétrico, que es la relación entre el volumen del petróleo en el yacimiento y
el volumen del petróleo en superficie. Mientras se depleta el yacimiento lo más
probable es que su factor volumétrico disminuya y que el volumen extraído cada
vez sea más representativo del obtenido en superficie.
Los yacimientos normalmente cuando son descubiertos tienen propiedades muy
diferentes de las que tienen después de ser explotados. Inicialmente los
yacimientos suelen presentar presiones internas que permiten obtener los
hidrocarburos de forma natural, es decir, la variación de presión entre superficie
y yacimiento permite a los fluidos desplazarse hasta la superficie superando la
columna hidrostática y las pérdidas de energía que se tienen a lo largo del
camino hacia superficie. En el caso que el yacimiento ya no sea capaz de
levantar los fluidos por sí solo, se decide instalar lo que se conoce como
sistemas de levantamiento artificial, que consisten en adicionar energía a los
hidrocarburos para que puedan llegar a superficie y ser extraídos a condiciones
16 2.2.1 FLUJO NATURAL
Inicialmente el yacimiento se encuentra en estado de equilibrio, se encuentra
bajo el efecto de altas presiones y temperaturas internas que condicionan el
estado de los sedimentos y los fluidos. Dentro del yacimiento existen factores
específicos que determinan su comportamiento como son las fuerzas
gravitacionales, presión de sobrecarga, densidad y composición de fluidos,
presencia de gas, movilidad, presión capilar, etc.
Una vez que se realiza la perforación del primer pozo y se hacen las
respectivas pruebas de flujo, ya se puede establecer que el pozo cumple las
condiciones físicas y de variación de presión para que el fluido suba por su
propia energía; una vez que el yacimiento ha comenzado a producir es
necesario mediante ingeniería de producción caracterizar su flujo y determinar
una tasa adecuada de producción.
Con el pasar del tiempo el yacimiento se depleta y su energía disminuye, este
fenómeno es imperativo aplazarlo o en lo posible evitar su aparecimiento
repentino o temprano.
El cálculo y el uso de estranguladores para regular la tasa de producción del
pozo permiten prolongar su flujo natural un tiempo mayor. Una vez que el flujo
natural se ha mantenido durante un tiempo que lo determinará el
comportamiento y las características del yacimiento, su energía llega a un punto
en que no es la suficiente para transportar los fluidos a superficie, en este
momento es necesario analizar todas las variables de extracción, es decir, tanto
mecánicas como de yacimiento y fluidos, y con el respectivo análisis plantear el
17 Existen varias situaciones y condiciones que permiten un flujo natural, las
sedimentaciones a lo largo de la historia de la tierra no siguen lineamientos
específicos, son una mezcla petrofísica, así como una unión de factores que se
entrelazan para crear los yacimientos y los acuíferos que usualmente se
encuentran juntos.
La acumulación de agua de formación en un acuífero próximo a un yacimiento
también representa una condición de producción de hidrocarburos, es decir, la
presión generada por el acuífero colabora como factor de empuje de los
hidrocarburos, al haber una notable variación de densidad y convertirse en una
fuerza hidráulica que permite a los fluidos tanto crudo como agua de formación
alcanzar la superficie.
En otras condiciones dentro del equilibrio del yacimiento, existe la presencia de
gas sea como una capa formada y ubicada sobre los fluidos debido a su
densidad, o como también puede hallarse dentro del petróleo en una mezcla
que al haber una depletación se libera del fluido y también representa un
mecanismo de empuje. A continuación en la Tabla 2 se describe las
18
Fuente: Escobar Humberto – Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos
Mecanismo Principio Ventaja Desventaja Producción
de Agua Eficiencia
Empuje por Agua
Para producir el petróleo es el avance del agua
Presiones de yacimiento constantes Conificación del yacimiento y producir en exceso agua Aumenta Y buzamiento abajo producen agua temprano 35-80% Promedio 50% Empuje por gas en solución Presión declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Permeabilida d vertical puede ser pequeña. Alta gravedad API, alto GOR y homogeneidad de formación. Ninguna (excepto en yacimiento con alta Sw) 5-35% Promedio 20% Expansión de la roca y de los fluidos
Energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos. Candidatos para la inyección de agua para mantener la presión alta Necesita altas presiones de yacimiento para mantener factible este método. Ninguna (excepto en yacimiento con alta Sw) 1-10% Promedio 3% Empuje por capa de gas
La capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo. La recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación. Se necesita: Baja viscosidad del petróleo, Alto API, Alta permeabilidad de la formación. Ausente o insignificante 20-40% Promedio >25% Drenaje por gravedad
El flujo ente petróleo y gas es paralelo al ángulo de buzamiento, y no perpendicular a este.
Su eficiencia de
recuperación del petróleo es muy alta
19 2.2.2 MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
El flujo natural es característico en la explotación temprana de yacimientos o de
reservorios que conservan por largo tiempo las condiciones ideales de flujo de
fluido hacia la superficie. Sin embargo es inevitable que el flujo natural tienda
perder sus condiciones operacionales y que tarde o temprano sea necesario
buscar una solución para continuar la producción de hidrocarburos.
Es necesario recalcar que antes de empezar el proceso aplicativo de un
sistema de levantamiento artificial, es necesaria primero la evaluación de las
formaciones y si es que presentan algún tipo de daño que pueda ser objetivo
inicialmente de estimulación química o de otro tipo que mantenga las
propiedades productivas del reservorio. Una vez que se ha decidido que es
necesario la aplicación de un método de levantamiento artificial se tendrá que
decidir de cual tipo sería más efectivo para las condiciones de reservorio. Los
métodos de levantamiento artificial buscan el mayor beneficio económico
prolongado que puedan ofrecer los yacimientos, es por eso lo crucial de su
elección y diseño.
En el diseño y selección de un método de levantamiento artificial se analizan
aspectos como tipo, densidad y composición del fluido, así como también la
magnitud de presencia de agua o de gas, este factor es importante debido a
que cada tipo de fluido es producido pero con los cuidados operacionales
necesarios. En el caso del grado API, también influirá en el sistema, debido a
que mientras sean crudos más pesados cada uno de los métodos se irá
descartando debido a la energía que requiere la extracción de estos
hidrocarburos. El método de levantamiento artificial busca prolongar la vida del
pozo, sin embargo, el objetivo fundamental es obtener una ganancia económica
resultante de este proceso por lo que dentro del desarrollo de sistema de
20 económico para producir los hidrocarburos, que comprende los costos de uso
de energía, maquinaria, mantenimiento e inversiones iniciales, establece un
costo mínimo de venta del crudo. Los precios internacionales del crudo mientras
varían van estableciendo límites para algunos métodos de extracción. Cuando
el costo de producción es muy alto respecto al costo que se está vendiendo el
barril de crudo, es tentativo declararlo en abandono, que quiere decir el cese de
operaciones en ese pozo especifico.
Tabla 4. Métodos de Levantamiento
SISTEMA VENTAJAS DESVENTAJAS
Bombeo Mecánico
Fácil de operar y de hacer mantenimiento.
Es problemático en pozos con alta desviación
Puede ser usado durante toda la vida productiva del pozo.
Susceptible de presentar bloqueo por excesivo gas libre a la entrada de la bomba
Puede bombear el pozo a una muy baja presión de entrada para obtener la máxima producción.
La unidad de superficie es pesada, necesita mucho espacio y es obtrusiva al ambiente
Usualmente es la más eficiente forma de levantamiento artificial
Peligro para las personas.
Se puede fácilmente intercambiar de unidades de superficie.
No puede funcionar con excesiva producción de arena.
Puede levantar petróleos de alta viscosidad y
temperatura.
Cuando no se usan varillas de fibra de vidrio la
profundidad puede ser una limitante.
Bombeo Gas Lift
Puede operar en un amplio rango de condiciones de producción
El sistema gas Lift no siempre es fácilmente disponible.
Trabaja normalmente con cantidades significativas de material extraño ejemplo (arena).
Se debe tener medidas de seguridad para las líneas de alta presión del gas.
Pueden ser diseñados para poca producción y en instalaciones costa afuera.
21
Continuación Tabla 3
SISTEMA VENTAJAS DESVENTAJAS
Bombeo Eléctrico Sumergible
Puede levantar altos
volúmenes de fluido. Inversión inicial muy alta
Maneja altos cortes de agua Alto consumo de potencia
Su vida útil puede ser muy larga
No es rentable en pozos de baja producción.
Trabaja bien en pozos desviados.
Los cables se deterioran al estar expuestos a
temperaturas elevadas.
No causan destrucciones en ambientes urbanos
Las bombas y motor son susceptibles a fallas.
Fácil tratamiento contra la corrosión y formación de escamas.
Susceptible a la producción de gas y arena.
Bombeo por Cavidades Progresivas
Habilidad para producir fluidos altamente viscosos y con altos contenidos de arena
Capacidad de
desplazamiento real de hasta 2000 BLS/Día máxima de 4000 Bls/Día
Tolera altos contenidos de gas libre
Capacidad de elevación real de hasta 6000 pies
Ausencia de válvulas evitando el bloqueo o desgaste de partes móviles
Resistencia máxima hasta temperatura de 350 F
Bajos costos de inversión inicial
Opera con bajas capacidades volumétricas
Bajos costos de energía
Los fluidos pueden dañar los elastómeros por ser
latamente sensibles
Bajo mantenimiento
Desgaste por contacto entre la tubería de bombeo y producción
Simple instalación y operación
Poca experiencia en el diseño, instalación y operación del sistema.
Equipos en superficie pequeños
22
Continuación de Tabla 3
SISTEMA VENTAJAS DESVENTAJAS
Bombeo Hidráulico Tipo
Jet
Funciona en pozos profundos, horizontales, desviados o verticales
El diseño de la bomba puede llegar a ser bastante complejo
Maneja solidos de formación
La eficiencia de las bombas jet va desde 26 a 33 %
Maneja considerables cantidades de gas
Mayor riesgo en las instalaciones de superficie por la presencia de altas presiones
No tiene partes móviles Falta de conocimiento en operación e ingeniería
Trabaja en completaciones simples
requiere vigilancia continua para su normal desarrollo
Está diseñada para alojar las memorias de presión y temperatura
No puede funcionar hasta la depleción del pozo
Se recupera con presión hidráulica
se requiere comunicación entre el tubing y el casing para una buena
operación
Trabaja con bajas presiones de
superficie
No necesita Wire-Line en pozos
verticales
23
BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
El bombeo hidráulico tipo jet se desarrolló como un sistema que no presentaba
partes móviles y como una opción adicional al común bombeo hidráulico tipo
pistón. Su aplicación con el tiempo ha tenido un crecimiento continuo debido a
su flexibilidad y durabilidad.
Figura 4. Esquema de Funcionamiento de La Bomba Jet (Weatherford, 2011)
El principio por el cual se rige este sistema de levantamiento artificial, es
inyectar un fluido a alta presión hacia el fondo del pozo, el cual es llamado fluido
motriz, que tiene ciertas características aplicadas y previamente preparadas de
acuerdo a las condiciones que vayan a presentarse para transferir energía a la
bomba de fondo y de esta manera poder usarla como medio de extracción de
hidrocarburos. El bombeo hidráulico tipo jet tiene una ventaja representativa al
24 profundos como en pozos que presentan desviación en su perforación y
completación. (Melo, 2014)
A diferencia de las bombas de desplazamiento positivo, como en el caso del
bombeo hidráulico tipo pistón y del bombeo mecánico, la vida útil de las bombas
hidráulicas tipo jet se vuelve más larga debido a la carencia de partes móviles
ya que su probabilidad de falla es menor, sin embargo se pueden presentar
tanto taponamientos por escala como daños mecánicos. Este sistema se basa
en el principio de Venturi aplicado en la interconexión de varios diámetros hacia
el difusor. El fluido de inyección se encuentra a una presión alta y a medida
que avanza hacia la tobera, su velocidad aumenta debido a la reducción de
diámetro convirtiendo la presión en energía cinética. En la cámara de mezclado
se registran ligeras disminuciones tanto en presión y en velocidad, sin embargo
en la salida del difusor las magnitudes se comportan inversamente
proporcionales es decir la presión sube pero la velocidad disminuye. El bombeo
hidráulico consta de componentes tanto en superficie como en subsuelo, estos
son:
Componentes de Superficie:
Separador: es un recipiente en el cual llegan fluidos de diferente
densidad es decir llega petróleo, gas y agua y se separan por su diferencia de
densidad. Los separadores pueden ser tanto verticales, como horizontales. El
gas se separa por la parte superior mientras que el agua y el petróleo drenan
por la parte inferior.
Tanque: son recipientes de almacenamiento metálicos que están
enfocados hacia el almacenamiento de hidrocarburos y agua obtenidos de la
25
Motor: es usado para proporcionar energía, a la bomba de alta presión, a
través del uso de combustible como materia prima.
Múltiple: o también llamada manifold consiste en una válvula de acero y
tolerante de altas presiones y temperaturas, que se encarga del control de flujo
de origen en la superficie o a su vez el flujo y contraflujo entre tubing y anular,
su manejo es relativamente simple ya que es de doble vía y su control presenta
una posición abierta o cerrada.
Cabezal del pozo: constituye una herramienta de seguridad y
proporciona un control sobre el flujo tanto proveniente del pozo como el de
superficie. Posee la capacidad de conectar los fluidos que circulan a través de
la herramienta como también orientarlos hacia el matado del pozo. Otra función
es sostener la tubería sea de producción o el casing.
Figura 5. Facilidades Típicas de Producción por Bombeo Hidráulico
26
Componentes de fondo:
Tubing: Es el medio de transporte del fluido, comprende uno de los
mayores gastos pero a su vez es fundamental en todas las operaciones de
gestión de hidrocarburos, es decir se usa en: perforación, producción, pruebas
de pozos y completaciones.
Camisa: Consiste en una herramienta ranurada que sirve como medio de
interacción entre la tubería de producción y el espacio anular limitado por el
casing. Tiene la capacidad de abrirse y cerrarse.
Bomba Jet: Es el dispositivo fundamental en el sistema, es el encargado
a través del fluido motriz de transmitir la energía y presión de superficie a la
profundidad del pozo, es decir será este dispositivo responsable con su
geometría característica de tobera y boquilla, de lograr una combinación y
aporte de energía efectiva al fluido proveniente del pozo. Las geometrías son
variadas y su relación está directamente relacionada con la tasa y presión de
succión que se está dispuesto a utilizar.
Figura 6. Esquema Estructural de la Bomba Jet
27
28
METODOLOGÍA
3.1 CÁLCULO DEL IPR
3.1.1 JUSTIFICACIÓN
Para poder determinar las óptimas condiciones de trabajo de la bomba jet es
necesario realizar con el potencial del pozo, es decir la curva IPR cruzara con la
línea de desempeño que represente el comportamiento de la bomba que está
siendo analizada, lo que resultara en un punto de cruce que será leído para
determinar las condiciones óptimas.
Para el cálculo y grafica del IPR se utilizara el método del IPR compuesto que
consiste en analizar la capacidad del pozo tomando en cuenta la transición de
la presión desde la presión de reservorio hasta la presión de fondo fluyente. Se
lo va realizar por el método descrito en el volumen 4, Artificial Lift Methods por
Kermit Brown desarrollado por Vinicio Melo para pruebas con presión de fondo
fluyente sobre y bajo el punto de burbuja.
3.1.2 PROCESO DE CÁLCULO
Para el cálculo del IPR se inicia ingresando los datos obtenidos de una prueba de flujo, esta tendrá los datos y variables que nos permitirán establecer un comportamiento aproximado del pozo. (Brown, 1984)
Tabla 5. Ingreso de datos para IPR
Datos
PR = 2 300 psi Pb = 1 000 psi
qt = 360 bl/día @ Pwf = 278 psi
fw = 0.10 fo = 0.91
29 A continuación se describirá los pasos que conforman el proceso de cálculo del
IPR ingresando las presiones de fondo fluyente de la prueba de producción.
Figura 7. Curva IPR Compuesto
Se determina A.
Pwf PRUEBA: Presión de fondo fluyente de la prueba de flujo (psi)
Pb: Presión de burbuja (psi)
2
b wf
b wf
P P 0,8 P
P 0,2 1
A p ru eb a p ru eb a
30
Se determina J
Qt prueba: caudal de prueba de flujo del pozo (bls)
Fo: Fracción de petróleo.
PR: Presión de Reservorio.
Pb: Presión de Burbuja
Se determina el máximo caudal de agua que se podría tener
PR: Presión de Reservorio.
J: Relación de la tasa de prueba con su variación de presión.
Se determina el caudal de petróleo que tendrá a la presión de burbuja
PR: Presión de Reservorio.
J: Relación de la tasa de prueba con su variación de presión.
Pb: Presión de Burbuja
p ru eb a
p ru eb a
wf R w b b R o t P P f 1,8 A P P P f q J R
w
J
P
q
max
R b
b
J
P
P
q
Ecuación 2
Ecuación 3
31
Se determina el máximo caudal de petróleo que se podría tener
Qb: tasa de petróleo al punto de burbuja
Pb: Presión de Burbuja.
Se calcula PwfD y PwfC
PR: Presión de Reservorio.
Fw: fracción de agua.
Qo max: Caudal máximo de petróleo.
Fo: fracción de petróleo.
Pb: Presión de Burbuja.
PR: Presión de Reservorio.
Qo max: Caudal máximo de petróleo.
J: Relación de la tasa de prueba con su variación de presión. 1.8 P J q q q q b b c b máx
o
b máx o b máx o b o máx o R w wfD q q q q P f J q P f
P 0.999 (0.125) 1 81 80 0.999
J q P f P
PwfC wfG w R omáx
Ecuación 5
Ecuación 6
32
Se determina la tangente de alfa y beta a través del uso de la figura 7, la cual describe la Curva IPR
Se determina el caudal de flujo total máximo
Qo max: Caudal máximo de petróleo.
Fw: fracción de agua.
PR: Presión de Reservorio.
J: Relación de la tasa de prueba con su variación de presión. wfC
wfD P
P
CD
máx o máx
o máx
o 0.999q 0.001q
q
CG
CD CG tan CG CD tan
tan
J
q
P
f
q
q
tmáx omáx w R omáxEcuación 8
Ecuación 9
Ecuación 10
Ecuación 11
33
Para elaborar una la tabla entre presiones de fondo fluyente y caudales se utiliza las siguientes ecuaciones basadas en tres etapas.
Intervalo entre 0 < qt < qb
Pwf: Presion de fondo fluyente.
J: Relación de la tasa de prueba con su variación de presión.
Intervalo entre 0 qb < qt < qomáx
Qo max: Caudal máximo de petróleo.
Pb: Presión de Burbuja.
Intervalo entre 0 qo máx < qt <qt máx
PR: Presión de Reservorio.
Fw: fracción de agua.
Qo max: Caudal máximo de petróleo.
J
q
P
P
tR
wf
b máx o b t b o t R w wfq
q
q
q
80
81
P
0.125
f
J
q
P
f
P
1
t omáx
tan
omáxR w
wf q q
J q P f
P
34 3.1.3 ELABORACION DE GRÁFICO
Figura 8. Gráfico tipo de IPR
3.2 BOMBA HIDRAULICA JET
3.2.1 CARACTERÍSTICAS OPERACIONALES DE LA BOMBA JET
La bomba jet actúa como medio de transformación para aportar la energía,
mediante el fluido de inyección, este fluido debe tener propiedades y
características que sean compatibles con el fluido producido del respectivo
pozo. Una vez que el fluido de inyección es el correcto, cumple una función
fundamental la cual es mediante la presión y la energía con la que es inyectado,
mezclarse con el fluido que viene del pozo y a través de la mezcla y su
presurización inmediata lograr que tanto el fluido inyectado como el producido
35 El fluido que sirve de fuente de energía normalmente proviene del pozo, es
decir no solo es agua sino que también puede ser petróleo dependiendo la
necesidad de operación. El fluido que proviene del pozo y que a su vez
normalmente es usado en la inyección también tiene usos de limpieza y
representa una fuente constante de fluido para la producción del pozo.
Las medidas para la conservación de los equipos y materiales de producción,
es decir tuberías, bombas, válvulas, etc. también se realizan a través del fluido
de inyección mediante la aplicación y mezcla en este, de agentes químicos:
anticorrosivos, parafinas y emulsiones. Por otra parte el uso de agua dulce
puede contribuir a la eliminación de depósitos de sal.
En crudos pesados el uso de crudo mismo como fluido de inyección ayuda para
reducir la viscosidad del crudo proveniente del pozo y mejorar su capacidad de
moverse, sin embargo también el fluido de inyección puede ser objeto de
precalentamiento buscando el mismo objetivo de mejorar la movilidad de los
crudos presentes en el yacimiento.
En cuanto a las capacidades operacionales que posee el sistema, se tiene una
variedad de rangos debido a las alternativas de boquillas y gargantas.
Se ha aplicado en profundidades desde los 1 000 hasta los 18 000 pies, los
caudales de producción han tenido un comportamiento satisfactorio desde
menos de 100 bpd hasta más de 10 000 bpd y la potencia del sistema puede ir
desde 30 hasta 625 hp. En si el sistema de bombeo hidráulico tiene una relativa
flexibilidad al momento de la operación esto se debe a que el caudal que
ingresa en el fondo es totalmente manejable desde superficie mediante la
operación de válvulas y gestión de bombas para aumentar o disminuir la
36 Debido a las altas velocidades que se generan en el interior de la bomba,
existen factores de fricción y turbulencia que causan disminuciones en la
potencia, lo que resulta en una necesidad mayor de potencia en superficie. Sin
embargo cuando en los pozos existe cierta cantidad de gas considerable es
posible que requieran menos potencia. El gas a su vez es causa de cavitación
cuando existen bajas presiones, las bombas jet son propensas a este fenómeno
en la entrada de la garganta por lo que es necesario considerarlo en los
cálculos enfocados en el diseño, en los casos pertinentes. A pesar de las
limitaciones que tiene el sistema y su relativa dificultad en los cálculos para su
correcto diseño, es un método confiable y su capacidad de producir grandes
volúmenes de fluido lo hacen muy aparente para ciertos pozos.
3.2.2 ESPECIFICACIONES POR FABRICANTE
Cada fabricante ha desarrollado con el fin de producir geometrías
características de su compañía, diversas magnitudes tanto para gargantas
como boquillas con sus respectivas relaciones, a continuación se detallan en las
tablas.
Figura 9. Nomenclatura de La Bomba Jet
37 Tabla 6. Dimensiones de Toberas y Cámaras de Mezclado de Bombas Jet
National Guiberson
Tobera Garganta Tobera Garganta
Número Área (pg²) Número Área (pg²) Número Área (pg2) Número Área (pg²)
1 0.0024 1 0.0064 DD 0.0016 000 0.0044
2 0.0031 2 0.0081 CC 0.0028 00 0.0071
3 0.0039 3 0.0104 BB 0.0038 0 0.0104
4 0.0050 4 0.0131 A 0.0055 1 0.0143
5 0.0064 5 0.0167 B 0.0095 2 0.0189
6 0.0081 6 0.0212 C 0.0123 3 0.0241
7 0.0103 7 0.0271 D 0.0177 4 0.0314
8 0.0131 8 0.0346 E 0.0241 5 0.0380
9 0.0167 9 0.0441 F 0.0314 6 0.0452
10 0.0212 10 0.0562 G 0.0452 7 0.0531
11 0.0271 11 0.0715 H 0.0661 8 0.0661
12 0.0346 12 0.0910 I 0.0855 9 0.0804
13 0.0441 13 0.1159 J 0.1257 10 0.0962
14 0.0562 14 0.1476 K 0.1590 11 0.1195
15 0.0715 15 0.1879 L 0.1963 12 0.1452
16 0.0910 16 0.2392 M 0.2463 13 0.1772
17 0.1159 17 0.3046 N 0.3117 14 0.2165
18 0.1476 18 0.3878 P 0.3848 15 0.2606
19 0.1879 19 0.4938 16 0.3127
20 0.2392 20 0.6287 17 0.3750
18 0.4513
19 0.5424
20 0.6518
Relación Las relaciones de Guiberson
Tobera Garganta R están indicadas en la tabla 2
N N-1 0.483 X
N N 0.380 A
N N+1 0.299 B
N N+2 0.235 C
N N+3 0.184 D
N N+4 0.145 E
38 Tabla 7. Relaciones de Áreas Anulares de Garganta (Pg²) para Bombas
Guiberson
Toberas
CC Gargantas 000 00 0 1
R 0.64 0.40 0.27 0.20
AS 0.0016 0.0043 0.0076 0.0115
BB Gargantas 00 0 1 2
R 0.54 0.37 0.27 0.20
AS 0.0032 0.0065 0.0105 0.0150
A Gargantas 0 1 2 3
R 0.53 0.39 0.29 0.23
AS 0.0048 0.0088 0.0133 0.0185
B Gargantas 0 1 2 3 4 5 6
R 0.92 0.66 0.50 0.40 0.30 0.25 0.21
AS 0.0009 0.0048 0.0094 0.0145 0.0219 0.0285 0.0357
C Gargantas 1 2 3 4 5 6 7
R 0.86 0.65 0.51 0.39 0.32 0.27 0.23
AS 0.0020 0.0066 0.0118 0.0191 0.0257 0.0330 0.0408
D Gargantas 3 4 5 6 7 8 9
R 0.74 0.56 0.46 0.39 0.33 0.27 0.22
AS 0.0064 0.0137 0.0203 0.0276 0.0354 0.0484 0.0628
E Gargantas 4 5 6 7 8 9 10 11
R 0.77 0.63 0.53 0.45 0.36 0.30 0.25 0.20
AS 0.0074 0.0140 0.0212 0.0290 0.0420 0.0564 0.0722 0.0954
F Gargantas 6 7 8 9 10 11 12
R 0.69 0.59 0.48 0.39 0.33 0.26 0.22
AS 0.0138 0.0217 0.0346 0.0490 0.0648 0.0880 0.1138
G Gargantas 8 9 10 11 12 13 14
R 0.68 0.56 0.47 0.38 0.31 0.26 0.21
AS 0.0208 0.0352 0.0510 0.0742 0.1000 0.1320 0.1712
H Gargantas 10 11 12 13 14 15 16
R 0.69 0.55 0.45 0.37 0.30 0.25 0.21
AS 0.0302 0.0534 0.0792 0.1112 0.1504 0.1945 0.2467
| Gargantas 11 12 13 14 15 16 17
R 0.72 0.59 0.48 0.40 0.33 0.27 0.23
AS 0.0339 0.0597 0.0917 0.1309 0.1750 0.2272 0.2895
J Gargantas 13 14 15 16 17 18 19
R 0.71 0.58 0.48 0.40 0.34 0.28 0.23
AS 0.0515 0.0908 0.1349 0.1871 0.2493 0.3256 0.4167
39 3.2.3 DESEMPEÑO DE LA BOMBA JET
El cambio de tamaño en las boquillas y gargantas es un factor que a mayor
magnitud representa lógicamente mayor capacidad de flujo. Una de las
variables más importantes es la relación que existe entre la boquilla y la
garganta debido a que determina la compensación de flujo entre presión y
caudal. Las configuraciones que pueden ser dispuestas son de gran variedad al
tener una cantidad considerable entre boquillas y gargantas que pueden ser
instaladas en la bomba. El espacio que se genera a través del intercambio de
estas partes es fundamental para la profundidad y los requerimientos de flujo.
En el caso de que se use una boquilla cuya área representa gran parte del área
de la garganta, por ejemplo una boquilla que en relación a la garganta, su área
sea el 70% de dicha garganta, presentara un área de flujo que permitirá el paso
de producciones bajas y debido al fluido de inyección en una área tan reducida
la presión aumentara, este tipo de arreglos se usa en pozos que se encuentran
a una considerable profundidad. Esto es a que a pesar que no se tiene altas
producciones, la energía que ingresa a través del fluido de inyección es la
suficiente para llegar hasta la superficie.
Por otro lado puede existir el arreglo entre boquilla y garganta que es contrario
al anterior, es decir que la boquilla que va ser instalada tiene un área que
representa un bajo porcentaje del área de la garanta como por ejemplo un 25%,
en este caso el área para el flujo es mayor proporcionando altas ratas de
producción. Sin embargo la energía aportada por el fluido de inyección se ve
dispersada al haber más espacio y fluido que bombear lo que se traduce en la
selección de estos arreglos para pozos que no son de gran profundidad. Existe
un gran número de combinaciones posibles pero al buscar la mayor eficiencia
se debe tener en cuenta algunos aspectos como: en caso de que se requiera
