Estudio para incrementar la producción en los pozos con sistema de bombeo hidráulico tipo jet en el campo Auca

(1)

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

“ESTUDIO PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN EN LOS

POZOS CON SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

EN EL CAMPO AUCA”

TESIS DE GRADO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA EN PETRÓLEOS

MERCY GRICELDA PROAÑO RODRÍGUEZ

DIRECTOR: ING. VINICIO MELO

(2)

(3)

DECLARACIÓN

Yo, MERCY GRICELDA PROAÑO RODRIGUEZ, 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.

---

Mercy Gricelda Proaño Prodríguez

(4)

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por nombre “Estudio para

incrementar la producción en los pozos con sistema de bombeo Hidráulico Tipo Jet en el Campo Auca” que, para aspirar al título de Ingeniera en

Petróleos fue desarrollado por Mercy Proaño, bajo mi dirección y supervisión

en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería cumple con las condiciones

requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

_________________

ING. VINICIO MELO

DIRECTOR DE TRABAJO

(5)

(6)

DEDICATORIA

A Mateo, Camila y Monserrath, que son los más preciosos regalos que Dios

me ha dado. A mi hermana Ercilita que ha sido una luz en mi vida y mi más

grande amiga. A mi Lolita Sarasti por todo lo que me ha enseñado, por su

amor y entrega para con los mios. Y a mi gran amor Cristiancito gracias por

ser como eres.

(7)

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a Mi Dios por el amor que me tiene, por hacer posible la

culminación de mi carrera, de manera especial agradezco a mi esposo por

su incondicional apoyo, agradezco a todas las personas que hicieron posible

el llevar a cabo este proyecto de tesis.

(8)

i

ÍNDICE DE CONTENIDO

PÁGINA CÁPITULO I

1. INTRODUCCIÓN 1

1.1. OBJETIVO GENERAL 3

1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3

CAPÍTULO II 2. MARCO TEÓRICO 4

2.1. DESCRIPCIÓN DEL ÁREA AUCA 4

2.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA 4

2.1.2. HISTORIA DEL CAMPO AUCA 6

2.1.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA 6

2.1.4. CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL RESERVORIO EN EL CAMPO AUCA 7

2.1.4.1. Formación Hollín 7

2.1.4.2. Formación Napo 8

2.1.4.3. Arenisca “T” 10

2.1.4.4. Arenisca “U” 11

2.1.4.5. Formación Basal Tena 11

2.2. ESTRUCTURAS 11

2.2.1. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA 11

2.2.2. ARENISCAS PRODUCTORAS DEL CAMPO AUCA 13

2.2.2.1. Espesores y Áreas 13

2.2.2.2. Análisis de las propiedades de las arenas del Campo Auca 13

2.2.3. CARACTERÍSTICAS DEL LOS FLUIDOS DEL CAMPO AUCA 14

2.2.3.1. Análisis PVT 14

(9)

ii

2.2.5. PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) 15

2.2.6. SALINIDADES 16

2.2.7. TIPO DE CRUDO 16

2.2.8. ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DE ÁREA AUCA 17

2.3. DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 18

2.3.1. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 19

2.3.1.1. Componentes del Equipo de Subsuelo 20

2.3.1.2. Componentes del Equipo de Superficie 25

2.3.2. BOMBEO MECÁNICO 27

2.3.2.1. El equipo de subsuelo 28

2.3.2.2. Equipos de superficie 29

2.3.3. BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA 30

2.3.3.1. Equipos de superficie 30

2.3.3.2. Equipos de Subsuelo 30

2.3.4. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT 33

2.3.4.1. Bombeo neumático continuo 35

2.3.4.2. Bombeo neumático intermitente 35

2.3.5. BOMBEO HIDRÁULICO 35

2.3.5.1. Bomba Pistón 36

2.3.5.2. Bomba Jet 36

CAPÍTULO III 3. METODOLOGÍA PARA LA OPTIMIZACIÓN DEL FLUIDO MOTRÍZ Y ELECCIÓN DE LA GEOMETRÍA ADECUADA EN UNA BOMBA JET 47

3.1. LA DETERMINACIÓN DE LA GEOMETRÍA CORRECTA DE UNA BOMBA JET, SEGÚN SMART 47

3.2. ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL CAMPO AUCA PARA POSIBLES CAMBIOS DE GEOMETRÍA 53

(10)

iii 3.2.1.1. Historial de Completación y

Reacondicionamientos del pozo AUCA-03 54

3.2.1.2. Análisis y cálculo del método Smart

para el pozo AUCA-03 58

3.2.2. POZO AUCA-14 65

3.2.2.1. Historial de Completación y

3.2.2.2. Análisis y cálculo del método Smart para

el pozo AUCA-14 69

3.2.3. POZO AUCA-15 77

3.2.3.2. Análisis y cálculo del método Smart para el

pozo AUCA-15 82

3.2.4. POZO AUCA-16 89

Reacondicionamientos el pozo AUCA-16 89

pozo AUCA-16 93

3.2.5. POZO AUCA-18 100

3.2.5.1. Historial Completación y

Reacondicionamientos el pozo AUCA-18 100

pozo AUCA-18 107

3.2.6. POZO AUCA-22 114

3.2.6.2. Análisis y cálculo del método Smart para

el pozo AUCA-22 118

3.2.7. POZO AUCA-28 125

(11)

iv 3.2.7.2. Análisis y cálculo del método Smart para

el pozo AUCA-28 129

3.2.8. POZO AUCA-30 136

3.2.8.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos del pozo AUCA-30 136

3.2.8.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-30 139

3.2.9. POZO AUCA-36 146

3.2.10. POZO AUCA-50 158

CAPÍTULO IV 4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 169

4.1. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-03 170

(12)

v

5.1. CONCLUSIONES 179

5.2. RECOMENDACIONES 181

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 183

NOMENCLATURA 185

(13)

vi

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA Tabla 2.1. Coordenadas Geográficas del Campo Auca 5 Tabla 2.2. Espesores y Arenas de las Formaciones del Campo Auca 13 Tabla 2.3. Porosidad y Permeabilidad de las Formaciones

del Campo Auca 13

Tabla 2.4. Análisis PVT de los fluidos de las arenas del

Campo Auca 14

Tabla 2.5. Presión inicial y actual de las arenas productoras

Campo Auca 15

Tabla 2.6. Presión de Burbuja de los Yacimientos del Campo Auca 15 Tabla 2.7. Salinidades del agua de formación del Campo Auca 16 Tabla 2.8. Tipos de Crudo del Campo Auca 16 Tabla 2.9. Estado actual de los pozos del Área Auca 17 Tabla 2.10. Producción por tipo de método 18 Tabla 2.11. Nomenclatura de una Bomba Jet 44 Tabla 3.1. Relaciones de áreas óptimas 51 Tabla 3.2. Datos para calcular con el método Smart en el

pozo Auca-03 58

Tabla 3.3. Resultados de la simulación con el método de Smart

pozo Auca-03 63

Tabla 3.4. Datos para calcular con el método Smart en el

Pozo Auca-14 69

Tabla 3.5. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-14 74

Tabla 3.6. Datos para Calcular con el método Smart en el

pozo Auca-15 82

Tabla 3.7. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-15 87

Tabla 3.8. Datos para calcular con el método Smart en el

(14)

vii Tabla 3.9. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-16 98

Tabla 3.10. Datos para calcular con el método Smart

en el pozo Auca-18 107

pozo Auca-18 112

pozo Auca-22 118

pozo Auca-22 123

pozo Auca-28 129

pozo Auca-28 134

pozo Auca-30 139

pozo Auca-30 144

Tabla 3.18. Datos para calcular con el método Smart en el

pozo Auca-36 151

pozo Auca-36 156

pozo Auca-50 161

Tabla 3.21. Resultados de la simulación con el método Smart

pozo Auca-50 166

Tabla 4.1. Análisis Situación Actual vs Situación

Propuesta AUCA-03 170

Tabla 4.2. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta

AUCA-14 171

Tabla 4.3. Selección de geometría por fabricante, en el

(15)

viii Tabla 4.4. Análisis Situación Actual vs Situación

Tabla 4.5. Selección de geometría por fabricante,

en el pozo AUCA-15 172

AUCA-16 173

Tabla 4.7. Análisis Situación Actual vs Situación

AUCA-22 174

AUCA-28 175

AUCA-30 176

Tabla 4.11. Selección de geometría por fabricante, en el pozo

AUCA-30 176

AUCA-36 177

AUCA-50 178

(16)

ix

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 2.1. Ubicación geográfica del Campo Auca 4

Figura 2.2. Mapa vial del Campo Auca 5

Figura 2.3. Columna Estratigráfica de la cuenca Oriente 12

Figura 2.4. Métodos de Levantamiento Artificial 19

Figura 2.5. Fuerza resultante del movimiento de flujo en un impulsor 20

Figura 2.6. Tipos de Etapas 21

Figura 2.7. Tipos de impulsores 21

Figura 2.8. Separador de gas 22

Figura 2.9. Componentes del motor 23

Figura 2.10. Equipo de bombeo Electrosumergible 25

Figura 2.11. Componentes de Bombeo Mecánico 27

Figura 2.12. Configuración de una Bomba de Cavidad Progresiva 31

Figura 2.13. Partes funcionales de una bomba de cavidad progresiva 32

Figura 2.14. Esquema del Sistema de Levantamiento por Gas Lift 34

Figura 2.15. Completación típica de un pozo para bombeo Hidráulico Jet. 37

Figura 2.16. Partes de una Bomba Jet 39

Figura 2.17. Instalación típica de una Estación de Producción 39

Figura 2.18. Bombas Quintuplex Estación Auca Sur 40

Figura 2.19. Cabezal de pozo 41

Figura 2.20. Válvula Reguladora de Flujo (VRF). 42

Figura 2.21. Válvulas block. 42

Figura 2.22. La Turbina 43

Figura 2.23. Analizador de Flujo 43

Figura 3.1. Curva de comportamiento de diseño Guiberson 51

Figura 3.2. Diagrama del pozo Auca-03 57

(17)

x

Figura 3.10. Diagrama del pozo Auca-36 150

(18)

xi

ÍNDICE DE ECUACIONES

PÁGINA Ecuación 3.1. Gradiente de presión del petróleo producido

a partir de su gravedad API. 48

Ecuación 3.2. Gradiente de presión del fluido producido, basado en los gradientes de petróleo y agua 48

Ecuación 3.3. Factor de volumen de formación para el petróleo y el agua. 48

Ecuación 3.4. Tasa del fluido motriz, con base en la producción deseada y la relación de flujo adimensional, M 48

Ecuación 3.5. Pérdida de presión por fricción del fluido motriz 48

Ecuación 3.6. Presión del fluido motriz en la tobera PN 49

Ecuación 3.7. Obtener la tasa del fluido de retorno QD 49

Ecuación 3.8. Gradiente del fluido de retorno GD 49

Ecuación 3.9.a. Fracción de agua del fluido de retorno FWD fluido motriz es petróleo 50

Ecuación 3.9.b. Fracción de agua del fluido de retorno FWD fluido motriz es agua 50

Ecuación 3.10. Relación gas – líquido del fluido de retorno GLR. 50

Ecuación 3.11. Viscosidad del fluido de retorno 50

Ecuación 3.12. Presión de descarga de la bomba PD 50

Ecuación 3.13. valor de la relación de presiones H 50

Ecuación 3.14. Ecuación para calcular M, usando el valor de R obtenido 52

Ecuación 3.15. 52

Ecuación 3.16. 52

Ecuación 3.17. 52

(19)

xii Ecuación 3.19. Relación de flujo adimensional en el límite

de cavitación, ML 53

Ecuación 3.20. Área de la tobera requerida, para manejar

(20)

xiii

RESUMEN

El campo Auca, operado por EP PETROECUADOR, es una de las

reservas petrolíferas más importantes con la que cuenta el Oriente

ecuatoriano. Este campo cuenta con diferentes sistemas de levantamiento

artificial utilizados para la extracción del crudo, uno de los más importantes

es el bombeo hidráulico.

El objetivo de este trabajo fue estudiar el sistema de bombeo hidráulico tipo

jet en el campo Auca, para incrementar su producción. El cumplimiento de

dicho objetivo estará sujeto a su vez a describir la condición actual del

campo Auca, explicar los fundamentos teóricos del sistema de levantamiento

artificial por bombeo hidráulico y diagnosticar la situación actual del sistema

de bombeo hidráulico en el campo Auca.

Asimismo, se analizó la condición existente de los diferentes pozos con

bombeo hidráulico tipo jet del campo Auca y se realizó un estudio técnico del

proyecto. Se espera que los resultados obtenidos en este estudio permitan la

toma de decisiones adecuadas por parte de la empresa EP

PETROECUADOR, con la finalidad de a incrementar la producción y

optimizar el fluido motriz del campo Auca.

Este trabajo de tesis se estructura de manera que abarca un amplio análisis

técnico.

El capítulo 1 describe un breve análisis de la importancia del petróleo en la

economía del Ecuador y la importancia que el actual gobierno le ha dado

para que continúe siendo el primer ingreso económico para nuestro país.

El capítulo 2 cubre la ubicación geográfica del Campo Auca y su descripción

en general y comprende un marco teórico de los diferentes tipos de

(21)

xiv Hidráulico, como un método de levantamiento artificial. Los sistemas de

Bombeo Hidráulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido

presurizado que es inyectado a través de la tubería.

En el capítulo 3 se realizó el análisis de la situación actual de algunos de los

pozos del campo Auca y se aplicó el método de Eddie E. Smart.

En el capítulo 4 se analizaron los resultados de los diferentes pozos

seleccionados para este proyecto de Tesis en el Campo Auca.

Finalmente, en el capítulo 5 se dan las conclusiones, así como se hacen

(22)

xv

ABSTRACT

The Auca field, operated by EP PETROECUADOR, is one of the most

important oil reserves in the Ecuadorian orient. This field is made up of

different artificial lift systems utilize for the extraction of crude oil. One of the

most important systems is the hydraulic pumping system.

The objective of this essay will be to study the hydraulic pumping system jet

type in the Auca field to increment production. The fulfillment of such

objective will be subject to the actual current description of Auca field,

explaining the theoretical foundations of the lift system for the hydraulic

pumping system and to diagnose the actual situation of the hydraulic

pumping system in Auca field.

Likewise, we will analyze the existing condition of the different wells with

hydraulic pumping jet type in Auca field. And realize a technical study of the

project. We hope the results obtain will allow good decision making from the

part of EP PETROECUADOR, with a view to increment production and

optimize the fluid drive of Auca field.

This thesis essay will be structure in such a way that it will cover a wide field

of technical analysis.

Chapter 1 will relate a brief analysis of the importance petroleum oil plays in Ecuador’s economy and the importance the current government has given to

continue to make petroleum the main source of income for our country.

Chapter 2 covers the geographic location of Auca field and a general

description and will include theoretical framework of the different artificial lifts,

mainly the essentials of hydraulic pumping as a method of artificial lifts. This

is based on that the hydraulic pumping system transmits its power though the

(23)

xvi In chapter 3 we will proceed to analyze the actual situation of the wells in

Auca field and will apply the calculation of the method used by Eddie E.

Smart.

Chapter 4 will consist of observing the results of the analysis realized in the

different chosen wells for this thesis project of Auca field.

Finally in chapter 5 the conclusions will be given as well as the

(24)

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Hoy en día, el mundo enfrenta problemas globales, los cuales infunden

mucha preocupación acerca de su desarrollo e influencia sobre la vida. Uno

de estos problemas es el energético, debido a que el consumo de energía

para desarrollar a plenitud un conjunto de necesidades humanas se ha ido

incrementando desde el propio surgimiento del hombre, mientras se agotan

los recursos disponibles. La contribución de las energías fósiles en la matriz

energética mundial sigue considerable: petróleo (35%), carbón (25%), gas

natural (21%), mientras los otros tipos de energía tienen todavía una

participación minoritaria: biomasa (10%), nuclear (6%), hidráulica (2%), entre

otras (Chevalier, 2009: 11). Es menester aclarar que la dependencia hacia el

petróleo no constituye una fatalidad sino más bien una realidad en la cual se

puede incidir realizando auditorías energéticas e implantando sistemas de

gestión que garanticen la aplicación y el respeto de las medidas de eficiencia

energética correspondientes.

Con el gobierno del presidente Rafael Correa Delgado, posesionado el 15 de

enero de 2007, se instauran nuevos modelos de gestión desarrollados en

base a planificaciones estratégicas que sustentan el accionar en cada sector

energético del país. La nueva política económica, llevada a cabo por el

Ejecutivo, sustenta su aplicación en el manejo responsable de los recursos

naturales renovables y no renovables. La nueva dinámica económica busca

pues modificar la visión energética del país, considerar al petróleo como

patrimonio y recurso de suma importancia para la economía ecuatoriana.

El petróleo es pues, sin dudas, un recurso energético imprescindible y éste

es de gran importancia también para la economía del país. Representa el

mayor bien económico de que dispone actualmente el país y seguirá siendo

(25)

2 certifican las reservas petroleras del campo Ishpingo-Tambococha-Tiputini

(ITT), los proyectos Oglan, Pungarayacu, Pañacocha y al menos trece

prospectos en el sur Oriente, además de potenciales cuencas en el Litoral:

en tierra y en el mar. La riqueza petrolera será mucho más beneficiosa para

los ecuatorianos si se asume pues una política de compromiso para

transparentar todos los negocios y actuar con oportunidad en el tiempo.

Existen actualmente en Ecuador pocos pozos terminados que poseen aun la

suficiente energía en el yacimiento, para que el flujo llegue hasta la estación

de producción a una tasa que sea rentable. Esto evidencia la necesidad de

recurrir a los sistemas de levantamiento artificial. Como se sabe, los

sistemas de levantamiento artificial en pozos petroleros en los cuales ya no

fluye el petróleo en forma natural juegan pues un papel fundamental en la

extracción del petróleo. Con el transcurso del tiempo, el petróleo que se va

pues agotando en los pozos debido a su explotación trae consigo una mayor

cantidad indeseada de agua y gas. De allí, surge la necesidad de realizar un

buen diseño de los equipos de levantamiento artificial, teniendo en cuenta

tanto los dispositivos capaces de mitigar sus efectos, como las

características específicas de los pozos a explotar. Por muchos años, las

empresas de la industria del petróleo han tratado de incrementar

económicamente las reservas de los campos descubiertos. En varios

campos, los pozos atraviesan diferentes zonas, las cuales son

económicamente productivas, pero en muchos casos existe la limitación de

producirlas desde un mismo pozo de forma independientemente haciendo

uso de mecanismos de levantamiento artificial acordes con las

características de los yacimientos.

Entre una de las áreas que opera actualmente EP PETROECUADOR está el

campo Auca. En este proyecto de tesis, se tiene como objeto de estudio los

pozos Auca-03, Auca-14; Auca-15; Auca-16; Auca-18; Auca-22; Auca-28;

Auca-30; Auca-36 y Auca-50, los cuales pertenecen al área Auca y en

(26)

3 Es útil revisar las bombas hidráulicas tipo jet instaladas en los pozos del

campo Auca y verificar su operación adecuada debido a la existencia de

parámetros operacionales muchas veces no adecuados en los pozos de

levantamiento artificial por bombeo hidráulico.

El proceso de generación y transmisión de energía varía según el sistema

que se utilice.

Un método directo y eficaz de cálculo que se utilizará en este trabajo para la

realización del diseño es el propuesto por Eddie E. Smart, mediante el cual

se tiene la posibilidad de calcular directamente la geometría óptima de una

bomba tipo Jet.

1.1. OBJETIVO GENERAL

Estudiar el sistema de bombeo hidráulico tipo jet en el campo Auca, para

incrementar la producción.

1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Describir la condición actual del Campo Auca.

Explicar los fundamentos teóricos del sistema de levantamiento artificial

por bombeo hidráulico.

Diagnosticar la situación actual del sistema de bombeo hidráulico en el

campo Auca.

Analizar la condición existente de los diferentes pozos con bombeo

hidráulico tipo jet del Campo Auca.

(27)

4

CAMPO AUCA

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

2.1. DESCRIPCIÓN DEL ÁREA AUCA

2.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El campo Auca está ubicado en la cuenca oriente, a unos 260 km en línea

recta al este de Quito, en la provincia de Orellana; parroquia Dayuma a 35

km de la ciudad de Francisco de Orellana (El Coca); capital de la provincia

de Pto. Francisco de Orellana, como se muestra en la Figura 2.1.

Figura 2.1. Ubicación geográfica del Campo Auca

(28)

5 El Campo Auca está localizado en la zona 43 del hemisferio sur, sus

coordenadas geográficas con las respectivas equivalencias en coordenadas

UTM como se puede apreciar en la tabla 2.1.

Tabla 2.1. Coordenadas Geográficas del Campo Auca

COORDENADAS LATITUD LONGITUD

GEOGRÁFICAS Entre 0° 34’ S y 0° 48’ S Entre 76° 50’ O y 76° 54’ O

UTM Y mín. = 9’ 911.645 X mín. = 288.964

Y máx. = 99’366.256 X máx. = 29.500

La vía de acceso al Campo Auca es por la ciudad del Coca y tiene su

distribución de vías a los diferentes pozos como se indica en la figura 2.2.

Figura 2.2. Mapa vial del Campo Auca

Fuente: EP PETROECUADOR, (2008) Mapas Distrito Amazónico

(29)

6 Norte: Campos Sacha, Culebra, Yulebra y Yuca

Sur: Campo Cononaco

Este: Campos Anaconda, Pindo y Conga Oeste: Campo Puma

2.1.2. HISTORIA DEL CAMPO AUCA

La compañía Texaco descubrió el Campo Auca, cuando perforó del pozo

Auca 01, misma que se inició en el mes de febrero del año 1970, y alcanzó

una profundidad de 10578 ft, dando una producción de 3072 BPPD, de los reservorios Hollín, (31º API) y “T” ( 27º API).

El desarrollo del campo se inicia en 1973 y fue puesto en producción en

1975, con 24 pozos.

En el campo Auca, existe una falla principal que tiene un rango promedio de

salto entre 10 y 30 pies, con un máximo de 30 pies en la parte central del

campo a nivel de Napo “T”. Existen fallas secundarias que tienen un salto

menor con valores en el rango de 5 a 20 pies.

Los yacimientos tienen energías provenientes de acuíferos, gas en solución

y compresibilidad de la roca y fluido.

Por la producción de fluidos (agua-petróleo), las condiciones de los

yacimientos han sufrido cambios como: disminución de presión, declinación

de producción de petróleo, intrusión de agua y el ascenso del contacto agua

petróleo.

2.1.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA

Las estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1, se encuentran dentro

(30)

7 tomado los pozos para el estudio de este proyecto de tesis.

El Campo Auca es una estructura anticlinal con fallas irregulares y alargadas

de dirección del norte al sur.

Las arenas “U” y “T” tienen considerables cantidades de hidrocarburos pero

sus acuíferos son parcialmente activos, actuando arealmente por zonas a lo

largo del campo, lo que ha causado que por el tiempo de producción la

presión decline en algunos sectores del campo.

El nivel de la arenisca “U” en el campo Auca es un anticlinal asimétrico de 30

km de longitud de bajo relieve con orientación norte-sur, el costado oeste se

encuentra limitado, al centro y al sur, por fallas normales de alto ángulo de

dirección norte-sur que poseen un desplazamiento lateral de 1000 m.

2.1.4. CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL RESERVORIO EN EL CAMPO AUCA

Las formaciones cretácicas Tena, Napo y Hollín aparecen en Auca con

presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Basal Tena,

Napo U, Napo T y Hollín. La principal característica de estas arenas es su

compactación.

2.1.4.1. Formación Hollín

La Formación Hollín es el reservorio que más se produce en el

Campo Auca, por su espesor de arena saturada y porque exhibe

un fuerte empuje de agua en el fondo, la formación Hollín consta

de dos miembros diferenciados litológicamente Hollín Principal o

Inferior y Hollín Superior. La diferencia principal consiste en que el

miembro Hollín Superior contiene glauconita, mientras que el

(31)

8 de origen continental y Hollín Superior de origen marino y somero,

con sedimentos de depositación de zona de playa. Esta formación

se divide en los siguientes miembros litológicos:

Hollín Inferior.- Esta arena es de edad Aptiano inferior; es un reservorio relativamente homogéneo de arenisca cuarzosa de

grano fino a medio. Además, es una arenisca conglomerática

que corresponde al relleno sedimentario de un conjunto de

valles incisos con algunas capas aisladas de lutita. El área

Auca corresponde a reservorio con acumulación de

hidrocarburos y posee un espesor neto de aproximadamente

40 pies.

Hollín Superior.- Esta formación corresponde a la edad Aptiano superior-Albiano inferior y consiste de una serie de

areniscas cuarzosas, glauconiticas correspondientes a

depósitos de llanura de inundación aluvial, planicie costera y

plataforma marina poco profunda. Contiene además

abundantes capas de lutita y el espesor neto de la arena varía

entre 10 a 40 pies.Esta formación descansa discordantemente

sobre la Formación Chapiza (pre cretácico); hacia el tope tiene

contacto concordante con la Formación Napo.

2.1.4.2. Formación Napo

Corresponde a la edad: Albiano inferior - Campaniano medio. Se compone de dos areniscas, la formación Napo “U” y la formación Napo “T”, las que están separadas por intervalos gruesos de

calizas marinas y lutitas. La calidad de estos reservorios es

variable, evidenciando marcados cambios en el tamaño del poro

(32)

9 existencia de una zona de transición entre el petróleo y el agua en

la formación.

A la Formación Napo, se la ha dividido en diferentes miembros

descritos litológicamente:

Napo Basal

Miembro Lutitas "T".- (Albiano medio-Albiano tardío), constituido de lutitas negras no calcáreas ricas en material

orgánico que evoluciona al tope a calizas, intercalado con

niveles de areniscas glauconiticas.

Napo Inferior

Miembro Caliza "B".- (Cenomaniano temprano), secuencia de calizas fosilíferas y margosas.

Miembro Lutita "U".- (Cenomaniano temprano), constituido por lutitas laminadas negras, ligeramente calcáreas o no

calcáreas, calizas margosas que localmente pueden ser muy

potentes.

Miembro Arenisca "U".- (Cenomaniano temprano), corresponde a una secuencia estrato y grano decreciente

que descansa sobre las Lutitas "U". Lo constituye una

sucesión de areniscas cuarzosas, areniscas glauconiticas de

grano fino, lutitas y calizas margosas.

Napo Medio

(33)

10 parte inferior se caracteriza por una potente sección de calizas

mi críticas masivas y la sección superior por calizas fosilíferas

(amonites y bivalvos).

Miembro Arenisca "M2".- (Turoniano tardío), sucesión de areniscas finas separadas por intercalaciones de lutitas

calcáreas que pasan a margas arenosas y glauconiticas.

Napo Superior

Miembro Caliza "M1".- (Coniaciano temprano), comprende una sucesión de calizas, lutitas y margas en un ambiente de

plataforma anóxica carbonatada.

Miembro Lutita "M1".- (Santoniano tardío), lutitas negras y gris obscuras ricas en materia orgánica con esporádicos

lentes calcáreos, depositado en un ambiente de plataforma

marina somera.

Miembro Arenisca "M1".- (Campaniano medio), areniscas gruesas ocasionalmente hacia la parte superior glauconiticas

con intercalaciones de lutitas.

2.1.4.3. Arenisca “T”

Corresponde a (Albiano tardío); lo constituye areniscas cuarzosa

de grano fino a medio, con intercalaciones de lutitas y calizas

arcillosas formando una secuencia grano decreciente.

(34)

11 superior es de 45 pies aproximadamente y es muy

interestratificada.

“T” Inferior.- Es una arenisca cuarzosa glauconitica de grano fino a medio, subangular a subredondeado, con un espesor

promedio de 67 pies.

2.1.4.4. Arenisca “U”

Se presenta como una arenisca continua en su parte inferior a lo

largo del campo, pero en la parte Superior es bastante

discontinua.

“U” Superior.- Formada por una arenisca cuarzosa de grano fino, subredondeado. El espesor promedio de la zona arenisca

U superior es de 27 pies.

“U” Inferior.- Es una arenisca cuarzosa, de grano fino a medio.

2.1.4.5. Formación Basal Tena

La formación Basal Tena no es continua, el espesor total

promedio es de 40 pies aproximadamente, formada por un cuerpo

arenoso delgado que descansa en discordancia sobre las lutitas

de la formación Napo Superior.

2.2. ESTRUCTURAS

2.2.1. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

(35)

12 analiza partiendo de la columna estratigráfica de la cuenca oriente como

se puede apreciar en la figura 2.3.

Figura 2.3. Columna Estratigráfica de la cuenca Oriente.

(36)

13 2.2.2. ARENISCAS PRODUCTORAS DEL CAMPO AUCA

El estudio de las arenas productoras del Campo Auca, a las que pertenecen

los pozos seleccionados para el análisis, esta información fue tomada de las

simulaciones matemáticas del área en estudio.

2.2.2.1. Espesores y Áreas

Los valores de los espesores de las formaciones del Campo Auca

así como sus respectivas áreas se resumen en la tabla 2.2.

Tabla 2.2. Espesores y Arenas de las Formaciones del Campo Auca

ARENA ESPESOR (FT) ÁREA (ACRE)

Basal Tena 40 16460.09

Napo “U” 200 21471.49

Napo “T” 120 13621.87

Hollín 100-450 20844.09

Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012).

2.2.2.2. Análisis de las propiedades de las arenas del Campo Auca Para analizar las propiedades tales como la porosidad que es

medida en porcentaje (%) y la permeabilidad que es medida

milidarcy que a continuación, se podrá observar en la tabla 2.3.

Estas propiedades según análisis, PVT, registros eléctricos y

estudios de los Cores.

Tabla 2.3. Porosidad y Permeabilidad de las Formaciones del Campo Auca

FORMACIÓN POROSIDAD PROMEDIO (%) PERMEABILIDAD PROMEDIO (md) SW ACTUAL (%)

Hollín Superior 14,8 104,5 30

Hollín Inferior 15,4 185,8 35

Basal Tena 20,5 3250 -

Napo "U" Superior 12,4 16,7

40

Napo "U" Inferior 14,4 76

Napo "T" Superior 10,9

350 15

Napo "T" Inferior 12,7

(37)

14 2.2.3. CARACTERÍSTICAS DEL LOS FLUIDOS DEL CAMPO AUCA

Enumeremos las principales características de los fluidos: Temperatura del

Yacimiento, presión de burbuja (Pb), grado API, factor volumétrico del

petróleo, relación gas petróleo (GOR), gravedad del gas.

2.2.3.1. Análisis PVT

A continuación, en la tabla 2.4, se muestran los datos promedios

de los análisis PVT, que corresponden a las diferentes arenas

productoras del Campo Auca.

Tabla 2.4. Análisis PVT de los fluidos de las arenas del Campo Auca

PARÁMETROS BASAL TENA NAPO "U" NAPO "T" HOLLÍN SUPERIOR Pi (psia) 3.563 4141 4213 4500

Pb (psia) 645 245 640 195

βoi (bl/BF) 1,1338 1,0647 1,131 1,111

βob (bl/BF) 1,1547 1,09 1,16 1,15

Coi ( 1/psia 10 -6 ) 6,2 5,21 6,75 6,48

Cos (1/psia 10-6) 6,2 8,77 9,03 8,18

μoi (cp) 21,34 13,8 5,05 4,76

μoi (cp) 14,29 8,49 2,6 2,66

GOR ( PCS/BF) 116 55 180 10

μw (cp) 0,3 0,3 0,3 0,267

˚API 21,1 19 29 31,6

Temp. del Reservorio (ºF) 210 229 233 235

(38)

15 2.2.4. PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS

PRODUCTORAS DEL CAMPO AUCA

De los análisis e historia de las presiones del Campo Auca, a continuación

en la tabla 2.5, se muestran los valores promedios para cada arena.

Tabla 2.5. Presión inicial y actual de las arenas productoras Campo Auca

ARENA

PRESIÓN INICIAL (psi)

PRESIÓN ACTUAL (psi)

Basal Tena 3563 1000

Napo "U" 4141 1363

Napo "T" 4213 1180

Hollín Inferior 4523 4300

Hollín Superior 4523 2100

Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)

2.2.5. PRESIÓN DE BURBUJA (Pb)

Luego del análisis de presión se obtiene el punto de burbuja de las arenas

del Campo Auca, y estos valores se aprecian en la tabla 2.6.

Tabla 2.6.Presión de Burbuja de los Yacimientos del Campo Auca

FORMACIÓN Pb (psi)

Basal Tena 645

Napo "U" 245

Napo "T" 640

Hollín Inferior 100

Hollín Superior 195

(39)

16 2.2.6. SALINIDADES

Las salinidades del agua de formación del Campo Auca varían según las

arenas conforme se aprecia en la tabla 2.7.

Tabla 2.7. Salinidades del agua de formación del Campo Auca

ARENAS SALINIDADES (ppm ClNa)

Hollín Inferior 300-1400

Hollín Superior 450-28000

“T” 12100-40500

T Inferior 900-35500

“U” 26700-45000

U Inferior 33000-35500

Basal Tena 10250-20800

Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)

2.2.7. TIPO DE CRUDO

La descripción de los tipos de crudo en el campo Auca se puede apreciar en

la Tabla 2.8.

Tabla 2.8. Tipos de Crudo del Campo Auca

ARENISCAS TIPO DE CRUDO

Hollín Inferior 27-30 GRADOS API

Hollín Superior 27-32 GRADOS API

“T” y “U” 24-29 GRADOS API

(40)

17 2.2.8. ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DE ÁREA AUCA

El Área Auca está conformada por los campos: Auca, Auca Sur, Auca Este,

Conga, Conga Sur, Cononaco, Yuca, Culebra, Culebra, Anaconda,

Armadillo, Rumiaco y Pacuna (revertido a EP PETROECUADOR, antes

operado por Suelopetrol); El estado de los pozos operados por EP

PETROECUADOR en el Área Auca se describe en la tabla 2.9.

Tabla 2.9. Estado actual de los pozos del Área Auca

ESTADO DE LOS POZOS CANTIDAD

PRODUCIENDO PETRÓLEO 147

CERRADOS 41

ESPERA C&PI 1

EN C&PI 2

ABANDONADOS 12

INYECTORES 3

REINYECT. 11

REINYECT CERRADOS 2

INYECTOR CERRADOS 1

TOTAL 220

EP PETROECUADOR opera actualmente los campos: Auca, Auca Sur,

Auca Este, Conga Norte, Conga Sur, Culebra, Yulebra, Anaconda, Yuca,

Cononaco, Rumiyacu, Armadillo y Pucuna. El petróleo insitu (Ni), de esta

área es de 2.542 MM BLS.

Las reservas iniciales probadas del Área Auca son de 693.44 MM BLS, con

(41)

18 remanentes, habiéndose recuperado el 66,1% de las reservas iniciales

probadas. El factor de recobro (FR) del área es de 24,7%. Estos datos de

reservas son actualizados al 30 de noviembre del 2011.

Sin lugar a dudas, la producción de petróleo es uno de los datos más

interesantes que se desea conocer, por lo que a continuación en la tabla

2.10, se describe el número de pozos por método de levantamiento artificial

y a flujo natural respectivamente.

Tabla 2.10. Producción por tipo de método

MÉTODO # POZOS BPPD BAPD BFPD

PPF 3 1.988 2.175 4.163

PPS 101 37.882 31.784 69.666

PPH (JET) 37 10.072 5.899 15.971 PPH (PISTON) 6 1.819 1.232 3.051

TOTAL 147 51.761 41.090 92.851

2.3. DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES SISTEMAS DE

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Los sistemas de levantamiento artificial en pozos petroleros en los cuales ya

no fluyen en forma natural, están conformados por equipos de subsuelo y de

superficie diseñados de acuerdo con las condiciones de cada campo,

dependiendo especialmente de las características de los fluidos presentes

en un yacimiento y de las condiciones específicas de cada pozo y del

yacimiento.

La mayoría de los pozos en la primera etapa de su vida productiva son

capaces de producir a flujo natural. Pero cuando el pozo deja de producir

(42)

19 artificial que permita seguir produciendo eficientemente en el yacimiento. En

la elección de estos métodos, se debe considerar los siguientes factores:

Disponibilidad de fuentes de energía en superficie, características del fluido,

la viscosidad ºAPI, porcentaje de agua y sedimentos, relación gas-liquido,

profundidad de la arena productora, índice de productividad, entre otros.

Existen algunos métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se

encuentran los siguientes: Bombeo Electrosumergible (BES), Bombeo

Mecánico Convencional (BMC), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP),

Levantamiento Artificial por Gas (LAG) y Bombeo Hidráulico (BH).

A continuación en la Figura 2.4, se realiza una comparación técnica de los

métodos de Levantamiento Artificial mencionados anteriormente.

Figura 2.4. Métodos de Levantamiento Artificial

Fuente: Solipet, (2009) Manual del Bombeo Hidráulico.

2.3.1. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El método de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES)

tiene como principio fundamental levantar fluido del reservatorio hasta la

(43)

20 La potencia requerida por dicha bomba es suministrada por un motor

eléctrico que se encuentra ubicado en el fondo del pozo; la corriente

eléctrica, necesaria para el funcionamiento de dicho motor, es suministrada

desde la superficie, y conducida a través del cable de potencia hasta el

motor. Tiene un rango de capacidades que va desde 200 a 9000 BFPD,

trabaja a profundidades entre los 9000 y 15000 pies; el rango de eficiencia

está entre 18-68% y puede ser usado en pozos tanto verticales como

desviados o inclinados.

El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial

aplicado para desplazar volúmenes de crudo en yacimientos potencialmente

rentables y en pozos profundos.

2.3.1.1. Componentes del Equipo de Subsuelo

Bomba.- Una bomba centrífuga es una máquina con múltiples etapas, y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un

difusor estacionario. Mueve fluidos rotándolos con un impulsor

rotativo dentro de un difusor que tiene una entrada central y

una salida tangencial. La trayectoria del fluido es una espiral

que se incrementa desde la entrada en el centro a la salida

tangente al difusor. El impulsor transmite energía cinética al

fluido como se puede apreciar en la figura 2.5.

Figura 2.5. Fuerza resultante del movimiento del flujo en un impulsor

(44)

21 El tamaño de la etapa que se use determina el volumen de fluido

que va a producirse y de este número depende la potencia

requerida. Las etapas a su vez pueden clasificarse en dos tipos.

En la figura 2.6, se aprecian los tipos de etapas de una bomba

electrosumergible.

Figura 2.6. Tipos de Etapas

Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones

Los impulsores flotantes o balanceados aquellos que se

desplazan en forma axial al eje dentro del difusor. El empuje

individual de cada uno de los impulsores es absorbido por los

difusores mediante las arandelas, los mismos que impiden el

contacto metal con metal. La forma de estos difusores se puede

apreciar en la figura 2.7.

Figura 2.7. Tipos de impulsores

(45)

22 Intake.- La función del intake es de permitir la entrada del fluido del pozo hacia la bomba. Cuando hay presencia de gas en las

primeras etapas de la bomba, éste ocupa una parte del área de

flujo y disminuye la eficiencia volumétrica del sistema,

disminuyendo la producción. Si el impulsor se llena completamente de gas, se produce un “bloqueo por gas” y la

bomba deja de desplazar fluido y por lo tanto de producir.

Sello o Protector.- Tiene como función principal, evitar el ingreso de fluidos del pozo al motor (el protector está en

contacto con el fluido del pozo en la cabeza, a través del

intake, transfiere el torque generado por el motor hacia el eje

de la bomba, soportar el empuje producido por el movimiento

(de arriba hacia abajo), entre otras funciones.

Separador de Gas.- Son secciones de entrada, pero algunos componentes adicionales en el diseño evitan el paso de gas

libre hacia la bomba.

Existen diferentes tipos de separadores de gas, los cuales se

detallan a continuación: intake o estándar, estático (flujo

inverso) y dinámico, como lo indica la figura 2.8.

Figura 2.8. Separador de gas

(46)

23 Estático.- Separa por medio de la inversión de la dirección de flujo.

Dinámico.- Mezcla la mayor cantidad posible de gas en el líquido, y el resto lo separa y lo expulsa al anular.

Motor Eléctrico.- El motor trifásico de inducción de dos polos, trabaja en baño de aceite, este aceite es de tipo mineral

altamente refinado el cual posee una alta rigidez dieléctrica

(30kV) y provee una buena lubricación en los cojinetes de

motor y conjunto de empuje. Tiene una alta conductividad

térmica por lo que facilita la refrigeración del motor. Los

componentes del motor se los puede apreciar en la figura 2.9.

.

Figura 2.9. Componentes del motor

El motor está compuesto de: Housing (carcasa), estator, bobina

del estator, y rotor:

Estator.- Compuesto de láminas ranuradas de acero o bronce compactadas a presión, bobinadas con tres

alambres (uno por cada fase).

(47)

24 barras de cobre en cada ranura. Debido a la forma de una jaula se la conoce con el nombre de “Jaula de Ardilla”. Del

número de rotores presentes en el motor, depende la potencia entregada por el mismo. El devanado es de “dos

polos" debido a que se crean dos polos magnéticos (Norte y

Sur).

 Balineras entre rotores.- Brinda la capacidad de empuje radial y axial al motor. Tiene agujeros de flujo para facilitar

la lubricación del motor.

 Balinera de empuje.- Ubicado en la parte superior del motor, su función es soportar el empuje generado por

todos los rotores.

 Eje.- Permite la circulación de aceite dieléctrico a través de él y de los rotor bearing (rodamientos), para asegurar

la lubricación de sus partes móviles.

 Pothead.- Permite conectar el motor de fondo, mediante el cable de potencia, a la potencia suministrada en

superficie.

Sensor de fondo.- Se encuentra conectado al motor a través de un adaptador, recibe potencia eléctrica a través del motor,

así como también recibe y transmite señal digital a superficie.

Los circuitos y el software en el sensor digitalizan la señal de

los transductores y la envían a superficie. Tiene la capacidad

de registrar datos de: temperatura del motor, presión de

descarga, PIP, temperatura de intake, vibraciones.

(48)

25 Así como también la selección del tamaño del cable (AWG) y

una configuración apropiada tomando en cuenta el voltaje

requerido en superficie, la temperatura del conductor a las

condiciones de operación, tipo de fluido, tratamientos químicos,

gas, nivel de fluido, y temperatura de superficie.

2.3.1.2. Componentes del Equipo de Superficie

Los equipos de superficie están conformados por el cabezal de

descarga, el variador de frecuencia o el controlador de arranque

directo, la caja de unión o venteo, transformador y carta

amperimétrica. Los componentes en superficie y subsuelo de un

equipo electrosumergible lo podemos apreciar en la figura 2.10.

Figura 2.10. Equipo de bombeo Electrosumergible.

Árbol de navidad o cabezal de descarga.- El cabezal del pozo debe ser equipado con un cabezal en el tubing tipo

hidratante o empaque cerrado. Los cabezales de superficie

(49)

26 cabezales tipo Hércules, mismos que son utilizados en pozos

con baja presión en el espacio anular, y en instalaciones no

muy profundas. Estos poseen un colgador de tubería tipo cuña,

y un pasaje para el cable.

Variador de frecuencia.- Es un dispositivo electrónico que permite cambiar la frecuencia, de operación del sistema de

bombeo, provocando que se afecte el comportamiento de la

bomba. Considerando que las altas frecuencia permite levantar

mayor caudal produciendo un incremento en la producción. Las

altas frecuencias, significa que el motor gira a mayor revolución

por minuto, lo que se traduce en un mayor suministro de

energía al fluido del pozo.

Caja de Venteo.- Conecta el cable de potencia desde el VSD hacia el fondo del pozo. Permite el venteo a la atmosfera del

gas que pudiera migrar hasta la superficie, a través del cable

de potencia, evitando condiciones potenciales de explosión. Es

un dispositivo requerido en todas las aplicaciones del sistema

de bombeo electrosumergible.

Transformador Elevador.- Son dispositivos eléctricos trifásicos, diseñados para incrementar el bajo voltaje relativo

del VSD al valor requerido a nivel de los terminales del motor. Son del tipo “Multitaps”, ya que poseen arreglos eléctricos que

pueden ser variados dependiendo del voltaje requerido por el motor. Diseñados bajo estándares llamado “OISC”, que

significa auto enfriados por inmersión de aceite.

Carta Amperimétrica.- Muestra los cambios importantes en las condiciones de operación de los equipos y también las

alteraciones y desbalances que están en interacción entre el

(50)

27 2.3.2. BOMBEO MECÁNICO

El sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico es el más

antiguo y más utilizado en el mundo, debido a los bajos costos operativos,

facilidad de producción y bajo riesgo de derrames por ser una operación a

baja presión.

Los pozos que poseen levantamiento artificial en casi un 20% están

produciendo con este sistema. Normalmente se emplea bombeo mecánico

en la etapa final de producción de un pozo.

En Ecuador, su aplicación se remonta desde los años cuarenta, en la

explotación de petróleo de los campos de la Península de Santa Elena,

cuyos yacimientos son someros (baja profundidad 2000-4000 pies). En la

figura 2.11, se muestran los componentes de Bombeo Mecánico.

Figura 2.11. Componentes de Bombeo Mecánico

(51)

28 2.3.2.1. El equipo de subsuelo

El equipo de subsuelo está restringido en su estructura por el

diámetro de la tubería revestidora.

Tubería de Producción.- La tubería de producción tiene por objeto conducir el fluido proveniente de la formación, desde el

fondo del pozo hasta la superficie; sirve de guía a la sarta de

varillas de succión que está accionando la bomba en el

subsuelo.

El funcionamiento en conjunto de todos estos elementos

constituye el sistema de bombeo mecánico utilizado para

transmitir la energía adicional al pozo y transportar el fluido

desde el fondo hasta la superficie.

Varillas de Succión.- Las varillas de succión proporcionan la conexión entre la unidad de bombeo que se encuentra

instalada en la superficie y la bomba en la profundidad de la

arena productora en el pozo, mediante ésta se transmite el

movimiento recíproco vertical a la bomba para el

desplazamiento de fluido.

Bombas de Subsuelo.- Es una bomba de pistón de desplazamiento positivo, desde su profundidad de instalación

hasta la superficie, que funciona por diferencial de presión,

mediante bolas y asientos, para permitir la entrada y sello de

fluidos en ciclos periódicos sincronizados.

Anclas de Tubería.- Es un equipo que se utiliza para controlar los movimientos de la tubería de producción, absorbe los

(52)

29 revestidor; manteniendo a la tubería de producción en una

posición constante y reduce la fricción varilla / tubería.

2.3.2.2. Equipos de superficie

Unidad de Bombeo.- Es una máquina integrada cuyo objetivo es cambiar el movimiento angular del eje del motor a recíproco

vertical, a velocidad apropiada, con el propósito de accionar la

sarta de varillas y bombas de subsuelo.

Motor.- Equipo que suministra el movimiento y potencia a la unidad de bombeo para levantar los fluidos del pozo. Este

puede ser un motor de combustión interna o un motor eléctrico,

siendo el último el de mayor utilización en la industria.

Polea de motores.- Es un accesorio que va instalado en el eje del motor, con canales en forma de V, entre el cual son

colocadas las correas, que transmiten el movimiento rotatorio al

volante de la caja de engranajes.

Cabezal de Pozo.- Está constituido por una serie de dispositivos y de válvulas que permiten el paso del fluido del

pozo a la tubería o la línea de flujo. Conjuntamente con la

prensa esto permite el paso de la barra pulida o varilla en el

ciclo de bombeo.

Unidades de Bombeo.- De acuerdo a los diferentes tamaños, características y funcionamiento pueden clasificarse en las

siguientes:

 Unidades de Bombeo Mecánico API

 Unidades Hidráulicas.

(53)

30 2.3.3. BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA

Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas rotativas de

desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo

material es elastómero generalmente, un sistema motor y un sistema de

acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades

sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la

descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El

movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la

superficie hasta la bomba. Empleando para ello un motor- reductor acoplado

a las cabillas. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja

velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas, sólidos en

suspensión y cortes de agua, así como también es ideal para manejar

crudos de mediana y baja gravedad API.

2.3.3.1. Equipos de superficie.- Entre los equipos de superficie de las bombas de cavidad progresiva se puede enumerar los siguientes:

Cabezal giratorio.- Su función principal es la de soportar el peso de la sarta de cabillas.

Movimiento primario (motor).- Su función principal es la de proveer la energía necesaria para mover el equipo de

superficie, y por ende la sarta de cabillas y la bomba.

Equipo de transmisión de potencia.- A través de un conjunto de poleas, cadenas y un sistema hidráulico, se encarga de

transmitirle potencia al motor.

2.3.3.2. Equipos de Subsuelo.- En este grupo de componentes se encuentran la bomba de subsuelo, el ancla de gas, el ancla

(54)

31 un rotor helicoidal singular que rota alrededor de un mismo eje,

dentro de un estator helicoidal doble de mismo diámetro (menor) y

del doble de longitud. La configuración de la bomba de cavidad

progresiva se puede apreciar en la figura 2.12.

Figura 2.12. Configuración de una Bomba de Cavidad Progresiva

Fuente: Hirschfeldt. Marcelo, (2003) Manual de Bombas de Cavidad Progresiva

El desplazamiento de una bomba de Cavidad Progresiva además

de ser función de la velocidad de rotación, es directamente

proporcional a tres constantes:

El diámetro de la sección transversal del rotor.

La excentricidad (o radio de la hélice) y la longitud “pitch” de la

hélice del estator.

Las partes de una bomba de cavidad progresiva las podemos

describir de la siguiente manera:

 Estator de la bomba.- Actualmente existen tres componentes en el mercado para Bombas de Cavidad Progresiva, todos

estos componentes son formulados a partir de la goma de

(55)

32 A continuación, se puede apreciar en la figura 2.13 las partes de una bomba

de cavidad progresiva.

Figura 2.13. Partes funcionales de una bomba de cavidad progresiva

Fuente: Weatherford, (2007) Manual de bombeo por cavidad progresiva

Las bombas de cavidad progresiva tienen la ventaja de tener un bajo costo

de instalación; se pueden manejar volúmenes de agua muy altos, a un

costos de mantenimiento bajo. Y como desventaja podemos anotar que

requiere energía eléctrica; por la ubicación geográfica del campo Auca

(56)

33 desventajas es que la máxima tasa manejada es de 500 Bls. Además el

material del que está fabricado el elastómero es afectado cuando los crudos

a producir son aromáticos.

2.3.4. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT

Este Método de Levantamiento Artificial opera mediante la inyección

continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción

(Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y

reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose

así un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el

pozo fluya adecuadamente. El gas también puede inyectarse a intervalos

regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones

de líquido (Flujo intermitente). Como variantes de estos métodos, también se

han desarrollado otros como la Cámara de Acumulación, el Pistón Metálico y

el Flujo Pistón.

Una instalación de LAG consta básicamente de: la sarta de reducción y el

equipo asociado, la línea de flujo, el separador, los equipos de medición y

control, la planta compresora o fuente de gas de levantamiento de alta

presión y las líneas de distribución del gas. El equipo de producción consiste

en una o varias piezas tubulares denominadas mandriles, los cuales se

insertan o enroscan a una válvula de levantamiento, a través de la cual pasa

el gas destinado a levantar el fluido de producción.

El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y

está constituido principalmente por las válvulas de LAG y los mandriles. Las

válvulas de LAG tienen como función permitir la inyección, a alta presión del

gas que se encuentra en el espacio anular. De acuerdo a su mecanismo de

operación existen distintos tipos de válvulas tales como: las cargadas con

nitrógeno, las accionadas por resorte, aquellas operadas por la presión del

gas inyectado, las operadas por la presión de los fluidos de producción, las

(57)

34 Este tipo de Método de Levantamiento Artificial permite manejar grandes

volúmenes de producción, incluyendo la producción de agua y sedimentos.

Además, cuenta con la flexibilidad de distribuir gas a varios pozos con una

sola planta de compresión. El esquema de Levantamiento Artificial por Gas

Lift, se lo describe en la figura 2.14.

Figura 2.14. Esquema del Sistema de Levantamiento por Gas Lift

Fuente: www.tandem-terminal.ru/i/oil-003.jpg, Enero 2012.

La inyección del gas se hace en varios sitios de la tubería a través de

válvulas reguladas que abren y cierran el gas automáticamente. Los

(58)

35 2.3.4.1. Bombeo Neumático Continuo

El método de Bombeo Neumático Continuo implanta un volumen

continuo de gas a alta presión por el espacio anular a la tubería de

producción para airear o aligerar la columna de fluidos, hasta que

la reducción de la presión de fondo permita un diferencial suficiente

a través de la formación, causando que el pozo produzca al gasto

deseado. Para realizar esto, se usa una válvula en el punto de

inyección más profundo con la presión disponible del gas de

inyección, junto con la válvula reguladora en la superficie.

2.3.4.2. Bombeo neumático intermitente

El bombeo neumático intermitente consiste en producir

periódicamente determinado volumen de petróleo impulsado por el

gas que se inyecta a alta presión, el gas es inyectado en la

superficie al espacio anular por medio de un regulador, un

interruptor o por la combinación de ambos; este gas pasa

posteriormente del espacio anular a la tubería de producción a

través de una válvula que va insertada en la tubería de producción.

2.3.5. BOMBEO HIDRÁULICO

El principio fundamental aplicado en este tipo de sistema de levantamiento artificial, es la “Ley de Pascal”, donde se explica que: “La presión aplicada

sobre cualquier punto de un líquido contenido se transmite, con igual

intensidad, a cada porción del fluido y a las paredes del recipiente que lo contiene”.

La aplicación de este principio permite transmitir presión desde un lugar

centralizado en la superficie, mediante la tubería llena de fluido, hasta

(59)

36 el tubing y se dirige hacia una sección motriz pozo abajo, accionándolo en

forma reciprocante, operando así una bomba pistón o jet.

La primera instalación hidráulica se dio el 10 de marzo de 1932 en

Ingiewood, California, fue el experimento del señor C. J. Coberly.

2.3.5.1. Bomba Pistón

El fluido motriz llega hasta la bomba de subsuelo por medio de la

tubería de producción y se introduce en una sección motriz

hidráulica colocada por debajo del nivel del fluido a producir. Es

impulsada por una sección motriz hidráulica de acción reciprocante

que está conectada directamente a la bomba de producción por

medio de una varilla. Son pequeños pistones que van subiendo y

bajando de forma alternativa de un modo parecido a los pistones

de un motor a partir de un movimiento rotativo del eje, estas

bombas pueden clasificarse en:

Bombas Axiales

Bombas Transversales

Bombas Radiales

2.3.5.2. Bomba Jet

Considerando que la presión del yacimiento ya no es suficiente

para producir a flujo natural, se debe evaluar las facilidades de

superficie y fondo para poner en producción el pozo con el sistema

de levantamiento artificial hidráulico con bomba Jet.

El Bombeo Hidráulico tipo Jet es un tipo especial de bombas de

subsuelo hidráulica, no emplea partes móviles, su principio de

funcionamiento se basa en la transferencia de energía entre el