Estudio del sistema de bombeo hidráulico en el campo Shushufindi

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(1)I. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS. ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS. BENAVIDES SILVA ANDREA ALEJANDRA [email protected]. VERGARA CAÑAR ENRIQUE DANIEL [email protected]. DIRECTOR: ING. VINICIO MELO [email protected]. Quito, Enero 2011.

(2) II. DECLARACIÓN. Nosotros, Andrea Alejandra Benavides Silva, Vergara Cañar Enrique Daniel, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.. ANDREA BENAVIDES SILVA. ENRIQUE DANIEL VERGARA.

(3) III. CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Andrea Alejandra Benavides Silva y Enrique Daniel Vergara Cañar, bajo mi supervisión.. Ing. VINICIO MELO DIRECTOR DE PROYECTO.

(4) IV. AGRADECIMIENTOS. A Dios y la Virgencita de Agua Santa por guiarme y ayudarme cada día de mi vida, y que sin su gracia divina, nada de esto sería posible hoy.. A mis padres, Fanny y Manuel, por ser los pilares de mi vida, por su confianza y todo el esfuerzo que han hecho para sacar a nuestra familia adelante.. A mi hermana, Thaly, porque siempre ha creído en mí y dado su apoyo incondicional.. A mi compañero de tesis, Enrique, porque más que un compañero ha sido un gran amigo en las buenas y malas.. Al ingeniero Vinicio Melo, quien supo guiarnos de la mejor manera durante el desarrollo del presente proyecto y más que un tutor fue un amigo.. Al ingeniero Jorge Espín que siempre estuvo presto a dar una mano en la obtención de información a lo largo de este proceso.. Al ingeniero Edison Bedoya por aportar con sus conocimientos y experiencia. A mis amig@s por también formar parte de este logro.. Andrea Benavides Silva.

(5) V. AGRADECIMIENTOS. A mis padres Graciela e Israel, un profundo agradecimiento porque gracias a su apoyo siempre constante, su amor y cariño nos han llevado a sus hijos por el camino del bien y nos han enseñado a luchar frente a las adversidades de la vida con los mejores consejos y buenas acciones que nos han inculcado desde pequeños, por eso y más gracias de todo corazón.. A mi hermana Ximena, por ser la persona más constante en mi vida y en nuestra familia, por enseñarme a llevar las cosas de la mejor manera, haciendo lo correcto y deshaciendo lo que está mal con enérgicas palabras, gracias hermanita por ser mi apoyo incondicional y madre a la vez.. A mi querida familia porque tanto mis primos, primas, tíos y tías han sido parte de mi vida y con quienes he pasado gratos momentos.. A mis compañeros del colegio y la universidad por ser los mejores amigos y en especial a mi amiga Andreita, por haber pasado tantos retos académicos juntos y hoy nuestro proyecto de titulación con el cual reitero mis agradecimientos y sincera amistad.. Al ingeniero Vinicio Melo, por ser una guía en nuestro proyecto y más que un tutor un gran amigo de quien hemos aprendido mucho.. Enrique Daniel.

(6) VI. DEDICATORIA. A Dios y a la Virgen, por ser la fuerza en cada lucha, la luz en cada momento de mi vida y por todas las bendiciones, amor y la hermosa familia que me han dado.. A mi mami y mi papi, por ser unos padres maravillosos y ejemplares, quienes a más de darme la vida, diariamente me dan su apoyo incondicional. Porque con su infinito amor, fortaleza, paciencia y generosidad, me han guiado por la senda correcta. Los amo infinitamente, y todos mis logros serán gracias a ustedes y por ustedes.. A mi hermana Thaly, por ser más que una hermana una amiga, por escucharme, darme su apoyo incondicional y consejos. Te amo ñañita.. A mi prima Pao, por ser un ejemplo y darme todo su cariño, por lo que más que mi prima te considero mi hermana.. A mi primo Lenin, porque aunque ya no esté con nosotros, su alegría, fortaleza y generosidad siempre vivirá en mi corazón.. Andrea Benavides Silva.

(7) VII. DEDICATORIA. A mi madre María Graciela, por darnos todo su amor y enseñarnos a vivir con un pensamiento de altruismo y carácter, por darnos fortaleza con su espíritu, por estar a mi lado siempre, por ser como es, un ángel del cielo.. A mi hermana Rocío Ximena y mi padre Israel por estar conmigo constantemente sin importar las circunstancias, por ser las personas de quienes aprendo, por ser mi familia, los quiero mucho.. A la persona que me ha entregado todo su apoyo y su amor, a la persona que vive en mis pensamientos, esa persona que me ha dado la alegría de vivir con valor, a la persona que quiero con todo mi corazón. Enrique Daniel.

(8) VIII. CONTENIDO CAPÍTULO I ........................................................................................... 1 DESCRIPCIÓN Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS FLUIDOS Y ROCA DEL ÁREA SHUSHUFINDI ....................................................................... 1 1.1. ANTECEDENTES ............................................................................................... 1 1.2. UBICACIÓN ........................................................................................................ 3 1.3. ESTRUCTURA.................................................................................................... 4 1.4. ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA......................................................................... 5 1.5. FORMACIONES PRODUCTORAS ..................................................................... 9 1.6. CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................10 1.7. CARACTERÍSITICAS DE LOS FLUIDOS ..........................................................11 1.8. RESERVAS .......................................................................................................12 1.8.1. RESERVAS PROBADAS ...........................................................................13 1.8.2. RESERVAS NO PROBADAS .....................................................................13 1.8.3. RESERVAS REMANENTES ......................................................................14 1.9. PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS ...............................................................14 1.10. PRODUCCIÓN...................................................................................................15 1.10.1. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN.........................................................15 1.10.2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................15 1.10.3. HISTORIA DE PRODUCCIÓN ................................................................18 1.10.4. RECUPERACIÓN SECUNDARIA ...........................................................22 1.10.5. TASA DE PRODUCCIÓN ACTUAL (24 Agosto 2010) ............................22. CAPÍTULO II ........................................................................................ 25 BOMBEO HIDRÁULICO ........................................................................ 25 2.1. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ................................................25 2.1.1. BOMBEO POR VARILLA DE SUCCIÓN O BOMBEO MECÁNICO ............27 2.1.2. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ...........................................................28 2.1.3. LEVANTAMIENTO POR GAS O GAS LIFT ................................................32 2.1.4. CAVIDAD PROGRESIVA ...........................................................................34 2.1.5. BOMBEO HIDRÁULICO .............................................................................36 2.1.6. PARÁMETROS DE ANÁLISIS ENTRE TIPOS DE BOMBAS Y SISTEMAS DE LEVANTAMIENTOS .............................................................................81. CAPÍTULO III ....................................................................................... 83 DESCRIPCIÓN ACTUAL, SITUACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............. 83 3.1. 3.2.. INTRODUCCIÓN ...............................................................................................83 POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO QUE TIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO ....................................................................................85 3.2.1. POZO SSF-46 ............................................................................................87 3.2.2. POZO SSF-49 ............................................................................................91 3.2.3. POZO SSF-66 ............................................................................................95 3.2.4. POZO SSF-99 ............................................................................................97 3.2.5. POZO SSF-108D........................................................................................99.

(9) IX. 3.2.6. POZO AGU-01 .........................................................................................101 3.2.7. POZO AGU-08 .........................................................................................103 3.3. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO ..........................105 3.3.1. GENERALIDADES ...................................................................................105 3.3.2. MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA TENDENCIA A LA FORMACIÓN DE ESCALA .......................................................................105 3.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL E IMPACTO AMBIENTAL ....................................113 3.4.1. POLÍTICA EMPRESARIAL .......................................................................113 3.4.2. OBJETIVO DEL REGLAMENTO ..............................................................113 3.4.3. IMPACTO AMBIENTAL ............................................................................113 3.4.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL ......................................................................114 3.4.5. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS NORMAS DE SEGURIDAD ..................115 3.4.6. IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE CONTAMINACIÓN.........................119 3.4.7. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI...............120. CAPÍTULO IV ..................................................................................... 135 ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCION DEL LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO DEL CAMPO SHUSHUFINDI .............................. 135 4.1. MÉTODO PARA OPTIMIZAR LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA JET .........................................................................................................................135 4.2. ANÁLISIS DEL POZO SSF-46 .........................................................................142 4.3. ANÁLISIS DEL POZO SSF-49 .........................................................................153 4.4. ANÁLISIS DEL POZO SSF-66 .........................................................................157 4.5. ANÁLISIS DEL POZO SSF-99 .........................................................................161 4.6. ANÁLISIS DEL POZO SSF-108D ....................................................................165 4.7. ANÁLISIS DEL POZO AGU-01 ........................................................................169 4.8. ANÁLISIS DEL POZO AGU-08 ........................................................................173 4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS ..........................................................................177. CAPÍTULO V ...................................................................................... 179 ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO DEL PROYECTO ............................. 179 5.1. VALOR ACTUAL NETO (VAN) ........................................................................179 5.2. TASA INTERNA DE RETORNO ......................................................................181 5.3. RELACIÓN COSTO / BENEFICIO (RCB) ........................................................182 5.4. ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO .....................................................182 5.4.1. COSTOS DE PRODUCCIÓN ...................................................................183 5.4.2. INGRESOS ..............................................................................................184 5.4.3. EGRESOS................................................................................................184 5.4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO ..........................................................................184. CAPÍTULO VI ..................................................................................... 192 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................ 192 6.1. CONCLUSIONES: ...........................................................................................192 6.2. RECOMENDACIONES: ...................................................................................194 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...........................................................................195. ANEXOS ........................................................................................... 196.

(10) X. ÍNDICE DE FIGURAS. No.. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 3.1 3.2 4.1. DESCRIPCIÓN. PÁGINA. UBICACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI........................................................................... 4 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ............................................................................................ 8 PRODUCCIÓN POR SISTEMA DE LEVANTAMIENTO..................................................... 16 NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. ........................................... 17 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972 AL 2008 ............................................................................................................................... 20 BSW ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFIND-AGUARICO DEL AÑO 1972 AL 2008 ........... 21 PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ........................................................................................ 23 ETAPAS EN LA VIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO ....................... 25 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO DE ARTIFICIAL .......................................................... 26 BALANCÍN EMPLEADO EN BOMBEO MECÁNICO .......................................................... 27 BOMBA ELECTROSUMERGIBLE ...................................................................................... 29 COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ....................... 31 ESQUEMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT .................................. 33 CAVIDAD PROGRESIVA POR TORNILLO ........................................................................ 35 SISTEMA GENERAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO .......................................................... 38 BOMBA JET DIRECTA ....................................................................................................... 48 NOMENCLATURA BOMBA JET ......................................................................................... 50 RELACIONES TOBERA-GARGANTA Y PRODUCCIÓN-LEVANTAMIENTO .................. 52 BOMBA HIDRÁULICA DE DOBLE EFECTO ...................................................................... 58 COMPONENTES Y OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN ............... 60 PRESIÓN DE FONDO EN FUNCIÓN DEL CAUDAL ......................................................... 63 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO........... 85 MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................................... 86 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO GUIBERSON ........................................ 138.

(11) XI. ÍNDICE DE TABLAS. No.. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11 3.12 3.13 3.14 3.15 3.16 3.17. DESCRIPCIÓN. PÁGINA. PARÁMETROS PROMEDIOS BÁSICOS ............................................................................. 9 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN DE LAS DIFERENTES ARENAS .............................................................................................................................. 12 COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN ............................................................................. 14 PRODUCCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO .............................................................................................................. 16 NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL .................. 17 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO .................................. 19 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA PARA EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO................................................................................................ 21 PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ........................................................................................ 23 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN KOBE ...................................... 68 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN NATIONAL OILMASTER ........ 70 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN GUIBERSON .......................... 71 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN OILWELL ................................ 72 ÁREAS DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET ............................................... 77 GEOMETRíAS DE TOBERA Y GARGANTA ...................................................................... 78 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW DIRECTA......................... 79 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW REVERSA ....................... 80 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW SMART ............................ 80 CONDICIONES QUE LIMITAN A LAS BOMBAS PISTÓN Y JET ...................................... 81 COMPARACIONES TÉCNICAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO .................. 82 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI ............................... 84 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-46 .......................................................... 87 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46 ..................................................................................................................... 88 COSTOS DE CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DEL POZO SSF-46 ........... 90 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-46............................................................................ 90 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-49 .......................................................... 91 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-49 ..................................................................................................................... 92 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-49 ............. 94 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-49............................................................................ 94 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-66 .......................................................... 95 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46 ..................................................................................................................... 96 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-66 ............. 96 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-66............................................................................ 97 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-99 .......................................................... 98 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-99 ..................................................................................................................... 98 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-99............................................................................ 99 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-108D ................................................... 100.

(12) XII. No. 3.18 3.20 3.21 3.22 3.23 3.24 3.25 3.26 3.27 3.28 3.29 3.30 3.31 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 4.11 4.12 4.13 4.14 4.15 4.16 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 5.10. DESCRIPCIÓN. PÁGINA. DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-108D ............................................................................................................... 100 COSTOS POR CAMBIO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-108D .... 100 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-108D ..................................................................... 101 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-01 ....................................................... 101 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-01................................................................................................................... 102 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-01 ......................................................................... 103 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-08 ....................................................... 103 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-08................................................................................................................... 104 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-08 ......................................................................... 104 REPORTE DIARIO DE ACTIVIDADES PARA CONTINGENCIAS EN EL PERíODO 2006 2008 ................................................................................................................................... 130 PUNTOS DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CAMPO SHUSHUFINDI .................... 132 CAPACITACIONES DEL PERSONAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI .............................. 133 CONTROL DE DESECHOS CAMPO SHUSHUFINDI (2007) .......................................... 134 RELACIONES DE ÁREAS ÓPTIMAS ............................................................................... 139 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-46 .................... 152 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN ..................................................... 153 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-49 .................... 156 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 157 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-66 .................... 160 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 161 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-99 .................... 164 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN ..................................................... 165 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-108D ............... 168 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 169 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-01 ................... 172 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 173 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-08 ................... 176 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS SHUSHUFINDI ................... 177 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS AGUARICO ........................ 177 INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO ........................................................... 180 INTERPRETACIÓN DE LA TASA INTERNA DE RETORNO ........................................... 182 INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN COSTO/BENEFICIO ......................................... 182 COSTOS DE TRABAJOS ................................................................................................. 183 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 66 DÓLARES, PRIMER ESCENARIO ...................................................................................................... 186 RESULTADOS FINALES PARA EL PRIMER ESCENARIO ............................................ 187 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 73,30 DÓLARES, SEGUNDO ESCENARIO .................................................................................................. 188 RESULTADOS FINALES PARA EL SEGUNDO ESCENARIO ........................................ 189 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 100 DÓLARES, TERCER ESCENARIO ...................................................................................................... 190 RESULTADOS FINALES PARA EL TERCER ESCENARIO............................................ 191.

(13) XIII. SIMBOLOGÍA. SÍMBOLO. SIGNIFICADO. DIMENSIONES. SSF AGU PPG PPH PPS. Shushufindi Aguarico Bombeo por Gas Lift Bombeo Hidráulico Bombeo Electrosumergible. BPPD. Barriles de Petróleo por Día. BPFD. Barriles de Fluido por Día. L3/t L3/t. BPAD. Barriles de Agua por Día. L3/t. BSW. Contenido de Agua y Sedimentos Básicos. %. bl. Barriles. L3. µg µo µw. Viscosidad del gas Viscosidad del petróleo Viscosidad del agua. Co cp fg. Compresibilidad delpetróleo Centipoise Fracción de gas. fw. Fracción de agua. Go. Gradiente del petróleo. GOR. Relación gas petróleo. Gs. Gradiente de succión. Gw. Gradiente del agua. HP. Horse Power (caballo de fuerza). ID. Diámetro interno. L2 M/ t3 L. OD. Diámetro externo. L. IP. Índice de productividad. IPR km ºAPI. Inflow Performance Relationship Kilómetros Densidad del petróleo. P. Presión. M/Lt M/Lt M/Lt Lt2/M M/Lt. L M/Lt2.

(14) XIV. SÍMBOLO. SIGNIFICADO. Pb. Presión de burbuja. POES ppm Pr. Petróleo original en sitio Partes por millón. PVT. Presión Volumen Temperatura. Pwf. Presión de fondo fluyente True vertical depth (Profundidad vertical verdadera) Work Over (Reacondicionamiento). TVD W.O. An. Presión de reservorio. Área de la tobera. DIMENSIONES M/Lt2 L3 M/Lt2 M/Lt2 L L2 L2. At. Área de la garganta. P1. Presión a la entrada de la tobera. P2. Presión de descarga. P3. Presión de succión. PS. Presión de succión. M/Lt2 M/Lt2. VAN. Valor actual neto. USD. TIR. Tasa interna de retorno. FNC. Flujo neto de caja. i. Tasa de actualización o descuento. n. Periodo de análisis. M/Lt2 M/Lt2. %.

(15) XV. RESUMEN El campo Shushufindi-Aguarico es uno de los cinco campos más importantes operados por Petroproducción en el Distrito Amazónico. En el presente proyecto de titulación, “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI”, se describen aspectos referentes a este campo, y sistemas de Levantamiento Artificial, siendo el principal objetivo de estudio el Bombeo Hidráulico.. En este proyecto se da una alternativa económicamente rentable para incrementar la producción de pozos que manejan bombeo hidráulico tipo jet del Campo Shushufindi-Aguarico.. El Primer Capítulo detalla la ubicación geográfica, descripción geológica, estructura y estratigrafía de los yacimientos que se encuentran en el Campo Shushufindi. Se detalla características petrofísicas y de los fluidos; además, se exponen datos de reservas, presiones de los yacimientos y mecanismos de producción presentes en este campo.. Posteriormente, en el Segundo Capítulo, se hace una breve descripción de los sistemas de levantamiento artificial. Se profundiza más en lo referente a Bombeo Hidráulico, dando descripciones más detalladas de componentes y cálculos necesarios para su diseño. Se muestra un análisis comparativo. de Bombas. Hidráulicas entre diferentes fabricantes.. A continuación, se presentan algunas generalidades del Campo Shushufindi en el Tercer Capítulo; al igual que se detalla información de cada pozo con bombeo hidráulico con que cuenta este campo. Se muestra también un análisis de las propiedades físico-químicas del agua de reinyección en el Campo ShushufindiAguarico. De igual forma, se expone el plan de manejo ambiental con que cuenta el Campo..

(16) XVI. A partir de bases y criterios expuestos, con la información proporcionada por Petroproducción, en el Cuarto Capítulo se realizó una serie de cálculos de los parámetros necesarios que permitan dimensionar nuevas geometrías para los pozos con bombas jet del Campo, con la finalidad de incrementar la producción, sin alterar el sistema de levantamiento actual.. En base a los estudios realizados, en el Quinto Capítulo, se expone un estudio técnico-económico del proyecto, para lo cual se plantearon tres escenarios, basados en precios que manejará el Ecuador para el barril de petróleo en proyectos y presupuesto para el año 2011. Se utilizaron indicadores financieros: Valor Actual Neto, tasa interna de retorno y relación costo – beneficio. Los resultados fueron positivos para los tres escenarios planteados, obteniéndose rentabilidad para todos los casos analizados.. Finalmente,. en. el. Sexto. Capítulo,. se. presentan. recomendaciones más importantes del proyecto.. las. conclusiones. y.

(17) XVII. PRESENTACIÓN PETROPRODUCCIÓN, filial de EPPETROECUADOR, encargada de realizar la Exploración y Producción de Hidrocarburos, opera entre otros el campo Shushufindi-Aguarico, la estructura más grande descubierta en el Ecuador y que ha entregado al país por más de 30 años una importante producción de crudo.. Debido al extenso tiempo y varios factores como el alto corte de agua que influyen en la producción, se ha visto la necesidad de realizar estudios nuevos de producción, siendo de gran importancia los equipos de fondo, los mismos que deben tener un dimensionamiento adecuado para optimizar la producción.. El estado de los equipos que no han sido inspeccionados provoca alta inseguridad operacional de los procesos de producción con lo que se puede causar también un gran daño ambiental.. Por tal motivo en el presente proyecto “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI”, se hace un estudio actual de los pozos que tienen éste sistema de levantamiento por bombeo hidráulico, y luego se tiene como objetivo: realizar un estudio para optimizar la producción mediante la selección más adecuada de la geometría de bombas tipo jet entre los diferentes fabricantes que trabajan con PETROPRODUCCIÓN, así también, se desarrolla un estudio ambiental, de seguridad industrial y las respectivas normas que rigen para este sector..

(18) 1. CAPÍTULO I DESCRIPCIÓN Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS FLUIDOS Y ROCA DEL ÁREA SHUSHUFINDI. 1.1.. ANTECEDENTES. Shushufindi es uno de los cinco campos más importantes operados por Petroproducción en el Distrito Amazónico y es el de mayor importancia para el país tanto por la producción de crudo liviano y gas como por sus reservas existentes.. El Campo Shushufindi fue descubierto por el Consorcio Texaco-Gulf en 1968 mediante la perforación del pozo. exploratorio Shushufindi 01, el mismo que. alcanzó una profundidad de 9.772 pies y fue completado oficialmente en enero de 1969; las pruebas iniciales fueron de 2.496 BPPD para la formación U con un API de 26,6° y de 2.621 BPPD para la formación T con un API de 32,5°.. Esta área explorada desde los años 60, inició la perforación de pozos de desarrollo en el mes de febrero de 1972; la producción oficial del campo arrancó en el mes de agosto del mismo año, alcanzando su pico en agosto de 1986 con un promedio diario para ese mes de 126.400 barriles de petróleo1. Más tarde se comprobó que los yacimientos de los campos Shushufindi y Aguarico son continuos; es decir, conforman una misma estructura.. 1. Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004.

(19) 2. En la fase de desarrollo inicial se calculó que el petróleo original en sitio (POES) era de aproximadamente 3.500 millones de barriles de petróleo. Las reservas originales del campo se calcularon en 1.590 millones de barriles de petróleo2.. El crudo de la arena T fluctúa entre 26° y 32° API y el de U entre 24° y 31°con predominio de crudos de menos de 30° API. El conten ido de azufre de T oscila entre 0,52-0,64% en peso, muy inferior al crudo más agrio de U, cuyo contenido es de 1,10-1,22%. En resumen el crudo del yacimiento T es de mejor calidad que el de U, y a su vez, el crudo de U superior tiene mejores características (menor contenido de Ni y V) que el de U principal3.. El promedio de las presiones iniciales de las arenas U y T fue de 3.867 psi y 4.050 psi, respectivamente, reportándose a lo largo de los años un descenso prácticamente estable de 60 psi por año.. Los dos yacimientos son yacimientos subsaturados y tienen empuje lateral de agua.. En noviembre de 1984 se implementó un proyecto de recuperación secundaria mediante inyección de agua a los yacimiento U y T con 11 pozos inyectores ubicados en la periferia Oeste del campo, a fin de mantener la presión e incrementar la recuperación final de petróleo.. La inyección total a los dos yacimientos fue de 267’471.224 Bls de agua, de los cuales 62’208.277 Bls ingresaron a la arena U y 205’263.444 Bls a la arena T4.. El proyecto de inyección de agua no tuvo el efecto esperado en el mantenimiento de presión, las tasas de producción de fluidos se incrementaron sin que la presión 2. Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004 3 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004 4 Petroproducción. Ochoa, José. Estudio Integral de Yac. del Campo. ShushufindiAguarico. Agosto 2001.

(20) 3. disminuyera visiblemente, demostrándose con esto la acción efectiva y dinámica de los acuíferos y el insignificante efecto de la inyección de agua, por esta razón, en 1999 se suspendió la inyección de agua y así ha permanecido desde entonces.. Este campo ha entrado en su etapa de madurez, tras una producción constante sobre los 100 mil barriles diarios hasta abril del año 1994.. En la actualidad este campo plantea dos grandes retos, determinar el régimen óptimo de producción en su etapa de depletación final y controlar la producción de agua que en los últimos años se ha incrementado, dificultando los procesos de producción, tanto en las instalaciones, como en los trabajos de operación, debido a la corrosión de las líneas de flujo, obstrucción por depositación de escala, incremento en el consumo de químicos, mayor demanda de energía eléctrica y problemas con el medio ambiente.. 1.2.. UBICACIÓN. Geográficamente, el campo Shushufindi-Aguarico se encuentra ubicado en la Provincia de Sucumbíos al Nororiente de la Región Amazónica, aproximadamente a 250 Km en dirección sureste de la ciudad de Quito y 35 Km al Sur de la frontera con Colombia.. El campo se encuentra limitado al Norte por los Campos Atacapi y Libertador, al Sur por los Campos Limoncocha y Pacay, al Oeste por el Campo Sacha y las estructuras Eno, Ron y Vista, y al Este por el río Aguarico.. A continuación, en la figura 1.1 se muestra la ubicación del Campo Shushufindi..

(21) 4. FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI. FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. ELABORADO POR: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.. Está orientado en la dirección Norte-Sur, las dimensiones iniciales del Campo Shushufindi-Aguarico fueron de 20 km de largo y 7 km de ancho.. 1.3.. ESTRUCTURA. Estructuralmente, este campo corresponde a un anticlinal asimétrico con una longitud aproximada de 30 km en dirección preferencial Norte-Sur. y un eje. secundario de dirección Este-Oeste de 7 km de ancho; con un cierre vertical de 370 pies, confiriéndole un área estimada de 43.200 acres.. Los yacimientos U y T del campo Shushufindi-Aguarico están definidos como anticlinales de orientación Norte-Sur, limitados en el flanco Este por fallas no.

(22) 5. completamente sellantes y en las otras direcciones por acuíferos laterales que se extienden regionalmente.. Estos acuíferos son muy activos en los extremos norte y sur del campo, en donde desarrollan presiones similares a las originales, a pesar de haber transcurrido más de 30 años.. El modelo estructural del sistema de fallas permite determinar la comunicación de los fluidos entre los diferentes estratos porosos y permeables U y T. Este sistema de fallas constituye una vía de comunicación entre los fluidos.. Los resultados obtenidos de la última interpretación sísmica indican un nuevo sistema de fallamiento asociado con la falla principal del campo, el mismo que es de origen tectónico y parece haber actuado hasta la época geológica en que se depositó la Caliza A.. 1.4.. ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA. La mayor parte del petróleo conocido hasta nuestros días en la Cuenca Oriente proviene de reservorios del Cretácico; los reservorio U y T, tienen analogía con reservorios formados a latitudes similares con sedimentaciones semejantes como en el Medio Oriente, Oeste de África y en otras varias localidades.. La producción de hidrocarburos en la Cuenca Oriente del Ecuador, en general, está asociada a depósitos del Cretácico Inferior a Medio, como es el caso de las formaciones Hollín y Napo (areniscas T, U y M-1); y, depósitos del Cretácico Superior como son las areniscas Basal Tena.. El reservorio se encuentra en la era Mesozoico de la edad Cretácico Medio a Cretácico Superior. La arena Basal Tena está separada de U-superior por aproximadamente 600 pies de lutitas, roca no-reservorio y la caliza A en su base..

(23) 6. Inmediatamente por debajo de U-superior está la unidad de arena U-inferior, la cual está separada de T-superior por una secuencia de lutitas y la caliza B en su base. En la figura 1.2 se muestra la columna estratigráfica de la Cuenca Oriente.. La caliza B marca el fin de depositación de los sedimentos T. De igual manera, la caliza A marca el fin del ciclo de sedimentación de U. Ambas calizas son el resultado de depositación durante períodos de máxima subida del nivel del mar.. El modelo sedimentario establecido para las arenas U y T principales de la formación cretácea Napo en el Campo Shushufindi-Aguarico está basado en la estructura sedimentaria obtenida de los estudios de núcleos de este campo y en los campos Libertador, Cuyabeno y Sansahuari, apoyado además, en el análisis de curvas de potencial espontáneo (SP) y de rayos gamma (GR).. De Oeste a Este la configuración de la estructura es irregular, el sistema de las fallas permiten la comunicación de los fluidos entre los diferentes estratos porosos y permeables de las arenas U y T, motivo por el cual se han determinado variaciones en el comportamiento de producción de las arenas, se acentúan cambios en el BSW, se alteran los valores de salinidad del agua de formación; cabe recalcar que los cambios de salinidad en el agua de formación no es consecuencia del agua de inyección.. El cuerpo arenoso de U principal tiene características homogéneas, sin embargo la gran cantidad de arcilla presente en esta arenisca, disminuye su capacidad de roca reservorio.. Análisis de núcleos corona realizados en laboratorio permitieron determinar que la arena T está constituida por dos facies totalmente diferentes; el cuerpo inferior con buenas características para la acumulación de petróleo, es poroso y permeable; el cuerpo superior es totalmente bioturbado sin propiedades de roca reservorio, es arenisca de grano fino con los poros cubiertos con limo o arenisca de grano más fino y posible cementación de cuarzo..

(24) 7. Las arenas de los reservorios U y T son generalmente blancas, café o gris claro, de granos de cuarzo, regularmente sorteadas a muy bien sorteadas y casi completamente libres de arcilla u otros detritus intergranulares. El tamaño del grano es variable y mezclado, siendo más frecuente en el rango de tamaño fino a medio con algunas zonas de grano grueso.. La formación Tena presenta una zona poco común en este campo, la arenisca Basal Tena, que presenta una litología de arenisca fina de cuarzo, a menudo calcárea con estratificaciones oblicuas en la base y estratificaciones lenticulares más arriba.. Dos tipos de lutita se observaron en los núcleos. Una de origen marino más profundo y de aguas tranquilas con fósiles ocasionales y una composición casi pura, y la otra de una composición variada que incluye limos, arenas, micas y generalmente bioturbadas.. Las calizas son usualmente fosilíferas y son consideradas como un depósito de costa afuera de poca profundidad, del tipo bahía o lagunal.. Están infra o. suprayacentes a las lutitas arcillosas, pero usualmente incluyen intervalos menores de arena..

(25) 8. FIGURA 1.2. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA. FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos Distrito Oriente. Petroproducción. ELABORADO POR: Dpto. de Ingeniería en Petróleos. Distrito Oriente. Petroproducción..

(26) 9. 1.5.. FORMACIONES PRODUCTORAS. Mediante la perforación de pozos exploratorios, de avanzada y desarrollo, se ha determinado que el Campo Shusufindi-Aguarico posee areniscas con potencial de hidrocarburos en niveles correspondientes al Cretácico medio a superior.. Está constituido por tres formaciones productoras que son: T, U y G-2, pertenecientes a la formación Napo, siendo las de mayor importancia la T y U, tanto por sus reservas como por su producción. La formación G-2 se presenta en cinco pozos5 del total en la parte superior de la arena U.. La formación Basal Tena se presenta en forma lenticular en determinadas áreas del campo y actualmente cuatro pozos se producen de esta formación.. Los parámetros promedios básicos del campo se muestran en la Tabla 1.1. TABLA 1.1. PARÁMETROS PROMEDIOS BÁSICOS PARÁMETRO ho (pies) Φ (%) Área (acres) FR (%) Permeabilidad Promedio (md). U. T. 42,6 19,0 36376,0 53,0. 42,2 17,8 38415,0 53,0 460,685. FUENTE: Ingeniería de Yacimientos – Petroecuador REALIZADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara.. 5. Departamento de Ingeniería en Petróleos Distrito Oriente. Petroproducción..

(27) 10. 1.6.. CARACTERÍSTICAS SHUSHUFINDI. PETROFÍSICAS. DEL. CAMPO. Las arenas U y T son similares tanto en origen como en constitución y están formadas por areniscas de grano fino, son regionalmente continuas, con espesores que varían entre diez y noventa pies; dando un promedio de cuarenta pies. Estas arenas tienen buena porosidad y permeabilidad. Se consideró inicialmente un área saturada de hidrocarburos de 36.000 acres para U y 38.000 acres para T.. Los parámetros que controlan tanto las propiedades de la roca así como de los fluidos, muestran valores más consistentes y homogéneos en la arena T. Para esta arena se ha estimado un valor promedio de permeabilidad efectiva al petróleo de 500 md, los espesores para el cuerpo principal de la arena T presentan cierta continuidad en el yacimiento. Para la arena U el valor promedio de permeabilidad efectiva al petróleo es de 300 md, este parámetro se determinó mediante pruebas de restauración de presión, el espesor neto de esta arena presenta un perfil irregular con desarrollo pobre de arena en sectores de ciertos pozos.. La variación de la porosidad en la arena U es mayor que en la arena T, la dispersión en los valores de porosidad en la arena U van de 13% a 23%, lo que indica que es un yacimiento heterogéneo con sectores de mejores características. La porosidad promedio es de 18,4% para los dos yacimientos, los valores de saturación promedio de agua son del 15%, la saturación de petróleo de 85%.. La distribución, tanto de la porosidad como de la permeabilidad, incide directamente en el comportamiento de producción de las arenas. Con los parámetros petrofísicos determinados, se deduce que la transmisibilidad del fluido (kh) es mayor en la arena T..

(28) 11. 1.7.. CARACTERÍSITICAS DE LOS FLUIDOS. Los fluidos encontrados en los yacimientos petrolíferos son esencialmente mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen impurezas como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.. Las tres arenas productoras del campo se encuentran entre los 9.000 y 9.450 pies de profundidad, los parámetros generales de los fluidos en el yacimiento son casi similares, la forma estructural del yacimiento del Campo Shushufindi, permitió una excelente acumulación de hidrocarburos dentro de las arenas, ayudado por una alta permeabilidad y porosidad, el petróleo sustituyó el agua estableciéndose niveles totalmente diferenciados; en la parte superior hidrocarburos y en la parte inferior agua.. La saturación de petróleo en la zona alta alcanza valores de 85% correspondiendo el 15% a agua irreductible. En la zona baja cercana al contacto agua-petróleo la saturación de agua se incrementa hasta valores del 30%.. La zona de transición de las arenas U y T es pequeña y fluctúa de 5 pies a 20 pies. En las zonas estructuralmente altas se encuentra agua en emulsión en porcentajes muy bajos y los pozos que producen de estas zonas lo hacen con altas tasas de petróleo y por largo tiempo.. Los análisis de petróleo efectuado en las arenas U y T dan valores de viscosidad de 2,4 a 1,08 centipoises, la transmisibilidad del fluido (kh) es mayor en la arena T y los valores de movilidad (kh/µ) muestran condiciones de flujo preferencial en la arena T. Las tablas 1.2 y 1.3 indican las características de los fluidos de formación, así como también datos de presión de las diferentes arenas..

(29) 12. TABLA 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN DE LAS DIFERENTES ARENAS PARÁMETRO. BASAL TENA. U. T. 2.940. 3.867. 4.050. 870. 1.010. 1.061. T (°F) API. 185. 218. 217. 24. 22,4. 32. GOR (pcs/BF) βoi (bls/BF) βob (bls/BF). 187. 233. 386. 1,1508 1,1749. 1,267. 1,217. 1,297. 1,2476. µoi @ T.F. (cp). 4,959. 2,471. 1,081. µob @ T.F. (cp). 3,959. 1,924. 0,7958. µw @ T.F. (cp). 0,43. 0,47. 0,46. 0,8103. 0,7663. 0,7402. 34.750. 55.017. 13.557. Pi (psi) Pb (psi). ρ (g/cc) Ppm (Cl) Compresibilidad promedia del petróleo. 7,75572*10^-6. 6. Gravedad específica del gas. 0,65 FUENTE: Ingeniería de Yacimientos Petroecuador; Centro de Investigaciones Geológicas ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 1.8.. RESERVAS. Son todo el volumen de petróleo que puede ser extraído del yacimiento bajo las condiciones técnicas y económicamente rentables a partir de una determinada fecha en adelante.. Las estimaciones de los valores de reservas de petróleo para el campo han ido variando de acuerdo a la incorporación de nueva información técnica en los diferentes estudios de Ingeniería de Yacimientos así como de estudios de Simulación Matemática. Todos los cálculos de reservas incluyen cierto grado de incertidumbre, el grado relativo de incertidumbre puede expresarse clasificando las reservas en dos grupos, reservas probadas y no probadas. 6. Valor promedio tomado de pruebas de Build Up.

(30) 13. 1.8.1. RESERVAS PROBADAS. Son aquellos volúmenes de petróleo que mediante análisis de los datos geológicos y de ingeniería demuestren con certeza razonable como recuperables en años futuros a partir de yacimientos conocidos, bajo las condiciones técnicas y económicas existentes, es decir, precios y costos a la fecha en que se realiza la estimación. Son las reservas que pueden ser recuperadas en las áreas en donde se ha desarrollado el campo.. El Campo Shushufindi tuvo reservas iniciales probadas de 1.584,2 millones de barriles, que representa el 21,5% de todas las reservas de la cuenca Oriente. Del total de reservas, 38,0 millones de barriles pertenecen a la formación G-2; 754,1 millones de barriles a la formación U y 792,1 millones de barriles a la formación T.. 1.8.2. RESERVAS NO PROBADAS. Estas se basan en datos geológicos y/o de ingeniería similares a los datos usados para calcular reservas probadas, pero con incertidumbre en regulaciones, condiciones económicas, contractuales y técnicas, todo lo cual no permite clasificarlas como probadas.. Las reservas no probadas pueden clasificarse como reservas probables y reservas posibles.. Al ser Shushufindi un campo desarrollado y con muchos años de producción no se considera las reservas probables y posibles, únicamente las reservas probadas y remanentes..

(31) 14. 1.8.3. RESERVAS REMANENTES. Son volúmenes de petróleo recuperables, cuantificadas a cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial que todavía permanece en el yacimiento.. Las reservas técnicas remanentes de petróleo a diciembre del 2008 son de 491’971.675 de barriles7. Las reservas por arenas se detallan en el anexo No 1.. 1.9.. PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS. La presión inicial para la arena G-2 fue de 2.737 psi, para la formación U fue calculada en 3.867 psi, y para la formación T en 4.050 psi. Estas presiones han disminuido de acuerdo a la producción de los fluidos.. En base a información obtenida en pruebas de restauración de presión, se ha determinado la presión estática y de fondo fluyente para las diferentes arenas. La tabla 1.3 indica el estado de presiones.. TABLA 1.3. COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN PRESIÓN BASAL TENA. G2. U. T. Estática (psi). 3.257. 2.029. 2.234. 2.659. De fondo fluyente (psi). 2.480. 1.211. 1.497. 1.995. De burbuja (psi). 870 1.140 1.170 1.050 FUENTE: Centro de Investigaciones Geológicas. Subgerencia de Exploración y Desarrollo ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 7. NTC Energy Group (NTC EG), Contrato: “Prestación de Servicion de Certificación de Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito Amazonico” Certificación al 31 de diciembre del 2008..

(32) 15. 1.10. PRODUCCIÓN 1.10.1. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN El mecanismo de producción de petróleo de los yacimientos es una combinación de expansión de fluidos, roca y un empuje hidráulico natural.. La energía del yacimiento proviene de tres fuentes, los acuíferos periféricos, el gas disuelto en el petróleo y la compresibilidad total, es decir, la expansión de los fluidos y la compresibilidad de la roca.. Por facilidades de producción al Campo Shushufindi se lo ha dividido en cuatro sectores: •. Estación Norte, a la cual fluyen 25 pozos.. •. Estación Central, a la cual fluyen 33 pozos.. •. Estación Sur a la cual fluyen 15 pozos.. •. Estación Sur-Oeste a la cual fluyen 9 pozos. •. Estación Aguarico a la cual fluyen 4 pozos. Con el número de pozos actualizados al 24 de agosto del 2010.. 1.10.2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI. Inicialmente el campo produjo a flujo natural pero debido a la depletación de los yacimientos o por mantener la tasa de producción se ha incorporado los siguientes tipos de sistemas de levantamiento artificial: •. Bombeo neumático (gas lift). •. Bombeo hidráulico. •. Bombeo electrosumergible. Obsérvese en la Tabla 1.4. la producción según el tipo de levantamiento artificial. En la figura 1.3 puede notarse la gran importancia que tiene el sistema de.

(33) 16. bombeo electrosumergible en el Área Shushufindi, Shushufindi, ya que representa más del 91% de la producción total.. TABLA 1.4. PRODUCCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO AGUARICO SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ESTACION. GAS-LIFT. B. E. S.. P. O.. BPPD. BPPD. BPPD. -. 18132 (33 pozos). NORTE. 577 (1 pozo). 11080 (19 pozos). 912 (5 pozos). SUR. 1044 (1 pozo). 9000 (14 pozos). -. S-OESTE. -. 3557 (9pozos). -. AGUARICO. -. 846 (2 pozos). 578 (2 pozos). CENTRAL. TOTAL 1621 42615 FUENTE: Forecast, Campo Shushufindi-Aguarico, Shushufindi Aguarico, 24 de agosto del 2010 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 1490. FIGURA 1.3. PRODUCCIÓN POR SISTEMA DE LEVANTAMIENTO. BES. P.O. GAS LIFT. FUENTE: Forecast, Campo Shushufindi-Aguarico, Shushufindi Aguarico, 24 de agosto del 2010 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

(34) 17. La tabla 1.5 muestra un resumen del número de pozos del Campo ShushufindiShushufindi Aguarico de acuerdo al sistema de levantamiento que se está empleando.. TABLA 1.5. NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL TIPO DE LEVANTAMIENTO. NÚMERO DE POZOS. BES. 77. GAS LIFT. 2. HIDRÁULICO. 7. FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingeniería de Petróleos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.. La figura 1.4 permite apreciar de manera gráfica los datos de la tabla anterior. FIGURA 1.4. NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. GAS LIFTHIDRÁULICO. BES. FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingeniería Ingeniería de Petróleos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara..

(35) 18. 1.10.3. HISTORIA DE PRODUCCIÓN El Campo Shushufindi se incorpora a la producción de petróleo en agosto de 1972. Inicia la producción de petróleo con 10 pozos a una tasa de 10.000 BPPD que hasta diciembre se incrementa a 70.000 BPPD con 20 pozos productores; en marzo de 1973 la tasa subió a 100.000 BPPD con 30 pozos productores. La tasa promedio de petróleo desde 1978 hasta 1994 fue de 100.000 BPPD.. A partir de 1995 la producción de petróleo inicia una declinación continua y un incremento acelerado en la producción de agua. En 1996 la producción es de 87.105 BPPD y 47.000 BAPD.. En 1997 produce 82.000, en 1998 produce 75.000, en 1999 produce 73.800 y en el 2000 produce 72.948 BPPD. Simultáneamente, en estos años la producción de agua se incrementa en forma drástica desde 48.400 a 72.000 BAPD.. En la actualidad la producción de agua supera a la de petróleo, convirtiéndose así, en el principal problema del campo. Los pozos se inundan rápidamente y disminuye la producción de petróleo, a tal punto que menos de la décima parte del campo se encuentra libre de inundación de agua.. Este efecto es provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo electrosumergible que es el más usado, pues permite la producción de volúmenes altos.. Como resultado de los trabajos de reacondicionamiento, de la perforación de pozos de desarrollo o de la implementación de sistemas de levantamiento artificial, la declinación de producción del campo se ha incrementado progresivamente y continuará acentuándose en los próximos años; esto puede corroborarse con los datos de producción anual presentados en la tabla 1.6..

(36) 19. TABLA 1.6. PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO AÑOS. PETRÓLEO BPPD. AGUA BAPD. FLUIDO BFPD. BSW %. 1972. 37570. 562. 38132. 1,5. 1973. 76577. 572. 77149. 0,7. 1974. 82262. 150. 82413. 0,2. 1975. 81508. 178. 81686. 0,2. 1976. 95464. 558. 96022. 0,6. 1977. 90792. 1322. 92114. 1,4. 1978. 105993. 2114. 108106. 2. 1979. 106429. 4010. 110440. 3,6. 1980. 102443. 4821. 107263. 4,5. 1981. 103631. 5112. 108743. 4,7. 1982. 102139. 8338. 110476. 7,5. 1983. 105282. 12268. 117550. 10,4. 1984. 104563. 16784. 121346. 13,8. 1985. 111848. 17015. 128863. 13,2. 1986. 116837. 16362. 133199. 12,3. 1987. 69886. 10676. 80563. 13,3. 1988. 110160. 24233. 134393. 18. 1989. 100949. 23728. 124677. 19. 1990. 100056. 28531. 128587. 22,2. 1991. 101274. 36954. 138228. 26,7. 1992. 99014. 39618. 138633. 28,6. 1993. 102191. 42719. 144910. 29,5. 1994. 98553. 49348. 147901. 33,4. 1995. 90483. 45008. 135491. 33,2. 1996. 87105. 47061. 134166. 35,1. 1997. 82160. 48430. 130590. 37,1. 1998. 75172. 51820. 126992. 40,8. 1999. 73817. 60615. 134432. 45,1. 2000. 72948. 72080. 145028. 49,7. 2001. 66661. 71178. 137839. 51,6. 2002. 61604. 75974. 137578. 55,2. 2003. 54034. 86190. 140224. 61,5. 2004. 55138. 77217. 132355. 58,3. 2005. 51850. 75693. 127543. 59,3. 2006. 49170. 78239. 127409. 61,4. 2007. 44733. 73254. 117987. 62,1. 2008. 45789. 101918. 147707. 69. FUENTE: Departamento de Yacimientos, Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

(37) 20. En la figura 1.5 muestra claramente como la producción de petróleo ha ido disminuyendo con el transcurso de los años mientras que la producción de agua se ha ido incrementando (Figura 1.6).. FIGURA 1.5 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972 AL 2008 160000 140000 120000. BPD. 100000 80000. Petróleo Agua. 60000. Fluido 40000 20000 0 1970. 1975. 1980. 1985. 1990. 1995. 2000. AÑOS. FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 2005. 2010.

(38) 21. FIGURA 1.6. BSW ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFIND-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972 AL 2008 80 70 60. %. 50 40 BSW. 30 20 10 0 1970. 1975. 1980. 1985. 1990. 1995. 2000. 2005. 2010. AÑOS. FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. La tabla 1.7 muestra los barriles tanto de petróleo como de agua acumulados a diciembre del 2008.. TABLA 1.7 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA PARA EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO FECHA. DICIEMBRE 2008. Acumulado Petróleo BLS. 1245'792.624. Acumulado Agua BLS. 489'362.919. FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.

(39) 22. 1.10.4. RECUPERACIÓN SECUNDARIA. El campo contaba con un sistema de inyección de agua para las formaciones U y T, el mismo que se inició en noviembre de 1984.. El proyecto en su parte fundamental programó inyectar 120.000 BAPD a través de 7 pozos inyectores ubicados en el flanco oeste de la estructura, con la finalidad de mantener o incrementar la presión de las formaciones U y T en la parte central y norte del Campo Shushufindi.. En el año 1987, la empresa operadora Texaco y la DNH, preocupados por la no admisión del agua de la formación U, que apenas aceptaba el 36% de la inyección programada, consideraron procedente la realización de un nuevo estudio de Simulación Matemática, el cual recomendó incrementar el número de pozos inyectores en 3, adelantando la línea de inyección y reduciendo el volumen de inyección en un 16% para la formación U. Desde 1990 la tasa de inyección de agua se redujo a 40.000 BAPD, siendo inyectados 10.000 BAPD a la formación U y 30.000 BAPD a la formación T.. En marzo de 1999 y basado en los estudios realizados sobre el comportamiento de la inyección de agua, se suspendió temporalmente la inyección a las dos formaciones (U y T) en razón del incremento acelerado del corte de agua a nivel general del campo, aunque la planta sigue tratando agua superficial para suministro de la población y del Campo Shushufindi. Se recomienda realizar un estudio urgente de recuperación mejorada bajo patrones de inyección.. 1.10.5. TASA DE PRODUCCIÓN ACTUAL (24 Agosto 2010). Actualmente, el Área de Shushufindi posee una producción promedio diaria de alrededor de 38.000 barriles de petróleo por día, 15.000 MPCD de gas de formación, en la estación norte se tiene un total de 25 pozos y una producción total de 12.569 BPPD..

(40) 23. En la estación central se tiene una producción de 18.132 18 132 BPPD con 33 3 pozos, en la estación sur-oeste oeste se tiene 3.557 BPPD con 9 pozos, en la estación sur su se produce 10.044BPPD PD con 15 pozos, s, y por ultimo en la estación Aguarico A se tiene 1.424 BPPD con 4 pozos. Estos valores se encuentran resumidos en la tabla 1.8 incluyendo la producción de agua. agua. TABLA 1.8. PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN PRODUCCIÓN DE NÚMERO DE ESTACIÓN PETRÓLEO POZOS BPPD 25 12.569 NORTE 33 18.132 CENTRAL 15 10.044 SUR 9 3.557 SUR OESTE 4 1.424 AGUARICO. PRODUCCIÓN DE AGUA BAPD 16.416 23.754 27.759 13.659 3.451. FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010, Campo Shushufindi-Aguarico Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. La figura 1.7 permite apreciar gráficamente los datos de producción expuestos anteriormente. FIGURA 1.7. PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN 30000 25000 20000 15000 PETRÓLEO 10000 5000 0. FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. AGUA.

(41) 24. Existen problemas en las facilidades de producción al no existir renovación de equipos y tuberías, además de que las instalaciones de superficie en muchos casos ya han cumplido el tiempo de vida útil sugerida por el fabricante.. En el proceso de producción de petróleo, éste pasa sin agua del tanque de reposo al tanque de oleoducto de la Estación Central para ser bombeado a Lago Agrio. El agua producida es tratada y reinyectada a la formación Tiyuyacu.. Del gas producido, una parte es entregada al complejo de Petroindustrial, y el gas residual se utiliza para generar energía eléctrica y para el sistema de producción por levantamiento neumático (gas lift).. La producción actual para el campo está en el orden de los 38.000 BPPD, con una tasa de declinación anual efectiva del 9%8.. 8. NTC Energy Group (NTC EG), Contrato: “Prestación de Servicios de Certificación de Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito Amazónico”..

(42) 25. CAPÍTULO II BOMBEO HIDRÁULICO. 2.1.. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para hacer que un pozo fluya a la superficie en volúmenes suficientes, la energía natural deberá ser suplementada por medios artificiales. Este suplemento a la energía natural se conoce como levantamiento artificial. La figura 2.1 ilustra gráficamente por medio de curvas de gradiente el paso gradual de un pozo de flujo natural a una situación de levantamiento artificial.. El objetivo de cualquier programa de levantamiento artificial debe consistir en desarrollar un proceso de producción que permita el aprovechamiento máximo, bajo las condiciones existentes, de la energía natural del yacimiento.. FIGURA 2.1. ETAPAS EN LA VIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO. FUENTE: Texto guía de Gas Lift. Ing. Ramiro Almeida Martínez.

(43) 26. Dentro de la clasificación existen cinco formas de levantamiento artificial utilizados comúnmente en la producción de petróleo •. Bombeo por varillas de succión o bombeo mecánico. •. Bombeo eléctrico sumergible. •. Levantamiento por gas ó Gas Lift. •. Cavidad Progresiva.. •. Bombeo hidráulico. En la figura 2.2 se representa un esquema general de cada uno de los sistemas de levantamiento mencionados.. FIGURA 2.2. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO DE ARTIFICIAL. FUENTE: Phoenix Artificial Lift Monitoring. Curso Schlumberger..

(44) 27. 2.1.1. BOMBEO POR VARILLA DE SUCCIÓN O BOMBEO MECÁNICO. Este sistema funciona mediante una bomba mecánica instalada en el fondo del pozo, con lo cual se logra el desplazamiento del fluido producido por el yacimiento. La transmisión de energía a la bomba se realiza mediante varillas conectadas a un aparato individual de bombeo (AIB) en superficie (figura 2.3).. FIGURA 2.3. BALANCÍN EMPLEADO EN BOMBEO MECÁNICO. FUENTE: Curso de Levantamiento Artificial Schlumberger 2.1.1.1. Componentes Equipo de Superficie • Balancín •. Vástago (Varillón pulido). •. Motor y caja reductora. Equipo de Fondo •. Alojamiento de la bomba. •. Bomba de profundidad. •. Varillas de bombeo.

(45) 28. 2.1.1.2. Aplicaciones El bombeo mecánico tiene grandes ventajas sobre los otros métodos en los pozos con las siguientes características: •. Tasas de producción bajas o medianas. •. Productividad baja. •. Bajas presiones de producción en el fondo del pozo. •. Bajas relaciones de gas en solución. •. Pozos verticales. 2.1.1.3.. Ventajas. •. No es peligroso en áreas urbanas. •. Las presiones de operación son bajas. •. El sistema en general es silencioso para ser usado en áreas de población. 2.1.2. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE. Es un sistema de levantamiento artificial que utiliza un motor eléctrico en el subsuelo para mover a una bomba centrífuga.. La principal función del sistema de bombeo electrosumergible para la extracción del petróleo, es proporcionar la energía adicional al fluido del yacimiento mediante el uso de bombas centrífugas multi-etapa, donde su caudal de operación es controlado mediante variadores de velocidad instalados en la superficie del pozo.. La forma en que se transfiere potencia a los fluidos es a través de la Bomba. A continuación en la figura 2.4 (a) se muestra una bomba electrosumergible multietapas y las partes de una etapa en la figura 2.4 (b)..

(46) 29. FIGURA 2.4. BOMBA ELECTROSUMERGIBLE. (a). (b). FUENTE: (a): Catálogo REDA- Schlumberger, (b) Catálogo REDA- Schlumberger.

(47) 30. La bomba es operada por un motor eléctrico. Para transferir la energía desde la superficie hasta el motor de fondo se debe utilizar un cable eléctrico. La energía eléctrica es convertida a energía mecánica por el motor.. 2.1.2.1.. Componentes. Equipo de Superficie •. Variador Frecuencia. •. Transformador de Potencia. •. Caja de Venteo. •. Cable de Superficie. Equipo de fondo •. Bomba. •. Entrada/Separador de Gas. •. Protector. •. Motor. •. Cable de Potencia. •. Sensor de presión y temperatura. Estos componentes pueden observarse en la figura 2.5..

(48) 31. FIGURA 2.5. COMPONENTES ELECTROSUMERGIBLE. DEL. SISTEMA. FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V. 2007. DE. BOMBEO.

(49) 32. 2.1.2.2.. Aplicaciones. Las bombas eléctricas sumergibles tienen grandes ventajas en los pozos con: •. Altas tasas de producción. •. Alta productividad. •. Bajas presiones de producción en el fondo del pozo. •. Bajas relaciones de gas en solución. 2.1.2.3.. Ventajas. •. Es un método flexible para producir en un rango muy amplio de gastos.. •. No tiene partes móviles en superficie, así; es aplicable en áreas urbanas. •. Bajo impacto ambiental al no haber derrames en superficie.. •. Posibilidad de automatizar su supervisión.. •. Es aplicable en pozos desviados y horizontales.. 2.1.3. LEVANTAMIENTO POR GAS O GAS LIFT. Es un proceso que consiste en levantar los fluidos de un pozo mediante el uso de un gas a presión relativamente alta que se inyecta en la columna de fluido en algún punto por debajo del nivel de fluido estático. La figura 2.6 presenta un esquema de este sistema.. 2.1.3.1.. Componentes. Equipo de Superficie •. Planta de tratamiento de Gas (Unidad de secado de gas). •. Compresor. Equipo de Fondo •. Mandriles. •. Válvulas.

(50) 33. FIGURA 2.6. ESQUEMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT. FUENTE: www.tandem-terminal.ru/i/oil-003.jpg. 2.1.3.2.. Aplicaciones. El levantamiento a gas en cualquiera de sus formas es indicado para casi todas las aplicaciones en campos petroleros aunque tiene grandes ventajas en pozos con: •. Altas tasas de producción. •. Alta productividad. •. Pozos verticales y desviados. •. Gas en solución. •. Presiones de producción en el fondo del pozo relativamente altas..

(51) 34. 2.1.3.3.. •. Ventajas. El costo inicial de los equipos de subsuelo es generalmente menor que en los otros métodos de levantamiento artificial.. •. Su flexibilidad es superior a la de las otras formas de levantamiento. Las instalaciones pueden ser diseñadas para levantar inicialmente desde cerca de la superficie y para levantar desde casi la profundidad total en el momento. del. agotamiento. del. yacimiento.. Las. instalaciones. de. levantamiento a gas pueden ser diseñadas para levantar desde uno hasta varios miles de barriles diarios. •. La producción de arena en el fluido producido no afecta a los equipos de levantamiento a gas en la mayoría de las instalaciones.. •. El levantamiento a gas no es afectado adversamente por la desviación del hoyo.. •. El número relativamente pequeño de partes móviles en un sistema de levantamiento a gas permite un levantamiento más duradero en comparación con las otras formas de levantamiento artificial.. •. Los costos de operación generalmente son mucho menores en los sistemas de levantamiento a gas que en los otros tipos de levantamiento, particularmente a grandes profundidades.. •. El levantamiento a gas es ideal para suplementar el gas de la formación con el fin de levantar artificialmente pozos con relaciones gas-petróleo (GOR) relativamente altas.. 2.1.4. CAVIDAD PROGRESIVA Este sistema de levantamiento es operado por medio de una bomba de fondo tipo “tornillo”, movida por varillas o por un motor eléctrico sub-superficial. La figura 2.7 muestra los tipos de cavidad progresiva..

(52) 35. FIGURA 2.7. CAVIDAD PROGRESIVA POR TORNILLO. MOVIDO POR MOTOR DE FONDO. MOVIDO POR VARILLA. FUENTE: Curso de Levantamiento Artificial-Schlumberger. 2.1.4.1.. Componentes. Equipo de Superficie •. Transformador y Generador. •. Motor con caja reductora. •. Variador de frecuencia. Equipo de Fondo •. Bomba de Cavidad Progresiva. •. Varillas de Bombeo.

(53) 36. 2.1.4.2.. Aplicaciones. •. Capaz de manejar sólidos y fluidos de alta viscosidad. •. Pozos verticales. •. Para caudales menores a 3.500 BPD. •. En pozos poco profundos. •. Para temperaturas menores 250 °F. •. Cuando el fluido no se emulsiona. •. Para alta eficiencia volumétrica. 2.1.4.3.. Ventajas. •. Diseño simple de dos piezas (rotor y estator). •. La interferencia de ajuste entre el rotor y el estator crea una serie de cavidades aisladas.. •. La rotación del rotor causa que las cavidades se muevan o “progresen” de un extremo de la bomba al otro. 2.1.5. BOMBEO HIDRÁULICO. 2.1.5.1.. Introducción. Puesto que el presente estudio trata sobre el Sistema de Bombeo Hidráulico en el campo Shushufindi, se profundizará más sobre este Sistema de Levantamiento.. El método del Bombeo Hidráulico se remonta desde la época de los egipcios, cuando ellos utilizaban este principio para bombear agua (sistema de balancín y varillas). Dentro de la industria petrolera se remonta al siglo XX; en la actualidad este sistema se utiliza para levantar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie.. Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento artificial hidráulico como la bomba de Faucett que en el subsuelo fue una bomba.