UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN
DE UN SISTEMA DE BOMBEO PCP (PROGRESSING CAVITY
PUMP) PARA EL MEJORAMIENTO EN POZOS MADUROS
CON PRODUCCIÓN DE ARENAS EN EL CAMPO TARAPOA
DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA.
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
ERICK PATRICIO BALLESTEROS VALDIVIESO
DIRECTOR: ING. RAÚL DARIO BALDEÓN LÓPEZ
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 1722379219
APELLIDO Y NOMBRES: Ballesteros Valdivieso Erick Patricio
DIRECCIÓN: Vasco de Contreras y Villalengua
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: 2257828
TELÉFONO MOVIL: 0984436137
DATOS DE LA OBRA TITULO:
ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE BOMBEO PCP (PROGRESSING CAVITY PUMP)
PARA EL MEJORAMIENTO EN POZOS MADUROS CON PRODUCCIÓN DE ARENAS EN EL CAMPO TARAPOA DE LA AMAZONÍA
ECUATORIANA.
AUTOR O AUTORES: Erick Patricio Ballesteros Valdivieso FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO
DE TITULACIÓN:
28 de Septiembre del 2016
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN: Ing. Raúl Darío Baldeón López
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos RESUMEN:
mejoras presentadas en los pozos, tanto en la producción de petróleo como en la disminución de producción de arena desde su implementación hasta la actualidad y por último se analiza económicamente la rentabilidad de la implementación de un sistema PCP y el tiempo que demora recuperar la inversión inicial del proyecto, y desde que momento empieza a generar ganancias netas
PALABRAS CLAVES: Bloque Tarapoa, levantamiento artificial por cavidades progresivas, estudio técnico, estudio económico.
ABSTRACT: This degree work is directed to the
economic-technical study of an artificial lift system by progressive cavity pumping for the improvement of sand production in mature wells in the Tarapoa Block in the Ecuadorian Amazon region. This study will provide a solution to the several current issues in the production, as well as a correct plan for the
implementation of the PCP system
KEYWORDS Tarapoa Block, artificial lift by
progressive cavity (PCP), technical analysis, economic analysis
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio Digital de la Institución.
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, ERICK PATRICIO BALLESTEROS VALDIVIESO, CI 1722379219 autor
del proyecto titulado: ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE BOMBEO PCP (PROGRESSING CAVITY PUMP) PARA EL MEJORAMIENTO EN POZOS MADUROS CON PRODUCCIÓN DE ARENAS EN EL CAMPO TARAPOA DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA previo a la obtención del título de Ingeniero de petróleos en la Universidad Tecnológica Equinoccial.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las
instituciones de educación superior, de conformidad con el artículo 144
de la ley orgánica de educación superior, de entregar a la SENESCYT
en formato digital una copia del referido trabajo de graduación para que
sea integrado al sistema nacional de información de la educación
superior del Ecuador para su difusión pública respetando los derechos
de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial
a tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito de
generar un repositorio que democratice la información, respetando las
políticas de propiedad intelectual vigentes.
Quito, Septiembre de 2016
ERICK PATRICIO BALLESTEROS VALDIVIESO
DECLARACIÓN
Yo ERICK PATRICIO BALLESTEROS VALDIVIESO, declaro que el trabajo
aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
ERICK PATRICIO BALLESTEROS VALDIVIESO
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título Estudio técnico económico de la implementación de un sistema de bombeo PCP (progressing cavity pump) para el mejoramiento en pozos maduros con producción de arenas en el campo Tarapoa de la Amazonía ecuatoriana, que, para aspirar al título de Ingeniero en Petróleos fue desarrollado por Erick Patricio Ballesteros Valdivieso, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería e Industrias; y cumple con las
condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos
19, 27 y 28.
Raúl Darío Baldeón López
DEDICATORIA
Quiero dedicar este trabajo a mis padres, Aldrin y Mire y a mi hermana July,
que sin duda han sido el sustento diario en mi vida, pero especialmente a mi
madre, por sus consejos, enseñanzas y amor, sin duda ella es la razón principal para querer superarme cada día, este logro es para ti y gracias a ti….
A mi enamorada Paola, por su paciencia y apoyo en cada etapa de este largo
camino.
A mis tíos, facho, flaco y albita, a mis abuelos, fernandi y mamalbi por su
apoyo y ayuda incondicional, gracias por ser parte de mi formación y estar
conmigo en cada aventura.
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios y a mi “Lola” Dolorosa por cuidarme y brindarme la
oportunidad de estudiar.
A mi padre Aldrin, a mi madre Mireya y a mi hermana Juliana por ser el
soporte de mi vida, y haber estado conmigo durante todo este tiempo,
especialmente a mis padres, por brindarme la oportunidad de estudiar y
ayudarme a lo largo de toda mi carrera, les estaré eternamente agradecido.
Agradezco a mi director de tesis, Ing. Raúl Baldeón por ayudarme con todo lo
que he necesitado para la elaboración de este trabajo, y estar pendiente y
disponible cada que he necesitado de su ayuda.
Al Ing. Edwin Plúas por su apoyo y colaboración durante todo el proceso del
trabajo.
Y finalmente quiero agradecer a la carrera de ingeniería en petróleos de la
Universidad Tecnológica Equinoccial, por haberme brindado tanto
conocimiento, y formarme como un excelente profesional y persona, gracias
a todos mis maestros por lo brindado durante este largo camino.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN X
ABSTRACT XI
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 PROBLEMA 1
1.2 JUSTIFICACIÓN 2
1.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO 3
1.3.1 OBJETIVO GENERAL 3
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
2. MARCO TEÓRICO 5
2.1 GENERALIDADES DEL BLOQUE TARAPOA 5
2.2 SELECCIÓN DEL CAMPO 6
2.2.1 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS Y ESTRATIGRÁFICAS DEL
CAMPO FANNY 7
2.2.2 PROPIEDADES DE FLUIDOS DEL CAMPO FANNY 7
2.2.3 RESERVAS DEL CAMPO FANNY 8
2.2.4 POZOS ACTUALES PERFORADOS EN EL CAMPO FANNY 9
2.2.5 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO FANNY 9
2.2.5.1 Tipos de mecanismos 9
2.2.5.2 Tipos de levantamientos artificial instalados 10
2.3 PROBLEMAS ASOCIADOS A LA PRODUCCIÓN DE ARENA EN EL
CAMPO FANNY 10
2.3.1 MOTIVOS PARA LA PRODUCCIÓN DE ARENA 10
ii
2.3.3 TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA. 11
2.3.3.1 Gravel Pack 12
2.4 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO POR CAVIDAD
PROGRESIVA 12
2.4.1 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO 12
2.4.2 CARACTERÍSTICAS 13
2.4.3 EQUIPOS DE FONDO Y SUPERFICIE 13
2.4.4 RANGO OPERACIONAL DE UN SISTEMA PCP 14
2.4.5 BENEFICIOS DEL SISTEMA PCP 14
2.4 6 DESVENTAJAS DEL SISTEMA PCP 14
3. METODOLOGÍA 15
3.1 UNIVERSO Y MUESTRA 15
3.1.1 METODOLOGÍA Y TÉCNICAS 15
3.1.2 RECOLECCIÓN DE DATOS 15
3.2 ANÁLISIS TÉCNICO PARA LA SELECCIÓN DE LA BOMBA PCP A
INSTALARSE. 16
3.3 ANÁLISIS ECONÓMICO 29
3.3.1 INTRODUCCIÓN 29
3.3.2 CONSIDERACIONES GENERALES PARA EL ANÁLISIS
ECONÓMICO 29
3.3.2.1 Inversiones 30
3.3.2.2 Costos de implementación. 30
3.3.2.3 Tiempo de recuperación de la inversión. 31
3.3.2.4 Costo de producción 31
3.3.2.5 Ingresos mensuales 31
3.3.2.6 Flujo de caja 31
3.3.2.7 Valor actual neto (VAN) 32
3.3.2.8 Tasa interna de retorno (TIR). 33
iii
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 35
4.1 PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DE LOS POZOS 35
4.1.1 POZOS QUE PRODUCEN CRUDO PESADO EN AL CAMPO
FANNY DEL BLOQUE TARAPOA 35
4.1.2 POZOS CON PROBLEMA DE PRODUCCIÓN DE ARENA 36
4.1.3 POZOS CON ALTA RELACIÓN GAS PETRÓLEO (GOR) 37
4.1.4 POZOS CON BAJA PRODUCCIÓN 37
4.1.5 POZOS CON BAJO ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD 38
4.2 SELECCIÓN DE LOS POZOS PARA LA APLICACIÓN DEL SISTEMA
DE BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA (PCP). 38
4.3 POZO FANNY 18B-114 COMPLETADO CON SISTEMA PCP 39
4.3.1 ANÁLISIS Y ESTIMACIÓN DE RESERVAS DE PETRÓLEO FANNY
18B-114 39
4.3.2 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO FANNY 18B- 114 40
4.3.3 CARACTERÍSTICAS DEL POZO Y DE LOS FLUIDOS FANNY
18B-114 40
4.3.4 DISEÑO DE LA BOMBA PCP INSTALADA EN EL POZO FANNY
18B-114 41
4.3.5 RESULTADOS DE LOS PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DE
LA BOMBA FANNY 18B-114 42
4.3.6 SELECCIÓN DE LA BOMBA INSTALADA EN EL POZO FANNY
18B-114 43
4.3.7 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN HISTÓRICA DEL POZO FANNY
18B-114 CON SISTEMA PCP 44
4.3.8 DESEMPEÑO DE OPERACIÓN DE LA BOMBA PCP INSTALADA
EN EL POZO FANNY 18B-114 45
4.4 POZO FANNY 18-B 116 COMPLETADO CON SISTEMA PCP 45
4.4.1 RESERVAS DE PETRÓLEO DEL POZO FANNY 18B-116 46
iv
4.4.3 CARACTERÍSTICAS DEL POZO Y DE LOS FLUIDOS ANTES DE
LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA PCP EN EL POZO FANNY
18B-116 46
4.4.4 DISEÑO DE LA BOMBA PCP INSTALADA EN EL POZO FANNY
18B-116 47
4.4.5 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD DEL POZO FANNY 18B-116 ANTES
DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA PCP 48
4.4.6 RESULTADOS DE LOS PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DE
LA BOMBA FANNY 18B-116 49
4.4.7 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE LA BOMBA 130-D-3600 55
4.4.8 RESULTADOS DE PRODUCCIÓN CON SISTEMA PCP FANNY
18B-116 56
4.4.8.1 Tasa de producción del pozo Fanny 18B-116 56
4.4.8.2 Análisis de producción histórica del pozo Fanny 18B-116 con
sistema PCP. 56
4.4.9 DESEMPEÑO DE OPERACIÓN DE LA BOMBA PCP INSTALADA
EN EL POZO FANNY 18B-116 57
4.5 RESULTADO DEL ANÁLISIS ECONOMICO 57
4.5.1 COSTO DE IMPEMETNACIÓN DE UN SISTEMA PCP 57
4.5.2 RESULTADO ANÁLISIS ECONÓMICO FANNY 114 59
4.5.2.1 Tiempo de recuperación de la inversión y flujo de caja neto pozo
Fanny 18B-114. 59
4.5.2.2. Costo de producción pozo Fanny 18B-114 60
4.5.2.3 Ingresos mensuales Fanny 18B-114 61
4.5.2.4 Flujo de caja Fanny 18B-114 62
4.5.2.5 Valor actual neto, 18B-114 63
4.5.2.6 Tasa interna de retorno Fanny 18B-114 63
4.5.2.7 Relación costo beneficio Fanny 18B-114 63
4.5.3 ANÁLISIS ECONOMICO FANNY 18B-116 64
4.5.3.1 Tiempo de recuperación de la inversión y flujo de caja neto pozo
Fanny 18B-116. 65
v
4.5.3.3 Ingresos mensuales Fanny 18B-116 66
4.5.3.4 Flujo de caja Fanny 18B-116 67
4.5.3.5 Valor actual neto, 18B-116 69
4.5.3.6 Tasa interna de retorno Fanny 18B-116 69
4.5.3.7 Relación costo beneficio Fanny 18B-116 69
5. CONCLUISIONES Y RECOMENDACIONES 71
5.1 CONCLUSIONES 71
5.2 RECOMENDACIONES 72
BIBLIOGRAFÍA 73
vi
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla. 1 Resultados de perforación y evaluación inicial 6
Tabla. 2 Potencial referencial Bloque Tarapoa 6
Tabla. 3 Propiedades de los fluidos del Campo Fanny 18B 8 Tabla. 4 Potencial de producción diario según la arena productora campo
Fanny. 9
Tabla. 5 Tipos de elastómeros 26
Tabla. 6 Clasificación de los crudos según grado API 35
Tabla. 7 Arenamiento yacimiento M-1 36
Tabla. 8 Valores de relación Gas- Petróleo PAD 100 37
Tabla. 9 Producción de petróleo promedio PAD 100 37
Tabla. 10 Datos del Pozo Fanny 18B-114 41
Tabla. 11 Resultados ecuación 1 - 17 42
Tabla. 12 Características bomba 200-D-2600 LIFTEQ 43
Tabla. 13 Producción pozo Fanny 18B-114 con sistema PCP (2011-2016) 44 Tabla. 14 Reservas del reservorio del pozo Fanny 18B-116 46
Tabla. 15 Datos del Pozo Fanny 18B-116 47
Tabla. 16 Prueba de bulid-up pozo Fanny 18B-116: Febrero 2016 48 Tabla. 17 Resultados ecuaciones 1 – 17 Fanny 18B-116 49 Tabla. 18 Resultados ecuaciones 18 – 22 Fanny 18B-116 52 Tabla. 19 Resultados ecuaciones 23 – 25 Fanny 18B-116 52 Tabla. 20 Resultados ecuaciones 26 – 27 Fanny 18B-116 53
Tabla. 21 Características bomba 130-D-3600 LIFTEQ 55
Tabla. 22 Prueba de pozo Fanny 18B-116: Febrero 2016 56 Tabla. 23 Producción del pozo Fanny 18B-116 con sistema PCP 57 Tabla. 24 Costos de implementación de un sistema PCP 58
Tabla. 25 Flujo de caja pozo Fanny 18B-114 60
Tabla. 26 Costo de producción pozo Fanny 18B-114 60
Tabla. 27 Ingresos mensuales Fanny 18B-114 61
vii
Tabla. 29 Análisis económico pozo Fanny 18B-114 64
Tabla. 30 Flujo de caja Fanny 18B-116 65
Tabla. 31 Costo de producción pozo Fanny 18B-116 66
Tabla. 32 Ingresos mensuales Fanny 18B-116 67
Tabla. 33 Flujo de caja Fanny 18B-116 68
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Localización del bloque Tarapoa 5
Figura 2. Columna estratigráfica Campo Fanny 7
Figura 3. Reservas totales campo Fanny, al 31 de Diciembre del 2015. 8 Figura 4. Gráfico para determinar el amperaje del cable consultor 24 Figura 5. Gráfica para determinar la caída de voltaje en el cable 25
Figura 6. Sellos serie 513 27
Figura 7. Tamaños disponibles del mecanismo reductor 28
Figura 8. Gráfica torque vs RPM 29
Figura 9. Valor actual neto 32
Figura 10. Relación costo- beneficio 34
Figura 11. Mapa estructural de la zona saturada de crudo pesado, campo
Fanny, Yacimiento M-1 36
Figura 12. Relación de desempeño de flujo PAD 100. 38
Figura 13. Producción del pozo Fanny 18B-114 40
Figura 14. Curva de IPR Fanny 18B- 116 48
Figura 15. Nueva curva IPR pozo Fanny 18B-116 50
Figura 16. Especificaciones bomba 130D-3600 51
ix
INDICE DE ANEXOS
PAGINA
Anexo I. Potencial de referencia de los campos del Bloque Tarapoa a
Agosto del 2016 75
Anexo II. Reservas del campo Fanny al 31 de diciembre 2015 76 Anexo III. Relación de Presión en función del tiempo del Yacimiento M-1
Campo Fanny 77
Anexo IV. Comparación de condiciones de operación entre sistema BES y
PCP 78
Anexo V. Esquema de completación Pozo Fanny 18B- 114 79 Anexo VI. Correlación de registros eléctricos, Pozo: Fanny 18B-115, Fanny
18B-116, Fanny 18B-107 80
Anexo VII. Esquema de completación Fanny 18B-116 81
Anexo VIII. Especificaciones y Diámetros del Cable del sistema de bombeo
eléctrico sumergible (BES) 82
Anexo IX. Análisis de sensibilidad bomba 130D-3600 pozo Fanny 18B-116 83
x
RESUMEN
Trabajo de titulación dirigido al el estudio técnico económico de un sistema de
levantamiento artificial mediante bombeo por cavidades progresivas para el
mejoramiento en pozos maduros con producción de arenas en el Bloque
Tarapoa de la Amazonía ecuatoriana. El presente estudio facilitará una
solución a los diversos problemas presentes en la producción, así como un
correcto diseño para la implementación del sistema PCP. Se menciona
generalidades del Bloque Tarapoa, se selecciona el principal campo productor
de este bloque para la aplicación del sistema, se analiza las condiciones que
presentan tanto los fluidos como los yacimientos productores de este campo,
se seleccionan dos pozos de este campo bajo las siguiente consideraciones:
Pozos que producen crudo pesado, pozos con problemas de producción de
arenas, relación gas-petróleo alta, bajo índice de productividad y baja tasa de
producción. Se realizan los cálculos necesarios para la selección de las
bombas a implementar en los pozos, se analiza el rendimiento operacional de
las bombas instaladas, las mejoras presentadas en los pozos, tanto en la
producción de petróleo como en la disminución de producción de arena desde
su implementación hasta la actualidad. Se analiza económicamente la
rentabilidad de la implementación de un sistema PCP y el tiempo que demora
recuperar la inversión inicial del proyecto, y desde que momento empieza a
generar ganancias netas, concluyendo que la instalación del sistema PCP en
los pozos seleccionados mejoró de manera considerable las condiciones de
producción y generó ganancias a corto plaza, por lo que se recomienda la
aplicación de este tipo de levantamiento artificial en pozos que presenten
características similares a los estudiados,
xi
ABSTRACT
This degree work is directed to the economic-technical study of an artificial lift
system by progressive cavity pumping for the improvement of sand production
in mature wells in the Tarapoa Block in the Ecuadorian Amazon region. This
study will provide a solution to the several current issues in the production, as
well as a correct plan for the implementation of the PCP system. Some general
aspects of the Tarapoa Block are mentioned, the main productive field of this
block is selected for the application of the system, the conditions showed by
the fluids as well as the deposits of this field are analyzed, two wells of this
fields are selected under the following considerations: Wells that produce
heavy crude oil, wells with issues in the production of sands, high GOR
relation, low productivity rate and low production rate. The necessary
estimates are carried out for the selection of the pumps to be implemented in
the wells, the operation output of the installed pumps are analyzed as well as
the improvements presented in the wells, in the production of oil as well as in
the reduction of the production of sand since the beginning of the
implementation to the present. The profitability of the implementation of a PCP
system is analyzed economically as well as the elapsed time to recover the
initial investment of the project and from what moment it starts generating net
profits, concluding that the installation of the PCP system in the selected wells
considerably enhanced the conditions of the production and generated profits
in the short term; therefore, the application of this type of artificial lifting in wells
that show similar features as the ones studied, is recommended.
1
1. INTRODUCCIÓN
El Campo Tarapoa fue concesionado en el año de 1975 a las empresas
Cepco, Cayman Oil Company, y Southern Union Production Co, siendo este
uno de los campos más antiguos del país, actualmente el bloque es operado
por la compañía Andes Petroleum, su producción diaria es de alrededor de
35000 BPPD, teniendo a M-1 y U Inferior como los reservorio más
importantes, con un API de 21 ° en promedio, el bloque Tarapoa cuenta con
21 campos productores, los cuales son: Fanny, Mariann, Mariann 4A, Mariann
Norte, Mariann Sur, Shirley, Dorine, Mahogany, Alice, Alice Sur, Alice Norte,
Alice Oeste, Sonia, Chorongo, Esperanza, Colibrí, Dorine Norte, Dorine G,
Dana, Chorongo Este y Johanna.
Siendo su principal y más antiguo campo productor Fanny, por tal motivo el
estudio se centrará en el estudio y aplicación del sistema PCP en pozos del
PAD100 perforados en esta zona.
1.1 PROBLEMA
En las últimas décadas la industria petrolera se ha interesado en la explotación
de crudo pesado, recurso que representa aproximadamente el 40% de las
reservas mundiales de petróleo, y a su vez, será el crudo más explotado en el
Ecuador, debido a la falta de crudo liviano para explotación, por lo tanto, se
ha dado lugar a la investigación y desarrollo de nuevas tecnologías que
permitan optimizar la producción de este tipo de crudo.
Actualmente en nuestro país se ha implementado tecnologías para producir
todo tipo de petróleo, por medio de varios sistemas de levantamiento artificial
como: Bombeo Electrosumergibles (BES), Bombeo Hidráulicos (BH) y
Bombeo de Cavidad Progresiva con motor eléctrico en superficie (PCP) y
motor eléctrico de fondo (ESPCP/ BESCP) para petróleo pesado
2
1.2 JUSTIFICACIÓN
El sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva (PCP) es una tecnología ya
usada e instalada en el país, y usada en el Campo Tarapoa, con la finalidad
de producir crudos pesados con producción de arena del yacimiento M-1, por
tal motivo es requerido un análisis técnico-económico para su
implementación, operación y desempeño, logrando así optimizar la
producción mediante la correcta selección y diseño de este sistema de
levantamiento artificial
Lamentablemente con el pasar de los años, la producción de hidrocarburos
ha ido declinando progresivamente, debido a varios problemas, ya sean de
producción o del reservorio. Por lo que en los últimos años, el desafío de la
industria petrolera en el Ecuador, ha sido mejorar las diferentes tecnologías
ya existentes e implementar nuevas, para optimizar la producción de petróleo
y de modo particular de crudo pesado, los cuales representan, un mayor grado
de dificultad que el petróleo convencional, por sus características y su
complejidad de extracción.
Económicamente el sector hidrocarburífero, ha sido el sostén económico para
el estado ecuatoriano, pudiendo decir, que en el último medio siglo ha llegado
a ser la raíz de la economía del Ecuador. Y esto podemos notarlo ya que el
presupuesto anual del Estado está fijado principalmente en base a los
ingresos percibidos por la comercialización de petróleo; por estas razones es
muy importante que la producción de crudo en el país incremente
constantemente. En general, el sistema de PCP es una alternativa muy
rentable y confiable económicamente hablando, ya que resuelve muchos de
los problemas que se presentan al usar los otros métodos de levantamiento
artificial, y una vez, logrado optimizar dicho sistema, es muy sencillo poder
realizar un control y un seguimiento del mismo.
Técnicamente el sistema de Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un
3
crudo pesado, así como en fluidos muy viscosos y posee pocas partes móviles
por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo. Hoy en día el bombeo
por cavidades progresivas es destacado como sistema de levantamiento
artificial, en recuperación de petróleos pesados. En los últimos años el sistema
PCP ha experimentado un incremento gradual como un método de extracción
artificial común.
Ambientalmente, el sistema de levantamiento por cavidades progresivas, es
uno de los mecanismos de levantamiento artificial menos ruidoso y de bajo
nivel acústico para el medio ambiente, debido a su pequeño tamaño y
limitación de uso en superficie De esta manera, se generará un menor
impacto en la zona que está siendo producida, y todo trabajo realizado con
este método, deberá cumplir con las buenas prácticas ambientales que deben
ser llevadas en la industria petrolera.
1.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
Crear un estudio técnico-económico de la implementación de un sistema de
bombeo PCP (progressing cavity pump) para el mejoramiento de la
producción de petróleo en campos maduros con producción de arenas en el
campo Tarapoa de la Amazonía ecuatoriana.
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
a) Compilar información acerca de los diversos historiales de producción
y de reacondicionamiento de pozos del campo Tarapoa,
específicamente de los pozos seleccionados en Fanny 18B.
b) Analizar los parámetros técnicos a considerarse para completar pozos
4
c) Seleccionar los pozos aptos para ser completados con Bombas de
Cavidad Progresiva (PCP) o con Bombas Electrosumergibles de
Cavidad Progresiva (BESCP).
d) Definir técnicamente el desempeño operacional del Sistema PCP
instalado en los pozos seleccionados.
e) Analizar técnica y económicamente los resultados obtenidos en pozos
5
2. MARCO TEÓRICO
2.1 GENERALIDADES DEL BLOQUE TARAPOA
a) Ubicación Geográfica del Campo Tarapoa
El campo Tarapoa está localizado al noroeste de la provincia de Sucumbíos
(Figura 1). Andes Petroleum S.A. tiene todos los derechos de operación y
explotación de dicho bloque, desde Febrero del año 2006. El campo Tarapoa
posee una extensión de 363 km2 y las zonas con mayor potencial de
hidrocarburos son Dorine, Fanny 18B, Mariann y Alice.
Figura 1. Localización del bloque Tarapoa (ARCH, 2016)
b) Historial exploratorio del Campo Tarapoa
Dentro del bloque Tarapoa se descubre e inicia su producción el yacimiento
del campo Fanny, en el año de 1972. En los primeros pozos perforados en
dicho año, se encontró petróleo en las arenas M-1 y U inferior, los resultados
6 Tabla. 1 Resultados de perforación y evaluación inicial
RESULTADOS DE PERFORACIÓN Y EVALUACIÓN INICIAL
Campo Fecha Pozo Tipo Arena bfpd bppd BSW
% API
Fanny 18B
Jul-72 Fanny 18B-1 Exploratorio M1 190 130 25 23
Sept-75 Fanny 18B-2 Desarrollo M1 2 143 2 139 0.1 22
Oct-78 Fanny 18B-3 Desarrollo M1 931 929 0.4 22
(ARCH, 2016)
C) Producción actual del bloque Tarapoa
Actualmente el bloque Tarapoa cuenta con 16 campos en producción y 5
campos parados, la producción diaria en barriles de petróleo de este bloque
es de 35 306 y 528 652 barriles de fluido diarios, la tabla 2 muestra la
producción diría del bloque Tarapoa al mes de Agosto del 2016.
Tabla. 2 Potencial referencial Bloque Tarapoa
POTENCIAL REFERENCIAL BLOQUE TARAPOA
TOTAL
bfpd bppd bapd GAS (mpcpd) GOR (pcd-bbl) BSW % API seco
528 652 35 306 493 346 4.608 131 93.3 21.0
(ARCH, 2016)
En el anexo I se puede evidenciar el potencial referencial diario de cada
campo por separado.
2.2 SELECCIÓN DEL CAMPO
El presente trabajo de titulación se centrará en pozos del campo Fanny debido
a que es el campo más antiguo en producción del bloque Tarapoa y es el
mayor productor de petróleo de este bloque como se pudo observar en las
7
2.2.1 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS Y ESTRATIGRÁFICAS DEL CAMPO FANNY
El campo Fanny posee una mezcla de trampas estructurales y estratigráficas,
produciendo petróleo principalmente de la arenisca del yacimiento M-1 de la
formación Napo, sin embargo posee Hidrocarburo en las formaciones
productoras U, T y Basal Tena, pero en pocas cantidades. La figura 2 muestra
los detalles litológicos de las formaciones de la Cuenca Oriente.
Figura 2. Columna estratigráfica Campo Fanny (ARCH, 2016)
2.2.2 PROPIEDADES DE FLUIDOS DEL CAMPO FANNY
En la tabla 3 podremos observar la caracterización promedio de los fluidos
8 Tabla. 3 Propiedades de los fluidos del Campo Fanny 18B
Propiedades de los fluidos del Campo Fanny 18B.
Arena Viscosidad dinámica (cP) Factor volumétrico (bbls/STB) Saturación inicial de agua (%) Permeabilidad (mD) Temperatura Reservorio
(oF)
Presión Reservorio
(psi) API
M1 (Sureste) 9.62 1.2 28 2 600 200 2 500 13.5
U inferior 10.2 1.12 28 660 210 3 300 22.0
(ARCH, 2016)
2.2.3 RESERVAS DEL CAMPO FANNY
El campo Fanny cuenta con 253 MMBN de petróleo original in situ
provenientes de sus dos yacimientos principales, M1 (207 MMBN) y U inferior
(46 MMBN) y unas reservas totales de 148 MMBN a Diciembre del 2015. El
anexo II muestra de forma más detalla las reservas presentes en este campo
según su arena productora.
En la figura 3 podemos observar que la mayoría de reservas de este campo,
se encuentran en la arena productora M-1 con un porcentaje del 82% de
reservas totales, dejando con un 18% a las reservas presentes en la arena U
inferior.
Figura 3. Reservas totales campo Fanny, al 31 de Diciembre del 2015. (BALLESTEROS, 2016)
M-1 82% (207MMBN) U inferior
18% (46 MMBN)
9
2.2.4 POZOS ACTUALES PERFORADOS EN EL CAMPO FANNY
En la actualidad (agosto 2016) el campo cuenta con 142 pozos perforados y
83 pozos en producción de los cuales 52 se encuentran en el yacimiento M-1
y 31 pozos en U inferior, produciendo diariamente un promedio de 110 00
bppd.
La tabla 4 muestra los diferentes valores de producción diario según la arena
productora.
Tabla. 4 Potencial de producción diario según la arena productora campo Fanny.
POTENCIAL POR ARENAS
ARENA bfpd bppd bapd
BSW (%)
GAS (mpcpd)
GOR
(pcd/bbl) API
M-1 151 677 7 933 143 744 9.,6 1 127 142 16.2
U INFERIOR 35 282 3 048 32 234 84.5 573 188 17.8
TOTAL 186 959 10 981 175 978 90.55 1 700 165 17.0
(ARCH, 2016)
2.2.5 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO FANNY
2.2.5.1 Tipos de mecanismos
Dentro de las arenas M-1 y U inferior se tiene dos principales mecanismos de
producción: empuje de gas en solución y empuje hidráulico, sea este activo o
parcial.
La arena productora M-1 va a mantener su presión a lo largo del tiempo de
producción, como se observa en el anexo III, lo que evidencia la presencia de
un acuífero de fondo parcial, actualmente en el campo Fanny se está
inyectando agua directo al acuífero, con el fin de conservar la presión en el
10
2.2.5.2 Tipos de levantamientos artificial instalados
Dentro del campo Fanny actualmente se encuentran instalados tres tipos de
levantamiento artificial, bombeo eléctrico sumergible (BES), bombeo
hidráulico (BH) y bombeo de cavidad progresiva (PCP).
2.3 PROBLEMAS ASOCIADOS A LA PRODUCCIÓN DE
ARENA EN EL CAMPO FANNY
Uno de los objetivos de este trabajo de titulación es poder implementar el
sistema PCP en pozos con problemas de arenamiento, por lo que es
importante conocer los diferentes motivos de producción de arena y las
técnicas que existen en la actualidad para controlar este problema, y en base
a ello poder escoger una técnica de control adecuada para nuestro sistema.
2.3.1 MOTIVOS PARA LA PRODUCCIÓN DE ARENA
Problemas asociados a la producción de arena, son más frecuentes en
formaciones con poca profundidad, sin embargo puede ocurrir este problema
en condiciones totalmente contrarias, es decir a grandes profundidades.
Entre los principales motivos de problemas o fallas para la producción de
arena tenemos:
Ángulo de fricción.
Cohesión.
Resistencia.
Esfuerzo efectivo.
Presión de poro.
Fallas de corte.
Fallas por tracción.
Fallas Volumétricas.
11
Altas tasas de producción.
Malas prácticas de completación.
2.3.2 CONSECUENCIAS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA.
Un descontrol en la producción de arena nos va a generar graves
consecuencias en nuestra operación, y será un golpe económico muy fuerte,
debido a los diferentes costos operativos, daño en los quipos y a la
disminución de la producción. Las principales consecuencias o problemas
atados a la producción de arena son:
Obstrucción o taponamiento en las zonas perforadas.
Daños dentro de tuberías, casing o tubing.
Reducción de producción.
Erosión en equipos de fondo y superficie.
Daño en válvulas y líneas de flujo.
2.3.3 TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA.
En la actualidad existen diversos métodos para controlar este tipo de
problemas, entre los principales tenemos:
Gravel Pack.
Bombas para manejo de arenas.
Inyección de resinas poliméricas.
Disparos orientados.
Perforaciones orientadas.
Producción libre de arena.
Mallas y Liners ranurados.
12
Sin embargo nos enfocaremos sólo en el sistema de empacaduras con grava
o Gravel Pack, debido a que ya fue usado en pozos con similares problemas
dentro del mismo campo, dando resultados muy satisfactorios.
2.3.3.1 Gravel Pack
Este método de control de producción de arena es uno de los más utilizados
actualmente, aunque no siempre sean la mejor elección, han brindado
excelentes resultados en los pozos instalados con este método, reduciendo y
controlando de manera significativa la producción de arena.
a) Ventajas
Su eficiencia de control de producción de arena es muy alta en
intervalos de gran longitud, así como en intervalos con presencia
de lutitas o con una elevada concentración de arcilla.
Su costo de implementación es menor en comparación con tratamientos o implementaciones químicas.
b) Desventajas
Su implementación está restringida al tamaño del diámetro interno de la tubería.
Erosión y corrosión en los componentes del equipo debido a la composición de los fluidos producidos.
2.4 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO POR CAVIDAD
PROGRESIVA
2.4.1 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO
La bomba creará un desplazamiento positivo proveniente de un estator y un
rotor helicoidal incluidos en ella, será una combinación de movimientos de
traslación y rotación, de esta forma el fluido presente en el fondo se
13
decir, gracias a este movimiento, se producirá una succión de fluido en la
bomba que posteriormente será descargado en el cabezal.
El sistema PCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en
superficie y una bomba de fondo que estará compuesta de un rotor de acero,
en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un
estator de elastómero vulcanizado.
La operación de la bomba es sencilla, a medida que el rotor gira
excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre
las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba
hasta su descarga.
2.4.2 CARACTERÍSTICAS
Su sistema de levantamiento generará una muy buena eficiencia volumétrica.
Alta capacidad en el torque.
Entradas altamente mejoradas.
Sistema instalado por medio de la tubería de producción.
Alta eficiencia en el separador de gas.
Facilidad de producción de fluidos muy viscosos.
2.4.3 EQUIPOS DE FONDO Y SUPERFICIE
a) Equipos de superficie:
Cabezal de descarga.
Controlador de arranque.
Venteo.
Transformadores.
Cables (conducción y conexión).
14
b) Equipos de fondo:
Tubería de producción.
Bomba PCP.
Ejes flexibles.
Sellos.
Mecanismo reductor.
2.4.4 RANGO OPERACIONAL DE UN SISTEMA PCP
En el anexo IV se muestran las condiciones de operación necesarias
para este tipo de bombas, y serán comparadas con un sistema de
bombeo Electrosumergible (BES) para poder observar sus diferencias.
2.4.5 BENEFICIOS DEL SISTEMA PCP
Facilidad de producir fluidos muy viscosos.
Buena producción de fluidos con grandes concentraciones de arena.
Gran tolerancia a trabajar con altos porcentajes de gas libre.
Resistente a la abrasión.
Bajos costos de energía e inversión inicial.
Fáciles de instalar.
Poco ruidosos.
Operan con petróleo de bajo API.
2.4 6 DESVENTAJAS DEL SISTEMA PCP
Baja capacidad de desplazamiento real de hasta 2000 BPD.
Poca capacidad de volumen de desplazamiento.
No resiste a temperaturas mayores a 300 F.
Operación con bajas capacidades volumétricas al producirse grandes cantidades de gas libre.
15
3. METODOLOGÍA
3.1 UNIVERSO Y MUESTRA
La muestra de información escogida para la aplicación de este método de
levantamiento, es de los pozos Fanny 18B114 y Fanny 18B116, los cuales
serán seleccionados por medio de los siguientes parámetros técnicos:
Pozos que producen crudo pesado.
Pozos con problemas de producción de arenas.
Relación Gas-petróleo alta.
Bajo índice de productividad.
Baja tasa de producción.
Problemas operacionales en las bombas eléctricas instaladas.
3.1.1 METODOLOGÍA Y TÉCNICAS
Método volumétrico de estimación de reservas remanentes.
Técnica de Bombeo con Cavidades Progresivas y Bombeo Electrosumergible con Cavidades progresivas para crudos pesados.
3.1.2 RECOLECCIÓN DE DATOS
Los datos necesarios para la elaboración del presente trabajo de titulación se
obtendrán a partir de varias pruebas y reportes de los pozos seleccionados,
los datos serán tomados de:
Pruevas PVT.
Pruebas de presión.
Reportes de reacondicionamiento, perforación y completación de los pozos seleccionados.
16
Los datos son conseguidos de la base de datos presentes en el área de
Subprocesos de Geología, Producción y de Yacimientos, los cuales
pertenecen a la Coordinación de Explotación y Exploración de la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH).
3.2 ANÁLISIS TÉCNICO PARA LA SELECCIÓN DE LA BOMBA
PCP A INSTALARSE.
Para un correcto diseño de la bomba a instalar, es necesario una serie de
cálculos que permitan determinar las condiciones y requerimientos óptimos de
operación de la bomba. Las siguientes ecuaciones servirán para determinar
dichos requerimientos.
a) Índice de productividad del pozo
𝐽 = 𝑄
𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓 (1)
Donde:
J = Índice de productividad (bls/psi)
Q= Caudal (bls)
Pr= Presión del reservorio (psi)
Pwf= Presión de fondo fluyente (psi)
Posteriormente se procede a calcular el Caudal máximo.
𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝐽(𝑃𝑟 − 𝑃𝑏) + 𝐽 (𝑃𝑏
1.8) (2)
Donde:
Q max= Caudal máximo (bls).
J= Índice de productividad (bls/psi).
Pr= Presión del reservorio (psi).
17
b) Gravedad específica del crudo
𝛾𝑜𝑖𝑙 = 141.5
131.5+𝐴𝑃𝐼 (3)
Donde:
ϒ oil = Gravedad específica del crudo
API= Gravedad API del crudo.
c) Gravedad específica del fluido
𝛾𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = 𝛾𝑜𝑖𝑙(1 − 𝐵𝑆𝑊) + 𝛾𝑎𝑔𝑢𝑎(𝐵𝑆𝑊) (4)
Donde:
ϒ fluido = Gravedad específica del fluido. ϒ oil= Gravedad específica del crudo.
BSW= Porcentaje de sedimentos básicos y agua.
ϒ agua= Gravedad específica del agua.
Por lo tanto el gradiente del fluido será:
𝐺𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = 𝛾𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 ∗ 0.433 𝑝𝑠𝑖/𝑝𝑖𝑒 (5)
Donde:
G fluido = Gradiente del fluido (psi/pie). ϒ fluido = Gravedad específica del fluido.
0.433 = Gradiente de presión hidrostático (psi/pie).
d) Presión de fondo fluyente para el caudal deseado.
18
𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝑟 −𝑄𝑑𝑒𝑠𝑒𝑎𝑑𝑜
𝐽 (6)
e) Cálculo de la columna dinámica total
𝑇𝐷𝐻 = 𝐿𝑁 + 𝐹𝑅 + 𝑃𝑑 (7)
Donde:
TDH = Carga Dinámica Total (pies).
LN = Levantamiento Neto medido desde superficie (pies).
Fr = Perdidas de fricción por levantamiento en el tubing (pies).
Pd = Presión de descarga o de cabeza (pies).
Por lo tanto debemos calcular los tres componentes necesarios de la
ecuación.
Levantamiento Neto (LN)
𝐿𝑁 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑟𝑜𝑠 − 𝐻𝑒 (8)
Donde:
LN = Levantamiento neto (pies).
He= Levantamiento efectivo (pies).
Profundidad media de disparos = 7700 pies
𝐻 𝑒 = 𝑃𝑤𝑓∗ 2.31 𝑝𝑖𝑒/𝑝𝑠𝑖
𝜆𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 (9)
Donde:
He= Levantamiento efectivo (pies).
19
Con la ayuda de este dato podemos calcular la profundidad de asentamiento
de la bomba, de la siguiente manera:
𝐻𝑝𝑏 = 𝑃𝑏
𝐺𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 (10)
Donde:
Pb= Presión de burbuja (psi).
G fluido= Gradiente del fluido (psi/pie).
Por lo tanto la profundidad de asentamiento de la bomba será:
𝐻𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 = (𝐿𝑁 + 𝐻𝑝𝑏) ∗ 1.1 (11)
Donde:
H bomba= profundidad de asentamiento de la bomba (pies).
1.1 = factor de seguridad del 10 %.
Una vez calculada la profundidad de asentamiento podemos realizar el cálculo
de la presión de entrada de la bomba (PIP) de la siguiente manera:
𝐻𝐷 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑎𝑠𝑒𝑛𝑡𝑎𝑚𝑒𝑖𝑛𝑡𝑜 − 𝐿𝑒𝑣𝑎𝑛𝑡𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜 (12)
Por lo tanto la presión de entrada de la bomba será:
𝑃𝐼𝑃 = 𝐺𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 ∗ 𝐻𝐷 (13)
Donde:
PIP = Presión de entrada de la bomba (psi).
G fluido= Gradiente del fluido (psi/pie).
20
Para realizar el cálculo de pérdidas por fricción utilizaremos la ecuación de
Hazen - William para tubing de producción de 3 ½ ´´ con caudal de fondo.
𝑄𝑓𝑜𝑛𝑑𝑜 = 𝑄𝑑𝑒𝑠𝑒𝑎𝑑𝑜 ∗ 𝛽𝑜 (14)
Donde:
Q fondo= Caudal de fondo (bls).
Q deseado = Caudal deseado (bls) Βo = Factor volumétrico
𝐹 = 2.083( 100
𝐶 ) 1.85
∗ (𝑄𝑓𝑜𝑛𝑑𝑜34.5 )
(𝐼𝐷 𝑡𝑢𝑏𝑖𝑛𝑔)4.8655 (15) La constante C es el Coeficiente de Fricción de Hazen-Williams, que para
acero sin recubrimiento interno o acero galvanizado tendrá un valor de 120,
adicionalmente, al momento de seleccionar el valor para el diseño, es
importante tomar en cuenta que, con el tiempo, la superficie de las tuberías y
conducciones tiende a ser más rugosa y por lo tanto, el coeficiente de fricción
tenderá a ser menor.
Cabe mencionar que el valor calculado de “F” son las pérdidas que ocurren
en pies por cada 1000 pies de profundidad, por lo que es necesario
multiplicarlo por nuestra profundidad de asentamiento para calcular las
pérdidas por fricción que vamos a tener.
𝐹𝑅 = 𝐹
1000∗ 𝑃𝑟𝑜𝑓. 𝑎𝑠𝑒𝑛𝑡𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 (16) Pérdidas por fricción en la línea de flujo (Pd)
𝑃𝑑 = 𝑝𝑤𝑓
21
Donde:
Pd = Pérdidas por fricción en la línea de flujo (pies).
Pwh = Presión de fondo fluyente (psi).
G fluido= Gradiente del fluido (psi/pie).
Dentro de la instalación de una bomba PCP será necesario determinar si es o
no necesario la presencia de un separador de gas, por lo que se procede a
calcular dichos parámetros.
f) Cálculo de la razón de solubilidad
𝑅𝑠 = 𝑆𝐺𝑔𝑎𝑠 ∗ (𝑃𝐼𝑃
18 −
100.0125∗𝐴𝑃𝐼 100.00091∗𝑇)
1.2048
(18)
Dónde:
Rs= Relación gas en solución (PCS/BF)
PIP = Presión de entrada a la bomba (psi)
SGgas = Gravedad específica del gas.
T= Temperatura de fondo (0F)
Una vez calculado la relación de gas en solución se procede a calcular el
volumen de gas libre.
g) Volumen de gas libre
𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐵𝑁𝑃𝐷∗𝐺𝑂𝑅
1 000 (19)
Dónde:
BNPD = Barriles netos por día.
GOR = Relación gas petróleo.
22
𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 = 𝐵𝑁𝑃𝐷∗𝑅𝑠
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑠𝑒𝑎𝑑𝑎 (21)
Por lo tanto el gas libre que podrá admitir la bomba es:
𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = 𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 (22)
Lo siguiente será calcular el volumen de petróleo y agua en la entrada de la
bomba.
h) Volumen de petróleo
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜 = 𝛽𝑜 ∗ 𝐵𝑁𝑃𝐷 (23)
Dónde:
βo = Factor volumétrico del petróleo
BNPD= Barriles netos por día
i) Volumen de agua
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 = 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑠𝑒𝑎𝑑𝑎 ∗ 𝐵𝑆𝑊 (24)
j) Volumen total de entrada en la bomba
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜 + 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 (25)
La bomba de cavidad progresiva seleccionada deberá cumplir con la
capacidad deseada dentro de los límites óptimos calculados anteriormente en
el diseño, tomando en cuenta una correcta selección del rotor, estator y
elastómeros. La selección de la bomba está basada en el caudal que podrá
aportar el pozo para una determinada carga dinámica y según las
23
k) Dimensión de la bomba
Para poder realizar un correcto dimensionamiento de la bomba será necesario
una serie de cálculos que permitan seleccionar unos correctos componentes
para completar la bomba y que trabaje sin ningún tipo de problema. Las
siguientes ecuaciones permiten determinar dichas características para los
diferentes componentes con los que trabajará la bomba.
# 𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 = 𝑇𝐷𝐻
𝑝𝑖𝑒𝑠/𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎 (26)
l) Selección del motor
Existe una gran variedad de motores en el mercado y la característica básica
de selección del mismo es la potencia requerida.
Dicha potencia se calcula mediante la siguiente ecuación:
𝐻𝑃 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜𝑠 = 𝐻𝑃𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎 ∗ #𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 (27)
Con respecto a la selección del cable conductor, los tipos de cables utilizados
en el sistema PCP son los mismos que se emplean con el sistema BES, en el
anexo V se encuentra las especificaciones de cada Tipo de Cable. Su función
es transmitir la energía eléctrica desde la superficie al motor y transmitir las
señales de presión y temperatura registradas por el sensor de fondo a la
superficie
24 Figura 4. Gráfico para determinar el amperaje del cable consultor
(BAKER HUGHES,2012)
Para determinar la caída de voltaje se utilizará la siguiente ecuación:
𝐶𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 = 𝐶𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 ∗𝐻𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎∗𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑙𝑡𝑖𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑐𝑖ó𝑛
1 000 (28)
Dónde:
Hbomba = Profundidad de asentamiento de la bomba (5 676.75 pies)
La caída de tensión del cable por cada 1 000 pies y el factor de multiplicación
25 Figura 5. Gráfica para determinar la caída de voltaje en el cable
(BAKER HUGHES,2012)
m) Selección del elastómero
Para la selección del estator se debe tener en cuenta los siguientes
parámetros:
Composición del crudo.
Temperatura.
26
Tipo de tratamiento químico aplicado al pozo.
La tabla 5 muestra los diferentes tipos de elastómeros y su rango de
operación.
Tabla. 5 Tipos de elastómeros
TIPOS DE ELASTÓMEROS
Nominación Rango de operación
LT 2 000
Hasta 25 OAPI
Hasta 180 OF
40 % de gas libre al intake 0,03 % H2S
15 % CO2
LT 3 000
Hasta 35 OAPI
Hasta 250 OF
40 % de gas libre al intake 1 % H2S
15 % CO2
LT 4 000
Hasta 40 OAPI
Hasta 300 OF
40 % de gas libre al intake 1 % H2S
15 % CO2
(BAKER HUGHES,2012)
n) Selección del sello
Para la selección del sello se debe tomar en cuanta principalmente el
diámetro de nuestro equipo, la figura 6 muestra los diferentes tipos de
27 Figura 6. Sellos serie 513
(BAKER HUGHES,2012)
o) Selección del mecanismo reductor
La selección del mecanismo reductor es de suma importancia ya que este
componente es el encargado de reducir mecánicamente las revoluciones
del motor mediante un juego de engranajes de tipo doble planetario e
incrementa el torque. Se ubica directamente sobre el motor y por debajo
del sello.Los motores eléctricos estándar giran aproximadamente a 3600
rpm a 60 Hz, pero el rango típico de operación de las PCP está entre 100
a 500 rpm
La GRU también cumple con otro requerimiento de la PCP y es
28
interferencia entre el rotor y el estator. El diseño de la GRU permite la
reducción de la velocidad y el aumento de torque de salida, permitiendo
que el motor trabaje más fácil a lo largo de la vida útil del sistema.
La figura 7 muestra las especificaciones técnicas generales del
mecanismo reductor.
Figura 7. Tamaños disponibles del mecanismo reductor
(BAKER HUGHES, 2012)
La figura 8 servirá para determinar la cantidad de torque que deberá soportar
nuestro equipo, como se mencionó anteriormente el rango típico de operación
de las PCP está entre 100 a 500 rpm, por lo que a esos rangos se tendrá un
torque de aproximadamente 175 pies-libras y 1650 pies-libras
29 Figura 8. Gráfica torque vs RPM
(NOV MONO, 2016)
3.3 ANÁLISIS ECONÓMICO
3.3.1 INTRODUCCIÓN
La estimación de las ganancias económicas es de gran importancia para
cualquier proyecto, por lo que se analizará los beneficios que significa la
implementación de un sistema PCP en los dos pozos seleccionados, nos
centraremos en la inversión inicial que implica la instalación del sistema, el
tiempo que se tardará en recuperar dicha inversión y los ingresos que ha
generado.
3.3.2 CONSIDERACIONES GENERALES PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO
Para realizar el análisis económico en el presente trabajo se tomaron en
cuenta los siguientes parámetros:
Análisis para un periodo de tiempo de seis meses.
30
Existe un contrato de prestación de servicios para exploración y explotación de hidrocarburos en el bloque Tarapoa, con vigencia hasta
el año 2025, donde se menciona que el precio de venta del barril de
petróleo es de 35 USD/bbl.
El TIR, VAN y RCB fueron realizados en Excel utilizando las ecuaciones (48), (49) y (50).
Descuento del 25% del margen de soberanía del ingreso bruto del
contrato en cada mes de producción.
El costo de implementación del sistema PCP en los dos pozos es de 445 745 USD.
3.3.2.1 Inversiones
Inversión es un término económico que hace referencia a la colocación de
capital en una operación, proyecto o iniciativa empresarial con el fin de
recuperarlo con intereses en caso de que el mismo genere ganancias.
En la industria del petróleo se utiliza el termino inversión de producción, que
es la inversión que se realiza para mantener o incrementar la producción de
petróleo.
En el presente estudio la inversión de producción es el rediseño o la
implementación de un nuevo sistema de levantamiento artificial de los pozos
seleccionados.
3.3.2.2 Costos de implementación.
Conocer el costo de la implementación de un sistema PCP es muy importante
debido a que nos permitirá determinar el tiempo en el que voy a poder
recuperar la inversión y determinar el tiempo en el que el sistema empieza a
31
3.3.2.3 Tiempo de recuperación de la inversión.
El tiempo de recuperación de la inversión es el tiempo que necesita el
empresario para poder recuperar el dinero que invirtió inicialmente en un
negocio o proyecto, conocido también con el periodo de recuperación, es
decir, nos revela la fecha en la cual se cubre la inversión inicial ya sea en
años, meses o días.
3.3.2.4 Costo de producción
Como se mencionó anteriormente el costo de producción para este campo es
de 7 dólares por barril, la fórmula para calcular este costo mensual es:
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 = 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 ∗ 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 (29)
3.3.2.5 Ingresos mensuales
Los ingresos mensuales serán calculados con el precio de venta del barril de
crudo, que como se mencionó anteriormente es de 35 dólares hasta el año
2025 y de los ingresos obtenidos se tendrá que restar el 25 % del margen de
soberanía, se los calculará con la siguiente fórmula:
𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 = (𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 ∗ 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜) − 25% (30)
3.3.2.6 Flujo de caja
El Flujo de Caja será el informe financiero que presenta un detalle de los flujos
de ingresos y egresos de dinero, es decir mostrará lo que efectivamente
ingresa y egresa del proyecto, como los ingresos por ventas o el pago de
cuentas (egresos), el flujo de caja será calculado con la siguiente ecuación:
32
3.3.2.7 Valor actual neto (VAN)
Es el procedimiento que permite determinar el valor presente de un
determinado número de flujos de caja futuros que estará generando un
proyecto, descontados al momento actual mediante una tasa de actualización
(tasa de interés) y realizar una comparación con la inversión inicial.
Para determinar la viabilidad de un proyecto en base al VAN debemos hacer
referencia a lo que se establece en la figura 9.
Figura 9. Valor actual neto (URBINA, 2007)
La fórmula usada para calcular el VAN es la siguiente:
𝑉𝐴𝑁 = ∑ 𝐹𝑁𝐶𝑘
(1+𝑟)𝑘
𝑛
𝑘→0 − 𝐼𝑜 (32)
Dónde:
FNCk: Flujo de Caja en el Periodo “k”.
k: Periodo de Evaluación del Proyecto
r: Tasa de Actualización o Descuento.
33
3.3.2.8 Tasa interna de retorno (TIR).
La tasa interna de retorno (TIR) es una tasa de rendimiento utilizada en el
presupuesto de capital para medir y comparar la rentabilidad de las
inversiones. La tasa interna de retorno de una inversión o proyecto es la tasa
efectiva anual compuesto de retorno o tasa de descuento que hace que
el valor actual neto de todos los flujos de efectivo (tanto positivos como
negativos) de una determinada inversión igual a cero.
Para que un proyecto sea considerado como rentable la TIR debe ser mayor
o igual a la tasa de actualización, de no ser el caso el proyecto debe ser
rechazado. La Tasa Interna de Retorno puede ser calculada en base a la
siguiente ecuación:
𝑇𝐼𝑅 = ∑ 𝐹𝑁𝐶𝑘
(1+𝑇𝐼𝑅)𝑘
𝑛
𝑘=0 − 𝐼𝑜 = 𝑉𝐴𝑁 = 0 (33)
3.3.2.9 Relación costo beneficio (RCB)
Es un indicador económico que considera los ingresos como beneficios y los
egresos más la inversión inicial los considera como costos, es decir que este
indicador representa la ganancia que se obtiene en relación a la inversión, y
puede ser calculado por la siguiente fórmula.
𝑅𝐶𝐵 = 𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜𝑠
𝐸𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠+𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 (34)
Los ingresos actualizados a una tasa del 1% mensual, en un periodo de un
año se realizan con la siguiente ecuación:
𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜𝑠 = ∑ 𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠
(1+𝑟)𝑘
𝑛
𝑘→0 (35)
Los egresos actualizados a una tasa del 1% mensual, en un periodo de un
34
𝐸𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜𝑠 = ∑ 𝐸𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠
(1+𝑟)𝑘
𝑛
𝑘→0 (36)
Para analizar la rentabilidad de un proyecto en base a la relación costo
beneficio se necesita seguir lo que se establece en la figura 10.
Figura 10. Relación costo- beneficio (URBINA, 2007)
En base a todos estos parámetros se analizará la factibilidad y rentabilidad
35
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DE LOS POZOS
4.1.1 POZOS QUE PRODUCEN CRUDO PESADO EN AL CAMPO FANNY DEL BLOQUE TARAPOA
La tabla 6 muestra la clasificación de los crudos según su respectivo grado
API.
Tabla. 6 Clasificación de los crudos según grado API
CLASIFICACIÓN DE LOS CRUDOS SEGÚN SU GRADO API
CLASE GRADO API
Condensado 50
Livianos 30 - 49.9
Medianos 20 - 29.9
Pesados 10 -19.9
Extrapesados 9.9
(ARCH, 2016).
Por medio de los resultados obtenidos de los diferentes modelamientos
estáticos 3D, análisis de presión, volumen y temperatura, y a una
determinación de la geología presente en el campo, la empresa Andes
Petroleum desarrolló un mapa que muestra la estructura de la arena
productora de crudo pesado M-1.
De la figura 11 podemos observar los diferentes pozos productores de crudo
pesado y son: Fanny 18B-100H, 114HST1, 44, 96, 98H, y 99H, estos pozos
36 Figura 11. Mapa estructural de la zona saturada de crudo pesado, campo Fanny,
Yacimiento M-1 (ARCH, 2016)
4.1.2 POZOS CON PROBLEMA DE PRODUCCIÓN DE ARENA
Para la realización de este estudio se analizó la instalación de un sistema de
control de arena por medio de empacaduras con grava (gravel pack) en pozos
que han presentado algún tipo de problemas con producción de arena, dando
como resultado los datos mostrados en la tabla 7.
Tabla. 7 Arenamiento yacimiento M-1
PRODUCCIÓN DE ARENA CAMPO FANNY
POZO
ANTES DEL GRAVEL PACK (lb arena/100 bls)
DESPUÉS DEL GRAVEL PACK
(lb arena/100 bls) % REDUCCIÓN
Fanny 18B-3 52 0.7 98.6
Fanny 18B-12 52 1 98.1
Fanny 18B-14 165 1.1 99.3
Fanny 18B-20 47 2.5 94.7
Fanny 18B-44 130 0.3 99.8
Fanny 18B-96 36 3.1 91.4
Fanny
18B-114HST1 82 13 84.2
Fanny 18B-50 92 3 96.7
37
4.1.3 POZOS CON ALTA RELACIÓN GAS PETRÓLEO (GOR)
La tabla 8 muestra los valores de relación gas petróleo de los principales
pozos productores del PAD100 del campo Fanny, los valores presentados
servirán como uno de los parámetros de selección para la aplicación del
sistema de levantamiento artificial.
Tabla. 8 Valores de relación Gas- Petróleo PAD 100
GOR PAD 100
POZO
GOR (cf/bbl)
Fanny 18B-44 140-240 Fanny 18B-116 130-240 Fanny 18B-98 140-170 Fanny 18B-99 142-250 Fanny 18B-100 140-240 Fanny 18B-114 HST1 170-240
(ARCH, 2016)
4.1.4 POZOS CON BAJA PRODUCCIÓN
Otros de los parámetros de selección de los pozos para la implementación del
sistema de bombeo por cavidades progresivas, es la baja producción que se
obtuvo de los pozos perforados del PAD100, la tabla 9 muestra los valores de
producción de petróleo de dichos pozos.
Tabla. 9 Producción de petróleo promedio PAD 100
PRODUCCIÓN PAD 100
POZO bppd
Fanny 18B-44 230 Fanny 18B-116 220 Fanny 18B-98 200 Fanny 18B-99 180 Fanny 18B-100 240 Fanny 18B-114HST1 200
38
4.1.5 POZOS CON BAJO ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD
En la figura 12 se puede observar la relación de desempeño de flujo presente
en los seis pozos del PAD100, del cual vamos a poder observar que los pozos
que presenten el IPR más bajo son Fanny 44, 116 y 114.
Figura 12. Relación de desempeño de flujo PAD 100. (ARCH, 2016)
4.2 SELECCIÓN DE LOS POZOS PARA LA APLICACIÓN DEL
SISTEMA DE BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA (PCP).
De acuerdo a los parámetros antes mencionados, se seleccionó los pozos
Fanny 18B-114 y Fanny 18B-116 ya que estos pozos cumplen con todas los
características necesarias para ser completados con un sistema PCP, se
encuentran ubicados en una región saturada con crudo pesado, poseen
problemas moderados de arenamiento, bajo IPR, una relación gas petróleo
alta y son pozos con algún tipo de problema en las bombas ya instaladas.
El pozo Fanny 18B-114 fue completado por última vez con sistema PCP en al
año 2012, por lo que se trabajará con datos relativamente antiguos, y su
análisis técnico no será tan extenso como el del pozo Fanny 18B-116, pozo
39
Fanny 114 servirá como ejemplo y base para el análisis técnico del pozo
Fanny 18B-116.
4.3 POZO FANNY 18B-114 COMPLETADO CON SISTEMA
PCP
El pozo Fanny 18B-114HST1 inicialmente comienza con la producción del
yacimiento U inferior, pero debido a bajas tasas de producción se aísla esta
zona y se comienza a producir el yacimiento M-1, el pozo presenta una
producción promedio de 200 BPPD con un BSW del 7%, produciendo crudo
pesado de 13.5 API, produciendo de manera natural hasta el año 2011 cuando
se decide completar el pozo con una bomba de cavidad progresiva para
aumentar su productividad.
4.3.1 ANÁLISIS Y ESTIMACIÓN DE RESERVAS DE PETRÓLEO FANNY 18B-114
Hablando en temas económicos, conocer la cantidad de reservas probadas
en el reservorio es de gran importancia, en el año 2013 la empresa Andes
Petroleum realiza una estimación de producción del pozo Fanny 18B-114 con
datos hasta Enero del 2013, por el método de declinación exponencial,
utilizando el software OFM, realizando proyecciones de producción hasta el
año 2023. En la figura 13 podemos observar la producción que presentará el
