ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE MÉTODOS DE

OPTIMIZACIÓN DE BOMBEO HIDRÁULICO: EDDIE E. SMART Y HAL PETRIE EN UN CAMPO DEL ORIENTE ECUATORIANO

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS

FABIO ANDRÉS AGUIRRE VELASCO [email protected] PABLO ALEJANDRO MENDOZA DÉFAZ

[email protected]

DIRECTOR: MSC. ING. VINICIO MELO G.

[email protected]

Quito, Agosto 2016

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DECLARACIÓN

Nosotros Fabio Andrés Aguirre Velasco y Pablo Alejandro Mendoza Défaz, declaramos bajo juramento que el presente trabajo es de nuestra autoría; que no ha sido presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en el presente 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 normativa institucional vigente.

FABIO AGUIRRE VELASCO PABLO MENDOZA DÉFAZ

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CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Fabio Andrés Aguirre Velasco y Pablo Alejandro Mendoza Défaz, bajo mi supervisión.

MSC. ING. VINICIO MELO G.

DIRECTOR DEL TRABAJO DE TITULACIÓN

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AGRADECIMIENTOS

En el mundo no existen obsequios o palabras para poder explicar el gran cariño que tengo hacia mis padres Patricio y Marina, como para mi hermano Esteban, por el gran apoyo que me han brindado cada día de mi vida, en cada reto que se me a presentado y sobre todo en cada una de las metas que me he propuesto.

Los quiero agradecer desde lo más profundo de mi corazón por todo su sacrificio, por todas las lecciones de vida, las cuales me han convertido en la persona que soy ahora, porque gracias a ellos y por ellos nunca supe rendirme a pesar de las adversidades, mil gracias familia por la fuerza que me brindaron. Sin duda este logro de mi lo alcancé gracias a ustedes, los quiero mucho.

Agradezco a Dios, a los ángeles y los santos, a la virgen María y en especial a mi ángel de la guardia por guiarme por el camino del bien y nunca abandonarme.

Agradezco al Ing Vinicio Melo por toda la ayuda brindada para llevar a cabo la culminación de este trabajo de grado.

Agradezco a todo el personal quien conforma la carrera de petróleos, por su apoyo incondicional y palabras de aliento que supieron brindarme para culminar con éxito mi carrera Universitaria.

Agradezco a todos mis maestros, amigos y conocidos quienes siempre supieron brindarme su tiempo, apoyo y sobre todo su amistad, porque gracias a ellos cada día me encuentro más cerca de cumplir mis metas y sueños en la vida.

Fabio

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AGRADECIMIENTOS

A Dios por guiarme siempre por el camino del bien y darme las fuerzas para superar los obstáculos que se han presentado.

A mi familia por siempre estar a mi lado, apoyándome, orientándome, comprendiéndome y brindándome su amor incondicional.

A la Virgen de El Cisne por brindarme su bendición y protección durante toda mi vida.

Al Ing. Vinicio Melo por brindarnos sus conocimientos y apoyo incondicional a lo largo de nuestra carrera como en la elaboración del presente trabajo de titulación.

A la Escuela Politécnica Nacional, templo de sabiduría que me abrió sus puertas a fin de convertirme en un excelente profesional.

A mis amigos, de los que aprendí muchas cosas, entre ellas el verdadero valor de la amistad y el significado de una amistad sincera.

Pablo

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DEDICATORIA

Dedico el presente trabajo a mis padres Patricio y Marina por su gran apoyo, cariño, sacrificio y ánimos brindados a pesar de todos los tropiezos que se me han presentado y por sus oraciones hacia mi persona, ya que gracias a ellos obtuve la fuerza suficiente para seguir adelante y nunca desfallecer.

A mi hermano por todas sus palabras de aliento, las cuales siempre me ayudaron a superarme cada día.

Fabio

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DEDICATORIA

A Dios por bendecirme en cada instante de mi vida y darme las fuerzas para seguir siempre adelante.

A mi papá y mi mamá que me han brindado su apoyo incondicional en el transcurso de toda mi vida.

A mi mami ya que siempre ha estado a mi lado en los momentos de flaqueza, dándome la fuerza necesaria para levantarme y continuar luchando día a día.

A la Virgen de El Cisne, que me ha bendecido y brindado su protección toda mi vida y a quien encomiendo mi ser.

A todas aquellas personas que han estado a mi lado a lo largo de mi vida estudiantil y que anhelo seguir contando con ellos en mi futura vida profesional.

Pablo

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CONTENIDO

CONTENIDO ... VIII RESUMEN ... XVII PRESENTACIÓN ... XVIII

CAPÍTULO 1: MARCO TEÓRICO ... 1

1.1 INTRODUCCIÓN ... 1

1.1.1 BREVE RESEÑA HISTÓRICA ... 1

1.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ... 1

1.1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA ... 3

1.1.4 ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO AUCA ... 3

1.1.5 PROPIEDADES PVT DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO AUCA . 5 1.1.6 DESCRIPCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE POZOS ANALIZADOS ... 6

1.2 FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ... 7

1.2.1 GENERALIDADES ... 7

1.2.2 CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET... 7

1.2.3 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO ... 8

1.2.4 PARTES DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET ... 8

1.2.5 VENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET ... 10

1.2.6 DESVENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET ... 10

1.2.7 CAVITACIÓN EN LAS BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET ... 11

1.2.8 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET ... 12

1.2.9 ESPECIFICACIONES DE TOBERAS Y CÁMARAS DE MEZCLADO DE DIFERENTES FABRICANTES ... 13

CAPÍTULO 2: DESCRIPCIÓN DE PROCEDIMIENTOS DE SELECCIÓN DE TOBERA - CÁMARA DE MEZCLADO DESARROLLADOS POR EDDIE E. SMART Y HAL PETRIE ... 218

2.1 INTRODUCCIÓN ... 218

2.2 DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO DE EDDIE E. SMART ... 19

2.3 ASPECTOS TEÓRICOS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ... 19

2.4 FACTORES INVOLUCRADOS EN LA SELECCIÓN DE LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA JET ... 21

2.5 LA CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO ... 21

(9)

2.6 DESCRIPCIÓN DE PROCEDIMIENTO DESARROLLADO POR

EDDIE E. SMART. ... 24

2.7 DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO DE HAL PETRIE ... 30

2.8 SECUENCIA DE CÁLCULO Y ECUACIONES SUPLEMENTARIAS ... 30

CAPÍTULO 3: DESARROLLO DEL MANUAL DE USUARIO DEL SOFTWARE WELL PERFORM ... 199

3.1 MANUAL DE USUARIO ... 199

3.1.1 VENTANA DE INICIO DEL SOFTWARE ... 19

3.1.2 ANÁLISIS INICIALES ... 40

3.1.3 FORMULARIO PRINCIPAL Y SUS COMPONENTES ... 40

3.1.4 FORMULARIO DE INGRESO DE DATOS ... 43

3.1.5 AJUSTE DEL ANÁLISIS ... 43

3.1.6 PROPIEDADES DEL FLUIDO ... 44

3.1.7 DATOS DEL POZO ... 45

3.1.8 LÍNEA DE FLUJO ... 46

3.1.9 TRANSFERENCIA DE CALOR/ CÁLCULOS DE TEMPERATURA . 46 3.1.10 SENSIBILIDADES ... 47

3.1.11 DESCRIPCIÓN DEL POZO ... 48

3.1.12 PRESENTACIÓN DE RESULTADOS ... 48

3.2 PROCEDIMIENTO DE USO DEL SOFWARE ... 50

CAPÍTULO 4: APLICACIÓN DE LOS MÉTODOS PRESENTADOS POR EDDIE E. SMART Y HAL PETRIE AL CAMPO CONSIDERADO ...4052

4.1 RESULTADOS OBTENIDOS CON LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DE EDDIE E. SMART ...4052

4.1.1 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-40 ...4052

4.1.2 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-142 ... 57

4.1.3 ANÁLISIS DEL POZO AUCAH-083 ... 59

4.1.4 ANÁLISIS DEL POZO AUCA-J89 ... 61

4.1.6 ANÁLISIS DEL POZO CONONACO-15 ... 65

4.1.7 ANÁLISIS DEL POZO CONONACO-23 ... 67

4.2 RESULTADOS OBTENIDOS CON LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DE HAL PETRIE ... 70

(10)

4.2.2 ANÁLISIS DEL POZO AUCA SUR-2RE ... 74

4.2.3 ANALISIS POZO AUCA-31 ... 77

4.2.7 ANÁLISIS DEL POZO CONONACO-2RE ... 86

4.2.8 ANÁLISIS DEL POZO YULEBRA-14 ... 88

CAPÍTULO 5: ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE RESULTADOS ... 92

5.1 ANÁLISIS TÉCNICO ... 92

5.1.1 ANÁLISIS TÉCNICO DE LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DESARROLLADO POR EDDIE E. SMART ... 92

5.1.2 ANÁLISIS TÉCNICO DE LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DESARROLLADO POR HAL PETRIE ... 95

5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO ... 99

5.2.1 INDICADORES FINANCIEROS ... 100

5.2.1.1 Tasa de rentabilidad contable (TRC) ... 100

5.2.1.2 Período de recuperación de la inversión (PRI) ... 100

5.2.1.3 Valor actual neto (VAN)... 101

5.2.1.4 Tasa interna de retorno (TIR) ... 102

5.2.1.5 Relación beneficio - costo (B/C) ... 103

5.2.1.6 Tasa única de retorno (TUR) ... 104

5.2.2 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO ... 105

5.2.2.1 Descripción de parámetros empleados para el análisis ... 105

5.2.2.2 Ingresos ... 107

5.2.2.3 Egresos ... 107

CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES... 114

6.1 CONCLUSIONES... 114

6.2 RECOMENDACIONES ... 116

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 118

ANEXOS ... 126

(11)

ÍNDICE DE TABLAS

No DESCRIPCIÓN PÁGINA

1.1 Coordenadas de ubicación del campo 2

1.2 Propiedades PVT de los yacimientos del campo Auca 5

1.3 Salinidad por arenas 5

1.4 Tipo de levantamiento artificial por pozo 6

1.5 Datos de pozos a ser analizados 6

1.6 Dimensiones de toberas y gargantas de bombas jet 14 1.7 Relaciones de áreas y áreas anulares de garganta (pg²) para

bombas Guiberson

15 1.8 Áreas anulares garganta – tobera de National (pg²) 16 1.9 Áreas anulares garganta – tobera de Kobe (pg²) 16

2.1 Relaciones de áreas óptimas 23

2.2 Sumario de resultados método Smart 29

2.3 Sumario de resultados método Petrie 37

3.1 Correlaciones empleadas en Well Perform 50

4.1 Datos pozo Auca-40 52

4.2 Resultado obtenidos por iteración pozo Auca-40 53

4.3 Sumario de resultados pozo Auca-40 54

4.4 Geometrías óptimas por fabricante pozo Auca-40 55

4.8 Datos campo AucaH-083 59

4.9 Sumario de resultados pozo AucaH-083 59

4.10 Geometrías óptimas por fabricante pozo AucaH-083 60

4.11 Datos pozo Auca-J89 61

4.12 Sumario de resultados pozo Auca-J89 61

4.13 Geometrías óptimas por fabricante pozo Auca-J89 62

4.17 Datos pozo Cononaco-15 65

4.18 Sumario de resultados pozo Cononaco-15 65

4.19 Geometrías óptimas por fabricante pozo Cononaco-15 66

4.20 Datos pozo Cononaco-23 67

4.21 Sumario de resultados pozo Cononaco-23 67

4.22 Geometrías óptimas por fabricante pozo Cononaco-23 68 4.24 Resumen de resultados – método de Eddie E. Smart 69

4.26 Resultados obtenidos por cada iteración pozo Auca-20 71 4.27 Sumario final de resultados por cada pozo análisis Auca-20 72

4.29 Datos campo Auca Sur-2RE 74

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No DESCRIPCIÓN PÁGINA 4.30 Sumario final de resultados por cada análisis pozo Auca Sur-

2RE

75

4.31 Sumario de resultados pozo Auca Sur -2RE 76

4.33 Sumario final de resultados por cada análisis pozo Auca-31 78

4.44 Datos pozo Cononaco-2RE 86

4.45 Sumario final de resultados por cada análisis pozo Cononaco- 2RE

87

4.46 Sumario de resultados pozo Cononaco-2RE 87

4.47 Datos pozo Yulebra-14 88

4.48 Sumario final de resultados por cada análisis pozo Yulebra-14 89

4.49 Sumario de resultados pozo Yulebra-14 90

4.50 Resumen de resultados – método de Hal Petrie 91 5.1 Resumen de situación actual e implementación de BHJ en

pozos analizados- método Smart

92 5.2 Resumen de situación actual y rediseño de pozos analizados-

método Petrie

93

5.3 Valores estimados de cambio de bomba jet 97

5.4 Valores estimados de gastos-revisión bomba jet 107

5.5 Costos barril de petróleo 107

5.6 Análisis económico pesimista-precio del barril 20 dólares 108 5.7 Resultados de análisis económico pesimista-precio del barril 20

dólares

109 5.8 Análisis económico presupuesto del estado-precio del barril 35

dólares

110 5.9 Resultado análisis económico presupuesto del estado-precio

del barril 35 dólares

111 5.10 Análisis económico optimista-precio del barril 50 dólares 112 5.11 Resultados análisis económico optimista-precio del barril 50

dólares

113

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ÍNDICE DE FIGURAS

No DESCRIPCIÓN PÁGINA

1.1 Mapa de ubicación del campo Auca 2

1.2 Partes de la bomba hidráulica tipo jet 9

1.3 Ejemplos de cavitación 11

2.1 Nomenclatura de la bomba jet 20

2.2 Curvas H – M de Guiberson 22

2.3 Curva de comportamiento de diseño Guiberson 23

2.4 Curva de resultados presión vs caudal 38

3.1 Presentación del software 39

3.2 Análisis iniciales 40

3.3 Formulario principal 41

3.4 Formulario de ingreso de datos 43

3.5 Ajuste del análisis 44

3.6 Propiedades del fluido 45

3.7 Datos del pozo 45

3.8 Línea de flujo 46

3.9 Transferencia de calor/ cálculos de temperatura 47

3.10 Sensibilidades 47

3.11 Descripción del pozo 48

3.12 Presentación de resultados 49

4.1 Análisis nodal pozo Auca-20 73

4.2 Análisis nodal pozo Auca Sur-2RE 75

4.7 Análisis nodal pozo Cononaco-2RE 87

4.8 Análisis nodal pozo Yulebra-14 89

5.1 Fluido producido por pozo 93

5.2 Petróleo producido por pozo 94

5.3 Fluido motriz inyectado 94

5.4 Petróleo total producido 95

5.5 Análisis de fluido producido 97

5.6 Análisis de petróleo producido 97

5.7 Análisis de fluido motriz 98

5.8 Análisis de petróleo producido total 98

5.9 Análisis de fluido motriz total 99

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SIMBOLOGÍA

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES

API American Petroleum Institute

ACM Área anular mínima en la succión para evitar la cavitación, pg²

L² AG Área anular adicional para el paso de gas en la

succión de la bomba, pg²

L²

AN Área de flujo de la tobera, pg² L²

AS Área anular de la cámara de mezclado para el flujo de la producción, pg²

L² AT Área de flujo total de la cámara de mezclado, pg² L²

bl Barriles L³

BF Barril fiscal L³

BES Bombeo electrosumergible BHJ Bombeo hidráulico tipo jet

Bg Factor volumétrico del gas PC/PCS Bo Factor volumétrico del petróleo, bl/BF

BT Factor volumétrico para petróleo, gas y agua, bl/BF Bw Factor volumétrico del agua, bl/BF

C Variable definida en función de diámetros D1, D2

cp Centipoises M/Lt

cst Centistokes

D Longitud total verdadera, longitud vertical pie L DiTP Diámetro interno de la tubería de producción , pg L DoTP Diámetro externo de la tubería de revestimiento, pg L DiTR Diámetro interno de la tubería de revestimiento, pg L DoTR Diámetro externo de la tubería de revestimiento, pg L

Dnominal Diámetro nominal, pg L

D1 Diámetro interno de la tubería de producción o de la tubería de revestimiento, pg

L D2 Diámetro externo de la tubería interior en flujo

anular, pg

L D3 Distancia entre centro del tubing y el centro del

casing, flujo anular laminar, pg

L d3 Diámetro externo de las juntas del tubing, flujo

anular turbulento, pg

L

E Eficiencia

E Excentricidad de las tuberías FO Fracción de petróleo

FW Fracción del agua de formación

FWD Fracción del agua del fluido de la columna de retorno

f Factor de fricción

GN Gradiente del fluido motriz en la tubería de inyección, psi/pie

M/L²t²

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SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES GD Gradiente del fluido de la columna de retorno,

psi/pie

M/L²t² GS Gradiente del fluido de formación, psi/pie M/L²t² GO Gradiente del petróleo producido, psi/pie M/L²t² GW Gradiente del agua de formación, psi/pie M/L²t² H Relación adimensional de recuperación de presión

HP Potencia, HP

HP@90% Potencia a 90%, HP

KN Coeficiente de pérdida en la tobera

KTD Coeficiente de pérdida combinado cámara de mezclado – difusor

L Longitud de T.P. hasta la bomba = profundidad de colocación de la bomba = h1, pies

L M Relación de flujo másico adimensional, QSGS/QNGN

ML Relación de flujo másico adimensional en el límite de cavitación

NRe Número de Reynolds

NUM Variable usada para definir H

Pb Presión de burbuja, psi M/Lt²

PD Presión de descarga, psi M/Lt²

PF Pérdidas de presión por fricción, psi M/Lt²

PFN Pérdida de presión por fricción del fluido motriz en la tubería de inyección, psi

M/Lt² PFD Pérdida de presión por fricción del fluido en el

circuito de retorno, psi

M/Lt²

PN Presión a la entrada de la tobera, psi M/Lt²

PR Presión de reservorio, psi M/Lt²

PS Presión de succión, psi M/Lt²

PT Presión superficial de operación = Presión de descarga de la bomba tríplex, psi

M/Lt²

Pv Presión de vapor, psi M/Lt²

PWH Presión en la cabeza del pozo, psi M/Lt²

PWF Presión en fondo fluyente, psi M/Lt²

PCS Pie cubico estándar L³

pg Pulgada L

ppm Partes por millón

psi Libras fuerza por pulgada cuadrada M/Lt²

QD Tasa del fluido producido más fluido motriz (tasa de descarga), bl/día

L³/t QG Tasa de gas libre que ingresa a la bomba, bl/día L³/t

QN Tasa del fluido motriz, bl/día L³/t

QO Tasa de petróleo producido, bl/día L³/t

∆ QN Variación de fluido motriz, %

QS Tasa de fluido producido, bl/día L³/t

QSC Tasa de fluido producido a partir de la cual inicia la cavitación, bl/día

L³/t

QW Tasa de agua producida, bl/día L³/t

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SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES R Relación de áreas, AN/AT

RGP Relación gas-petróleo, PCS/BF GLR Relación gas-líquido, pies³/bl GOR Relación gas-petróleo, pies³/bl

T Temperatura, °F T

TWH Temperatura en la cabeza del pozo, °F T

TWF Temperatura de fondo, °F T

T.P. Tubería de producción T.R. Tubería de revestimiento

V Velocidad del fluido, pie/s L/t

ºF Grado Farenheit T

TRC Tasa de rentabilidad contable, % FNCK Flujo neto de caja, dólares N Vida útil del proyecto en años

IO Inversión inicial neta del proyecto, dólares

PRI Período de recuperación de la inversión, tiempo t SFNC Suma acumulada de los flujos netos de caja,

dólares

VAN Valor actual neto, dólares r Tasa de actualización, %

K Años, meses

d Tasa de descuento, % i Tasa anual efectiva, %

ip Tasa en el período equivalente, % TIR Tasa interna de retorno, %

TUR Tasa única de retorno, %

TMAR(S.A) Tasa mínima de oportunidad sin apalancamiento, % B/C Relación costo-beneficio

Vpi Valor presente de ingresos, dólares Vpe Valor presente de egresos, dólares VF Equivalente futuro

VP Equivalente pasado

% Tanto por ciento

g

f Gravedad específica del fluido motriz (agua=1.0) gg Gravedad específica del gas

gw Gravedad específica del agua

r Densidad del fluido, lb/pie³ M/L³

r

O Densidad del petróleo, lb/pie³ M/L³

mD Viscosidad dinámica del fluido de retorno, cp M/Lt

mO Viscosidad dinámica del petróleo, cp M/Lt

mW Viscosidad del agua, cp M/Lt

nD Viscosidad cinemática del fluido de retorno, cst L²T^-1 nO Viscosidad cinemática del petróleo, cst L²T^-1

nW Viscosidad cinemática del agua, cst L²T^-1

°API Grado API

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RESUMEN

Muchos pozos del oriente ecuatoriano no operan con el diseño adecuado de levantamiento artificial y muchos de estos se encuentran sobredimencionados provocando un mal funcionamiento de las bombas y elevados costos de operación.

El presente trabajo presenta dos alternativas de optimización mediante el cambio de sistema de levantamiento artificial actual a un sistema de levantamiento tipo jet en pozos con un bajo caudal de aporte y una propuesta de rediseño de las condiciones operativas de bombas jet en pozos que ya se encuentren funcionando bajo este sistema de levantamiento, ambas alternativas serán ejecutadas en un campo del oriente ecuatoriano, esto se llevará a cabo mediante la aplicación de los algoritmos desarrollados por Eddie E. Smart y Hal Petrie respectivamente y el apoyo del software Well Perform para el cálculo de condiciones de flujo multifásico, si así lo amerita para obtener valores más exactos.

Con los resultados de la aplicaciones de estos algoritmos se procederá a realizar el análisis de cuan factible es su aplicación técnica en los pozos que lo requieran y su posterior implementación mediante un análisis económico para determinar la viabilidad de la aplicación de este trabajo.

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PRESENTACIÓN

La depletación de los campos petroleros ameritan mantener un control exhaustivo de los diferentes sistemas de levantamiento que operan en dichos campos, por ello en este proyecto se presenta una propuesta de optimización en pozos con bajo aporte mediante el cambio de sistema de levantamiento actual a un sistema de bombeo hidráulico tipo jet y el rediseño de las bombas jet de pozos que actualmente se encuentran operando bajo este sistema de producción, para ello se revisa las principales características del campo en el cual se va a efectuar el trabajo, como son: características generales, ubicación geográfica, situación actual del campo de estudio entre otros. De igual forma se describe los algoritmos de cada uno de los métodos a ser utilizados en el presente proyecto.

Con la información del campo en el cual se va a trabajar se realiza un análisis del número de pozos con los que cuenta el campo, así como también los mecanismos de levantamiento artificial con los que operan cada uno de ellos. La realización de este análisis brinda un conocimiento más exacto del número de pozos que operan con bombeo hidráulico tipo jet, mismos que son de interés para la realización del proyecto. (Bradley, 1992).

El uso de hojas electrónicas se basa en la complejidad de los métodos empleados, ya que en sendos métodos se deben realizar varias iteraciones hasta conseguir los resultados idóneos para el correcto funcionamiento de las respectivas bombas jet. Es por esto que en las hojas electrónicas se incorpora tablas y listas dinámicas a modo de facilitar y agilizar el uso de las mismas, para que la mayor parte de las operaciones sean automáticas y se facilite la interacción usuario-computadora. En la aplicación de cada uno de los métodos existen parámetros que pueden ser determinados mediante fórmulas que vienen incluidas en el proceso, pero que son una estimación de los datos reales, para poder obtener datos más confiables y apegados a la realidad de las condiciones de campo, se utilizó el software (Well Perform) que permite determinar con mayor exactitud los parámetros antes mencionados, ya que dicho software utiliza una serie de correlaciones que permiten calcular los datos con mucha precisión y

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cercanos a las condiciones de campo. Además se proporciona un manual de usuario del software (Well Perform), el cual será de gran ayuda para futuros usuarios del mismo. (Brown, 1980; Paz, 2015; Melo, 2014).

Luego de la obtención de los resultados producto de la aplicación de los métodos de optimización, se procede a la selección del tipo de bomba a utilizarse, para el caso del método de Eddie E. Smart las bombas a ser seleccionadas servirán para la puesta en marcha de operaciones de producción de pozos a en los cuales se incorpora el sistema de bombeo hidráulico tipo jet por primera vez, garantizando de esta manera la mayor producción posible. Para el caso de la aplicación del método de Hal Petrie, se procede a trabajar en pozos que se encuentran actualmente operando bajo este sistema de levantamiento artificial, los resultados obtenidos de la aplicación del mismo serán una alternativa de optimización a un sistema de bombeo hidráulico tipo jet ya existente, en el cual se buscará mejorar las condiciones operacionales de la bomba. (Benavides y Vergara, 2011;

Anderson et al., 2005).

Con las alternativas de optimización obtenidas, se procede a realizar un análisis técnico-económico, con la finalidad de presentar la viabilidad de ejecución de este proyecto, se analizan diferentes escenarios económicos y se usan indicadores financieros como: TRC, PRI, VAN, TIR, PRI, B/C, TUR. Finalmente se presentan las conclusiones y recomendaciones pertinentes a este trabajo realizado. (Vega, 1983).

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CAPÍTULO 1 MARCO TEÓRICO

1.1 INTRODUCCIÓN

1.1.1 BREVE RESEÑA HISTÓRICA

El campo Auca fue descubierto por la compañía Texaco en 1970 con la perforación del pozo Auca-1, la producción del pozo fue de 3072 bl/día de petróleo, correspondiente a los reservorios Hollín y T, con crudos de 31 °API y 27

°API respectivamente. La perforación del campo fue realizada, considerando que es una estructura de grandes proporciones de acuerdo a los estudios realizados.

En 1994 el campo alcanza la máxima producción promedio registrada de 24367 bl/día. En los inicios de la producción del campo se registraron presiones del orden de 3500 – 4500 psi. Con el pasar de los años las presiones han ido disminuyendo hasta llegar a valores de 1500 psi y en casos más bajos, de 1200 psi. (Baby, 2004).

1.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El campo Auca se encuentra localizado en la cuenca oriente del Ecuador, en la provincia de Orellana, en el cantón Francisco de Orellana, a 260 km al oeste de Quito y 150 km al sur de la frontera con Colombia.

Las coordenadas geográficas en las que se encuentra localizado el campo se muestran en la tabla 1.1:

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TABLA 1.1 COORDENADAS DE UBICACIÓN DEL CAMPO

LATITUD LONGITUD

Entre 0° 34’ S y 0° 48’ S Entre 76° 50’ W y 76° 54’ W

Y_mín= 9911645 X_mín= 288964

Y_máx= 9936625 X_máx= 295000

FUENTE: Archivo técnico, EP PETROECUADOR (2013) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo.

En la figura 1.1 se muesta la ubicación del campo Auca dentro de la cuenca oriente ecuatoriana.

FIGURA 1.1 MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO AUCA

FUENTE: EP PETROECUADOR (2014)

ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo.

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1.1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA

El campo Auca posee un anticlinal bastante simétrico con un elongamiento en dirección Noroeste-Sur de aproximadamente 23 km de longitud. Las fallas observadas en las secciones sísmicas alcanzan solamente las formaciones Hollín y Napo Basal.

El campo Auca tiene presencia de hidrocarburos en las formaciones cretácicas:

Tena, Napo y Hollín en los cuales los yacimientos productores son; Basal Tena, Napo U, Napo T y Hollín Superior e Inferior. Estas formaciones se caracterizan por ser arenas compactadas. (Baby, 2004).

1.1.4 ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO AUCA

Formación Basal Tena

Esta formación se caracteriza por no ser continua, tiene un espesor promedio total de 40 pies, principalmente formada por un cuerpo arenoso de 10 a 20 pies de espesor y se encuentra limitado en su parte inferior por las lutitas de la formación Napo Superior.

De acuerdo al mapa estructural de la formación, el área total de la arenisca es de 16460.09 acres, esta abarca todos los pozos de producción de petróleo existentes en este campo. (Gavilanes, 2009).

Formación Napo

Esta formación se caracteriza por no ser continua, tiene un espesor promedio total de 120 pies, principalmente formado por: arcillas, areniscas, cuarzosas discontinuas, limonitas y lutitas; está conformado por granos finos y presenta una porosidad promedia de 18%. De acuerdo al mapa estructural de la formación, su área total es de 13621.87 acres.

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La formación Napo T se subdivide en dos areniscas; Napo T Superior la cual tiene un espesor de 45 pies formado por grano muy fino con una porosidad promedia de 18.68% y de aspecto masivo; además presenta intercalaciones de areniscas, lutita y limonita. Napo T Inferior tiene un espesor promedio de 67 pies formada por una arenisca cuarzosa de grano fino a medio con una porosidad promedia de 14.39 %. (Gavilanes, 2009).

Formación Napo U

La formación Napo U se caracteriza por ser continua y estar presente en todo el campo. Contiene arenas similares que la arenisca Napo T, tiene un espesor promedio de 200 pies, con una porosidad promedia de 16%.

De acuerdo al mapa estructural de la formación, el área total de la arena es de 21471.49 acres. (Gavilanes, 2009).

Formación Napo U Superior

La formación está constituida por una arenisca cuarzosa con tamaño de grano fino, con un espesor de 27 pies y una porosidad promedia de 14.86%.

Formación Napo U Inferior

La formación está constituida por una arenisca cuarzosa con tamaño de grano fino a medio, con un espesor de 37.15 pies y una porosidad promedia de 16.62%.

Formación Hollín

La formación Hollín es la más productora de la cuenca oriente ecuatoriana debido a su espesor y cuenta con un gran empuje hidráulico natural de fondo. Esta formación se encuentra a través de todo el campo Auca y sin presencia de fallas.

A la formación Hollín la componen Hollín Superior y Hollín Inferior, siendo de origen marino somero y volcánico respectivamente. La formación Hollín cuenta con un espesor de 450 pies y un área de 20844.09 acres. (Alvarado, 2013).

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1.1.5 PROPIEDADES PVT DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO AUCA En la tabla 1.2 se encuentran los datos PVT resumidos del campo Auca.

TABLA 1.2: PROPIEDADES PVT DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO AUCA

Datos PVT Basal Tena Napo – U Napo -T Hollín

PR (psi) 3563 4141 4213 4500

Pb(psi) 645 231 640 195

Boi (bl/BF) 1.1338 1.043 1.131 1.11

Bob (bl/BF) 1.1547 1.090 1.16 1.15

Coi (1/psi) 6.2´¹⁰^-6 5.21´¹⁰^-6 6.75´¹⁰^-6 6.48´¹⁰^-6 Cob (1/psi) 6.2´¹⁰^-6 8.77´¹⁰^-6 9.03´¹⁰^-6 8.18´¹⁰^-6

moi (cp) 21.34 13.80 5.05 4.76

mob (cp) 14.29 2.82 2.60 2.66

RGP (PCS/BF) 116.0 50 163 10

Permeabilidad 260.0 780 260 500

mW (cp) 0.3 0.3 0.3 0.27

°API 21.1 20.1 29 31.60

FUENTE: Departamento de Yacimientos (2011) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo

Para la determinación de ciertos parámetros esenciales en el diseño de la propuesta de optimización, se requiere de la utilización de correlaciones en las cuales los valores de salinidad de las formaciones son requeridos. En la tabla 1.3 se muestran dichos valores de salinidad promedios por formación.

TABLA 1.3 SALINIDAD POR ARENAS

Formación Salinidad (ppm)

Basal Tena 35000

Napo U 40000

Napo T 15000

Hollín Superior 2125

Hollín Inferior 1000

FUENTE: Departamento de yacimientos (2013) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo

(25)

1.1.6 DESCRIPCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE POZOS ANALIZADOS

A través de los años el campo Auca ha sufrido de una declinación gradual en la taza de producción, la cual a su vez ha incurrido en la utilización de sistemas de levantamiento artificial que aporten energía al pozo de manera que se pueda continuar con la extracción de petróleo.

En la tabla 1.4 se muestra el número de pozos por cada tipo de sistema de levantamiento artificial utilizado en el campo Auca. (Alvarado, 2013).

TABLA 1.4 TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR POZO Sistema de levantamiento artificial Número de pozos

Bombeo electrosumergible 205

Bombeo hidráulico tipo jet 11

Bombeo mecánico 6

Flujo natural 2

TOTAL 224

FUENTE: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH).(2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo

En la tabla 1.5 se muestran resumidos los datos de producción de los pozos a considerarse para el desarrollo del presente proyecto.

TABLA 1.5 DATOS DE POZOS A SER ANALIZADOS

Pozo Arena Tipo de bomba

PR (psi)

GOR (pie³/bl)

PWF (psi)

QD

(bl/día) QO

(bl/día) QW

(bl/día) PWH

(psi)

AUCA-20 BT H 687.2 138 132.3 228 136.8 91.2 100

AUCA- 31 HS H 857.1 18 434 255 160.6 94.4 44.7

AUCA-32 HS H 1640 12 1019 324 128.9 195.1 240

AUCA-40 TI BES 4085 229 1188 248 233.1 14.9 70

AUCAH-083 TI BES 1138 228 1002.5 50 37.5 12.5 110

AUCA-J89 UI BES 1640 20 1019 141 119.9 21.2 120

AUCA-114 TI BES 982.9 228 835.26 128 107.5 20.5 75

AUCA-138 TI H 1385 229 521 443.8 199.7 244.1 100

AUCA-139 TI H 1547 229 1188 541 476.1 64.9 64.7

AUCA-142 UI BES 2052.7 84 1627.6 213 191.7 21.3 80

(26)

TABLA 1.5 CONTINUACIÓN

Pozo Arena Tipo de bomba

PR (psi)

GOR (pie³/bl)

PWF (psi)

QD

(bl/día) QO

(bl/día) QW

(bl/día) PWH

(psi) AUCA SUR-

2RE HS H 2850 188 1708.5 396 261.4 134.6 55

CONONACO

-2RE TI H 2452.3 148 515.4 240 206.4 33.6 64.7

CONONACO

-15 UI BES 4413 56 1627 133 130.3 2.7 110

CONONACO

-23 TI M 1959 127 1169.5 264 52.8 211.2 85

YULEBRA-14 UI H 1525.2 158 637.1 232 199.5 32.5 140

FUENTE: Departamento de Yacimientos (2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo

1.2 FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

1.2.1 GENERALIDADES

Cuando la energía natural de un yacimiento se ve disminuida por el paso del tiempo y factores propios del reservorio, es necesario acudir a un sistema de soporte que permita continuar con la producción de petróleo. Los sistemas de levantamiento artificial aportan la energía para poder continuar con las operaciones de producción.

El bombeo hidráulico es un sistema de levantamiento artificial que permite la extracción de crudo, mediante la inyección de un fluido al que se le llamará fluido motriz. El principio sobre el cual se basa el comportamiento del bombeo hidráulico es la Ley de Pascal, en la cual se establece que al ejercer una determinada presión sobre una superficie líquida, dicha presión se transmitirá en todas las direcciones y con la misma intensidad en todos los puntos del fluido. (Benavides, 2011).

1.2.2 CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET

La bomba hidráulica tipo jet es una variante del bombeo hidráulico, cuyo principio de operación consiste en la inyección de un fluido sometido a una alta presión hasta el fondo del pozo, la cual permite transferir energía entre el fluido inyectado y el fluido producido, para así poner en funcionamiento la bomba de fondo, la cual permite la producción de petróleo. (OilMail, 2011).

(27)

1.2.3 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

La bomba hidráulica tipo jet basa su funcionamiento en el principio de Venturi, el cual consiste en el paso de un fluido a través de una sección reducida, tobera, de manera que se produzca una disminución de presión, transformando de esta manera la energía potencial en energía cinética, dicha disminución de presión ocasiona que el fluido de formación ingrese a la bomba, el fluido inyectado ingresa a gran velocidad a través de la garganta donde se mezcla con el fluido producido, la mezcla al pasar por la zona expandida llamada difusor, sufre nuevamente un cambio de energía, esta vez de energía cinética a energía potencial, la cual debe ser suficiente para poder vencer la columna hidrostática y de esta manera llevar el fluido producido a superficie. (Vásquez, 2014; Guerrón y Robalino, 2013).

1.2.4 PARTES DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET

La bomba hidráulica tipo jet consta de tres partes esenciales, tobera, cámara de mezclado o garganta y difusor, las cuales se describen a continuación.

Tobera

Es una herramienta diseñada para soportar grandes presiones y altas temperaturas, la tobera tiene la forma de un embudo, consta de dos diámetros de diferente magnitud, el fluido motriz ingresa por el diámetro de mayor longitud y sale por el de menor longitud, esto sirve para poder disminuir la presión de ingreso a la tobera y aumentar la velocidad de salida a través de la misma, provocando de esta manera la transformación de energía potencial en energía cinética.

(28)

Garganta o cámara de mezclado

La garganta o cámara de mezclado es donde ingresa el fluido motriz a alta velocidad y se mezcla con el fluido de formación que ingresa debido a la disminución de la presión, por acción de la tobera.

Difusor

El difusor al igual que la tobera tiene forma de embudo, cuya zona expandida es por donde sale la mezcla de fluidos, y a su vez es el que permite la transformación de energía cinética en energía potencial, la energía producida debe ser la suficiente, de manera que venza el peso de la columna hidrostática para poder llevar el fluido producido a superficie. (Vásquez, 2014).

En la figura 1.2 se muestra las partes de las que está compuesta la bomba hidráulica tipo jet.

FIGURA 1.2 PARTES DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET

FUENTE: Levantamiento artificial,( Melo, 2014)

Donde:

PS = Presión de succión

PN = Presión a la entrada de la tobera PD = Presión de descarga

QS = Tasa del fluido producido TOBERA

PN, QN

GARGANTA DIFUSOR

P_D, Q_D SUCCIÓN

P_S, Q_S

AN AS AT

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QN = Tasa del fluido motriz

QD = Tasa del fluido producido más fluido motriz (tasa de descarga) AN = Área de flujo de la tobera

AT = Área de flujo total de la cámara de mezclado

AS = Área anular de la cámara de mezclado para el flujo de la producción

1.2.5 VENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET

Entre las principales ventajas que vuelven tan usado al sistema de levantamiento hidráulico tipo jet se tiene:

· No posee partes móviles

· Permite la producción de fluidos sucios, gaseosos o parafínicos.

· Permite emplear fluido motriz de cualquier calidad.

· Puede ser empleada en un amplio rango de profundidad, en pozos desviados u horizontales.

· La sección de trabajo compuesta por una tobera, cámara de mezclado y el difusor es muy compacta, esto facilita su instalación.

1.2.6 DESVENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET

Entre las principales desventajas de este sistema de levantamiento tenemos:

· Presenta una baja eficiencia.

· Es necesario tener altas presiones de succión para evitar cavitación en la bomba.

· No es recomendable su uso en campos que presentan cantidades altas de gas.

· El manejo de altas presiones de trabajo representan un peligro para el personal, se requiere capacitación. (Melo, 2014; Vásquez, 2014).

(30)

1.2.7 CAVITACIÓN EN LAS BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET

En este sistema de levantamiento artificial es necesario acelerar el fluido producido hasta una velocidad entre 200 y 300 pie/s para ingresar a la cámara de mezclado.

Cuando la presión del fluido disminuye hasta la presión de saturación está provocará que se formen burbujas o cavidades de vapor, este fenómeno es denominado cavitación, al alcanzar esta presión se produce un posterior colapso de las burbujas y esto a su vez causará erosión en la bomba provocando su mal funcionamiento. Para evitar esto es necesario utilizar modelos matemáticos o pruebas de laboratorio con la finalidad de predecir los límites de cavitación.

En la figura 1.3 muestra el daño causado por cavitación en la tobera y garganta.

FIGURA 1.3 EJEMPLOS DE CAVITACIÓN

FUENTE: Ortiz,2009.

El objetivo al seleccionar la geometría óptima de la bomba tipo jet es: primero, escoger la bomba que levante el fluido con los menores requerimientos de

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potencia y, segundo, que no exista cavitación en la bomba. La cavitación ocurriría en la bomba cuando la presión estática del fluido producido dentro de la cámara de mezclado sea menor que la presión de saturación del fluido producido. Al ocurrir la cavitación la cámara de mezclado puede resultar dañada, por lo que es necesario seleccionar otra bomba, la cual aunque requiera mayor potencia HP, evitaría dichos daños.

Los límites para la cavitación en la bomba se pueden predecir mediante modelos matemáticos teóricos o utilizando pruebas de laboratorio para establecer las constantes de dichas ecuaciones teóricas. La ecuación (1.1) representa la relación de flujo adimensional en el límite de la cavitación. Cuando la relación de flujo adimensional es mayor que la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, esta puede provocar daño a la bomba.

Ecuación de la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación:

) P (P 1.3

P R

R) M (1

S N

S

L -

= -

(1.1)

1.2.8 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET

La demanda de bombas hidráulicas tipo jet en el mercado mundial ha generado la conformación de grandes empresas encargadas de la fabricación y ensamblaje de cada una de las partes que constituyen la bomba.

Entre los fabricantes más reconocidos a nivel mundial tenemos: National, Kobe, Guiberson, Claw, OHI, Fluid Packed Pump. Cada uno de los fabricantes cuenta con varios catálogos de sus productos en los cuales se proporcionan un gran rango de combinaciones geométricas de tobera-cámara de mezclado, a fin de satisfacer con los requerimientos del cliente, ya que en la industria petrolera se tiene diferentes tipos de escenarios, los cuales requieren de condiciones específicas de operación y herramientas de alta calidad. (Melo, 2014).

(32)

1.2.9 ESPECIFICACIONES DE TOBERAS Y CÁMARAS DE MEZCLADO DE DIFERENTES FABRICANTES

La relación adimensional de tobera y cámara de mezclado difieren entre fabricantes ya que cada uno de estos han desarrollado dimensiones y combinaciones acorde a sus progresiones matemáticas con la finalidad de cubrir el mayor rango de aplicaciones posibles: National y Kobe incrementan las áreas de tobera y cámara de mezclado en una progresión geométrica constante de 4/π=

1.27324 y 10^1/9= 1.29155 respectivamente, en cambio Guiberson proporciona un concepto similar de progresión geométrica pero emplea el mismo valor sobre el rango total, además; el rango de aplicación de Guiberson es ligeramente mayor a los otros fabricantes.

A continuación se presenta la tabla 1.6 con las dimensiones de los fabricantes National, Kobe, Guiberson. Las áreas anulares correspondientes al fabricante Guiberson se presenta en la tabla 1.7. Las áreas anulares correspondientes para los fabricantes National, Kobe, se presentan a continuación en las tablas 1.8 y 1.9. Las dimensiones al igual que las áreas anulares de los fabricantes Fluid Packed Pump, OHI y Claw se encuentran en el anexo N° 1.

(33)

TABLA 1.6 DIMENSIONES DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET

National Kobe Guiberson

Tobera Garganta Tobera Garganta Tobera Garganta

Número Área Número Área Número Área Número Área Número Área Número Área

1 0.0024 1 0.0064 1 0.0024 1 0.0060 DD 0.0016 000 0.0044

2 0.0031 2 0.0081 2 0.0031 2 0.0077 CC 0.0028 00 0.0071

3 0.0039 3 0.0104 3 0.0040 3 0.0100 BB 0.0038 0 0.0104

4 0.0050 4 0.0131 4 0.0052 4 0.0129 A 0.0055 1 0.0143

5 0.0064 5 0.0167 5 0.0067 5 0.0167 B 0.0095 2 0.0189

6 0.0081 6 0.0212 6 0.0086 6 0.0215 C 0.0123 3 0.0241

7 0.0103 7 0.0271 7 0.0111 7 0.0278 D 0.0177 4 0.0314

8 0.0131 8 0.0346 8 0.0144 8 0.0359 E 0.0241 5 0.0380

9 0.0167 9 0.0441 9 0.0186 9 0.0464 F 0.0314 6 0.0452

10 0.0212 10 0.0562 10 0.0240 10 0.0599 G 0.0452 7 0.0531

11 0.0271 11 0.0715 11 0.0310 11 0.0774 H 0.0661 8 0.0661

12 0.0346 12 0.0910 12 0.0400 12 0.1000 I 0.0855 9 0.0804

13 0.0441 13 0.1159 13 0.0517 13 0.1292 J 0.1257 10 0.0962

14 0.0562 14 0.1476 14 0.0668 14 0.1668 K 0.1590 11 0.1195

15 0.0715 15 0.1879 15 0.0863 15 0.2154 L 0.1963 12 0.1452

16 0.0910 16 0.2392 16 0.1114 16 0.2783 M 0.2463 13 0.1772

17 0.1159 17 0.3046 17 0.1439 17 0.3594 N 0.3117 14 0.2165

18 0.1476 18 0.3878 18 0.1858 18 0.4642 P 0.3848 15 0.2606

19 0.1879 19 0.4938 19 0.2400 19 0.5995 16 0.3127

20 0.2392 20 0.6287 20 0.3100 20 0.7743 17 0.3750

21 1.0000 18 0.4513

22 1.2916 19 0.5424

23 1.6681 20 0.6518

24 2.1544

Relación Relación Las relaciones de Guiberson

Tobera Garganta R Tobera Garganta R están indicadas en la tabla 1.7

N N-1 0.483 X N N-1 0.517 A^_

N N 0.380 A N N 0.400 A

N N+1 0.299 B N N+1 0.310 B

N N+2 0.235 C N N+2 0.240 C

N N+3 0.184 D N N+3 0.186 D

N N+4 0.145 E N N+4 0.144 E

FUENTE: Levantamiento artificial, (Melo, 2014) ELABORADO POR: Aguirre Fabio y Mendoza Pablo