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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“MODELAMIENTO TEÓRICO DE SISTEMA AUXILIAR DE LEVANTAMIENTO
HIDRÁULICO TIPO JET, PARA PRODUCIR UN YACIMIENTO MEDIANTE FLUIDO
MOTRIZ PROVENIENTE DE UN YACIMIENTO INFERIOR DE MAYOR PRESIÓN, EN
EL MISMO POZO”.
Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
Mishell Ariana Guerra Baquero
2018
QUITO – ECUADOR
DEDICATORIA
A Dios por guiar siempre mi camino, todas mis alegrías y logros.
A mis padres Edgar y Ximena, de la mano de quienes aprendí lo difícil que es la vida y a
enfrentar cada obstáculo que nos presenta, quienes con amor y dedicación me formaron con
valores y disciplina para alcanzar mis metas personales y profesionales.
Toda mi vida incluido este trabajo está dedicado a mi Padre por ser su orgullo y su única
niña adorada.
Mishell Ariana Guerra B
AGRADECIMIENTO
A mi padre quien con su lucha incansable ha cuidado siempre de mí y juntos hemos superado
las pruebas más difíciles. Me enseñas cada día a ser una mujer fuerte, valiente, integra y
decidida. Gracias por tu apoyo constante que hoy por hoy me está permitiendo cumplir uno de
mis sueños, tenerte a mi lado me hace sentir respaldada de tu amor y comprensión.
A la familia Sertecpet, Ing. Francisco Miranda, Ing. Juan Guerrero y a todos quienes me
abrieron sus puertas en campo, gracias a cada uno por su tiempo, dedicación, enseñanzas y
sincera amistad.
A Ing. Alex Terán quien además de guiarme constantemente y compartir sus conocimientos,
me ha brindado su amistad, consejos y constante apoyo desde el primer día que me recibió en
campo.
A Ing. Marlon Rodríguez como tutor, guía y amigo, y a la Escuela de Operaciones Sertecpet
quienes brindaron el capital humano y conocimientos técnicos para la consecución de este
estudio técnico.
A mis amigos que el día a día los convirtió en familia, con quienes cada día era una aventura,
a Andrés Pillajo y Anita Varela que a lo largo del tiempo han sido más que mejores amigos,
hermanos del alma de quienes he recibido su apoyo constante y amistad sincera, a Carlos
Cherres quien ha sido una persona especial, con quien he compartido el auténtico sentido de
la verdad y el apoyo incondicional, una amistad y cariño únicos e incomparables, que
perdurarán en el tiempo.
A mis docentes, Ing. Fernando Lucero, mi tutor de tesis, Ing. Atahualpa Mantilla e Ing. Hector
Marcial, mis revisores, quienes con sus recomendaciones me han guiado y permitido
desarrollar y culminar el presente estudio de manera exitosa.
Mishell Ariana Guerra B.
DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, Mishell Ariana Guerra Baquero en calidad de autor del Estudio Técnico
denominado “MODELAMIENTO TEÓRICO DE SISTEMA AUXILIAR DE
LEVANTAMIENTO HIDRÁULICO TIPO JET, PARA PRODUCIR UN YACIMIENTO
MEDIANTE FLUIDO MOTRIZ PROVENIENTE DE UN YACIMIENTO INFERIOR DE
MAYOR PRESIÓN, EN EL MISMO POZO”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD
CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte
de los que contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente
autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos
5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su reglamento.
En la ciudad de Quito al 01 día del mes de octubre de 2018.
Mishell Ariana Guerra Baquero
C.C. 1716151897
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TUTOR Y REVISORES
Por la presente dejamos constancia que hemos supervisado la realización del Trabajo de
Titulación cuyo tema es: “MODELAMIENTO TEÓRICO DE SISTEMA AUXILIAR DE
LEVANTAMIENTO HIDRÁULICO TIPO JET, PARA PRODUCIR UN YACIMIENTO
MEDIANTE FLUIDO MOTRIZ PROVENIENTE DE UN YACIMIENTO INFERIOR DE
MAYOR PRESIÓN, EN EL MISMO POZO”, presentado por la señorita MISHELL ARIANA
GUERRA para optar el Título de Ingeniero de Petróleos, consideramos que reúne los requisitos
y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública por parte del
Tribunal que se designe.
Adjunto reporte de similitudes
En la ciudad de Quito al 01 día del mes de octubre de 2018.
_________________________
Ing. Fernando Lucero Calvache
C.I.1720160272
TUTOR
_________________________
Ing. Atahualpa Mantilla Rivadeneira
C.I.1712337474
REVISOR
_________________________
Ing. Héctor Marcial Borja
C.I.1710550540
REVISOR
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al título de
Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental
de la Universidad Central del Ecuador denominado “Modelamiento teórico de sistema auxiliar
de levantamiento hidráulico tipo jet, para producir un yacimiento mediante fluido motriz
proveniente de un yacimiento inferior de mayor presión, en el mismo pozo”, es original y no
ha sido realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni
de título o grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado de las investigaciones
del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de información consultadas.
_________________________ _________________________
Mishell Ariana Guerra Baquero Ing. Fernando Lucero Calvache
C.I. 1716151897 C.I. 1720160272
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DEDICATORIA ......................................................................................................................... II
AGRADECIMIENTO .............................................................................................................. III
DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL ............................................................. IV
APROBACIÓN DEL TUTOR Y REVISORES ....................................................................... V
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD .............................................................................. VI
ÍNDICE DE CONTENIDOS .................................................................................................. VII
ÍNDICES DE FIGURAS ........................................................................................................... X
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................ XII
ÍNDICE DE DIAGRAMAS .................................................................................................. XIII
ABREVIATURAS ................................................................................................................ XIV
SIMBOLOGÍA ........................................................................................................................ XV
RESUMEN ............................................................................................................................ XVI
ABSTRACT ......................................................................................................................... XVII
CAPÍTULO I ............................................................................................................................ 18
1.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 18
1.2 ENUNCIADO DEL TEMA .............................................................................................. 19
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................................. 19
1.4 JUSTIFICACIÓN .......................................................................................................... 19
1.5 PROPUESTA ............................................................................................................... 20
1.6 HIPÓTESIS ................................................................................................................. 20
1.7 OBJETIVOS ................................................................................................................ 21
1.7.1 Objetivo general ............................................................................................... 21
1.7.2 Objetivos específicos ........................................................................................ 21
1.8 ENTORNO DEL ESTUDIO ............................................................................................. 21
1.8.1 Marco institucional ........................................................................................... 21
1.8.2 Marco ético ....................................................................................................... 22
1.8.3 Marco legal ....................................................................................................... 22
2. CAPÍTULO 2 ................................................................................................................... 23
2.1 ÁREA DE ESTUDIO ..................................................................................................... 23
2.2 PRODUCCIÓN DE POZOS POR FLUJO NATURAL ............................................................ 23
2.3 EMPUJE HIDRÁULICO ................................................................................................. 23
2.3.1 Características del empuje por agua ................................................................. 24
2.3.2 Condiciones del empuje por agua .................................................................... 24
2.3.3 Tipos de empuje hidráulico .............................................................................. 25
2.4 CONIFICACIÓN ........................................................................................................... 25
2.5 FLUJO CRUZADO ........................................................................................................ 26
2.6 RESERVORIOS COMPUESTOS ...................................................................................... 27
2.7 PRODUCCIÓN DE RESERVORIOS ESTRATIFICADOS ...................................................... 28
2.8 IPR ............................................................................................................................ 28
2.8.1 Modelo de Vogel .............................................................................................. 28
2.8.2 Modelo de Vogel compuesto ............................................................................ 29
2.8.3 IPR compuesto para reservorios estratificados ................................................ 29
2.9 RELACIÓN ENTRE PRESIONES DE RESERVORIO Y NIVELES DE FLUIDO ........................ 31
2.10 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ................................................................ 31
2.11 BOMBEO HIDRÁULICO ............................................................................................... 32
2.11.1 Principio de operación ...................................................................................... 32
2.11.2 Fluido motriz .................................................................................................... 32
2.11.3 Tipo de sistema ................................................................................................. 33
2.11.4 Elementos de superficie ................................................................................... 34
2.11.5 Elementos de fondo .......................................................................................... 35
2.12 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET.................................................................................. 35
2.12.1 Principio de funcionamiento ............................................................................ 36
2.12.2 Componentes de la bomba jet Claw® .............................................................. 37
2.12.3 Tipos de bomba jet ........................................................................................... 38
2.12.4 Ventajas y desventajas ..................................................................................... 40
2.12.5 Comparación entre el bombeo hidráulico jet y otros sistemas de levantamiento
artificial…. ....................................................................................................................... 42
2.12.6 Eficiencia mecánica de la bomba jet ................................................................ 42
2.12.7 Rangos de operatividad .................................................................................... 42
2.12.8 Instalaciones de subsuelo ................................................................................. 43
2.12.9 Software para diseño de bombeo hidráulico tipo Jet ........................................ 43
2.12.10 Cavitación en la bomba Jet ............................................................................... 46
2.13 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL COMBINADO .......................................... 47
2.14 MANEJO DE AGUA ..................................................................................................... 51
2.15 COMPLETACIÓN DE POZOS ......................................................................................... 52
2.15.1 Consideraciones ............................................................................................... 52
2.15.2 Tipos de completaciones .................................................................................. 53
2.15.3 Herramientas de fondo ..................................................................................... 54
3. CAPÍTULO 3 ................................................................................................................... 58
3.1 TIPO DE ESTUDIO ....................................................................................................... 58
3.2 UNIVERSO Y MUESTRA .............................................................................................. 59
3.3 INSTRUMENTOS DE RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y DATOS.................................. 59
3.4 PROCESAMIENTO Y ANÁLISIS DE INFORMACIÓN. ....................................................... 59
CAPÍTULO 4 ........................................................................................................................... 61
4.1 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO AUXILIAR TIPO JET ..................................................... 61
4.2 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO ............................................................................... 61
4.3 PARÁMETROS DE SELECCIÓN ..................................................................................... 63
4.4 ESCENARIOS DE APLICACIÓN ..................................................................................... 66
4.5 LIMITACIONES DEL SISTEMA AUXILIAR ..................................................................... 73
4.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS ....................................................................................... 74
4.7 SELECCIÓN DE POZOS ................................................................................................ 75
4.7.1 Simulación de funcionamiento ......................................................................... 76
CAPÍTULO 5 ......................................................................................................................... 103
5.1 COMPARACIÓN SITUACIÓN ACTUAL CON SISTEMA AUXILIAR JET POR PARÁMETROS 103
5.2 COMPARACIÓN SITUACIÓN ACTUAL CON SISTEMA AUXILIAR JET POR POZO ............. 105
CAPÍTULO 6 ......................................................................................................................... 107
6.1 CONCLUSIONES ....................................................................................................... 107
6.2 RECOMENDACIONES ................................................................................................ 109
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................... 110
GLOSARIO DE TÉRMINOS ................................................................................................ 112
ANEXOS ................................................................................................................................ 114
ANEXO 1. SELECCIÓN DE LA BOMBA POZO CHSA-03 .............................................. 114
ANEXO 2. ANÁLISIS NODAL CON BOMBA JET CLAW AUXILIAR 10K, POZO CHSA-
03 ............................................................................................................................................ 117
ANEXO 3. HISTORIAL PULLING BES POZO CHSA-03 ................................................. 119
ANEXO 4. REPORTE DE FALLAS EQUIPO BES POZO CHSA-03 ............................... 120
ANEXO 5. DIAGRAMA MECÁNICO INICIAL POZO PYMH-21 .................................. 121
ANEXO 6. SELECCIÓN DE LA BOMBA POZO PYMH-21 ............................................ 122
ÍNDICES DE FIGURAS
Figura 1. Curvas de declinación ............................................................................................... 25
Figura 2. Esquema de conificación en pozos verticales. .......................................................... 26
Figura 3. Reservorio con flujo cruzado. ................................................................................... 27
Figura 4. Reservorio commingled. ........................................................................................... 27
Figura 5. IPR compuesta en reservorio estratificado ............................................................... 30
Figura 6. Relación entre niveles y presiones dinámicas ........................................................... 31
Figura 7. Principio de Operación de una Bomba jet. ............................................................... 36
Figura 8. Esquema de funcionamiento bomba jet. ................................................................... 37
Figura 9. Partes Bomba ............................................................................................................ 38
Figura 10. Bomba jet Claw Directa y Reversa 2 7/8” .............................................................. 39
Figura 11. Bomba jet Claw directa ........................................................................................... 39
Figura 12. Bomba jet Claw reversa .......................................................................................... 40
Figura 13. Análisis nodal bomba jet, Rango de cavitación. ..................................................... 46
Figura 14. Configuración del Sistema BHJ-BM ...................................................................... 48
Figura 15. Configuración para Sistema ESJP .......................................................................... 49
Figura 16. Diagrama de levantamiento artificial ESJP ............................................................ 50
Figura 17. Completación híbrida Gas-Lift & bomba jet .......................................................... 51
Figura 18. Camisa de circulación ............................................................................................. 55
Figura 19. Y Tool ..................................................................................................................... 56
Figura 20. On Off Tool ............................................................................................................ 57
Figura 21. Metodología de trabajo ........................................................................................... 58
Figura 22. Esquema de flujo bomba jet auxiliar ...................................................................... 62
Figura 23. Descripción de partes bomba jet auxiliar ................................................................ 62
Figura 24. Esquema de selección de pozos bomba auxiliar jet ................................................ 63
Figura 25. Completación simple para bomba auxiliar jet ........................................................ 64
Figura 26. Diagrama mecánico para bomba jet autónoma ....................................................... 67
Figura 27. Diagrama mecánico para bomba auxiliar tipo jet con sistema de ........................... 68
Figura 28. Diagrama mecánico, bomba auxiliar tipo jet con sistema de levantamiento .......... 69
Figura 29. Diagrama mecánico para bomba auxiliar tipo jet con sistema de ........................... 70
Figura 30. Diagrama mecánico para bomba auxiliar tipo jet con sistema de ........................... 71
Figura 31. Esquema de flujo cruzado ....................................................................................... 72
Figura 32. Flujo cruzado con bomba auxiliar tipo jet .............................................................. 73
Figura 33. Configuración mecánica CHSA-03, nivel dinámico sobre la arena TI .................. 80
Figura 34. IPR Arena TI, Pozo CHSA-03 ................................................................................ 82
Figura 35. IPR Hollín Superior, CHSA-03 .............................................................................. 83
Figura 36. IPR Conjunta, TI+HS, CHSA-03 ........................................................................... 84
Figura 37. IPR con Outflow de tamaño de nozzle. .................................................................. 85
Figura 38. IPR con JBA, límites de nozzles, CHSA-03 ........................................................... 87
Figura 39. Análisis Nodal con Bomba jet Claw auxiliar 9K, CHSA-03 .................................. 91
Figura 40. Configuración mecánica Payamino H-21, nivel dinámico sobre la arena U .......... 94
Figura 41. IPR Arena US, PYMH-21 ...................................................................................... 96
Figura 42. IPR Hollín Principal, PYMH-21 ............................................................................. 97
Figura 43. IPR con Outflow de tamaño de nozzle. .................................................................. 99
Figura 44. Análisis Nodal con Bomba jet Claw auxiliar 9J, PYMH-21 ................................ 102
Figura 45. Comparación parámetros con la implementación de sistema JBA, CHSA-03 ..... 105
Figura 46. Comparación parámetros con la implementación de sistema JBA, PYMH-21 .... 106
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Rangos de operatividad. ............................................................................................. 43
Tabla 2. Especificaciones camisas tipo SL .............................................................................. 56
Tabla 3.Información requerida para sistema auxiliar tipo jet. .................................................. 65
Tabla 4. Selección de pozos candidatos para sistema auxiliar ................................................. 76
Tabla 5. Información de pozos en el Campo Chonta Sur ......................................................... 79
Tabla 6. Características Arena TI, Pozo CHSA-03 .................................................................. 80
Tabla 7. Características Arena Hollín Superior, Pozo CHSA-03 ............................................ 81
Tabla 8. Características de los fluidos Arena 1, Pozo CHSA-03 ............................................. 81
Tabla 9. Características de los fluidos Arena 2, Pozo CHSA-03 ............................................. 82
Tabla 10. Datos de productividad Arena TI, Pozo CHSA-03 ................................................. 82
Tabla 11. Datos de productividad Hollín Superior, Pozo CHSA-03 ....................................... 83
Tabla 12. Calculo de IPR compuesta Pozo CHSA-03 ............................................................. 83
Tabla 13. Cálculo de outflow nozzle, pozo CHSA-03 ............................................................. 86
Tabla 14. Presión de inyección disponible, Pozo CHSA-03 .................................................... 88
Tabla 15. Resultado simulación de bomba jet auxiliar con diferentes
geometrías……………………………………………………………………….……………89
Tabla 16. Comparación geometrías pozo CHSA-03 ................................................................ 90
Tabla 17. Parámetros comparativos pozo CHSA-03 ............................................................... 90
Tabla 18. Características Arena U, Pozo PYMH-21 ................................................................ 94
Tabla 19. Características Arena Hollín Principal, PYMH-21 .................................................. 95
Tabla 20. Características de los fluidos Arena U, PYMH-21 ................................................. 95
Tabla 21. Características de los fluidos Hollín Principal, PYMH-21 ...................................... 96
Tabla 22. Datos de productividad Arena TI, PYMH-21 ......................................................... 96
Tabla 23. Datos de productividad Hollín Principal, PYMH-21 ............................................... 97
Tabla 24. Cálculo de outflow nozzle, PYMH-21 ..................................................................... 98
Tabla 25. Presión de inyección disponible, PYMH-21 .......................................................... 100
Tabla 26. Resultado simulación de bomba jet auxiliar con diferentes geometrías. ............... 101
Tabla 27. Comparación geometrías pozo PYMH-21 ............................................................. 101
Tabla 28. Parámetros comparativos pozo PYMH-21 ............................................................. 102
Tabla 29. Comparación de producción con JBA .................................................................... 103
Tabla 30. Comparación de nivel dinámico con JBA .............................................................. 104
Tabla 31. Comparación de presión de descarga con JBA ...................................................... 104
Tabla 32. Comparación parámetros con la implementación de sistema JBA, ....................... 105
Tabla 33. Comparación parámetros con la implementación de sistema JBA, ....................... 106
ÍNDICE DE DIAGRAMAS
Diagrama 1. Diagrama de flujo cálculos BJA .......................................................................... 77
ABREVIATURAS
IPR: Relación de Comportamiento de Influjo
IP: Índice de productividad
POES: Petróleo original en sitio
SLAG: Sistema de levantamiento artificial por gas
RGP: Relación gas-petróleo
ESJP: Bombeo jet-electrosumergible
BJA: Bomba jet auxiliar
SLA: Sistema de levantamiento artificial
BSW: Porcentaje de agua y sedimentos
BES: Bomba electrosumergible
RGP: Relación gas petróleo
RGL: Relación gas líquido
TVD: Profundidad vertical verdadera
MD: Profundidad medida
Cavit: Cavitación
BFPD: Barriles de fluido por día
BPPD: Barriles de petróleo por día
BPD:
JAS:
Barriles por día
Sistema Jet Auxiliar
adim:
WO:
Adimensional
Reacondicionamiento
SIMBOLOGÍA
Pwf: Presión de fondo fluyente
Pr: Presión de reservorio
Pws: Presión estática de fondo
Pb: Punto de burbuja
Ph: Presión hidrostática
PN: Presión en la boquilla o nozzle
Piny: Presión de inyección
pf: Pérdidas por fricción
δw: Densidad del agua
δo: Densidad del petróleo
δm: Densidad de la mezcla
Q: Caudal
Qo: Caudal de petróleo
Qw: Caudal de agua
Qb: Caudal de burbuja
Qiny: Caudal de inyección
J: Índice de productividad
R: Relación de áreas
ppm: Partes por millón
hm: Nivel dinámico a condiciones fluyentes
γm: Gradiente de la mezcla boquilla garganta
Km2: Kilómetros cuadrados
ft: Pies
Psi: Libras por pulgada cuadrada
F: Grados Fahrenheit
SCF: Pies cúbicos standard
STB: Barriles standard
An: Área de la boquilla
Ath: Área de la garganta
Tema: Modelamiento teórico de sistema auxiliar de levantamiento hidráulico tipo jet, para
producir un yacimiento mediante fluido motriz proveniente de un yacimiento inferior de mayor
presión, en el mismo pozo.
Autor: Mishell Ariana Guerra Baquero
Tutor: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache
RESUMEN
El presente estudio busca optimizar la producción de petróleo mediante la utilización de los
recursos disponibles no aprovechados (energía de fondo de yacimiento), como una oportunidad
para mejorar, o mantener la producción de petróleo a bajo costo, para beneficio del País, bajo
sus estándares legales y de calidad, a favor de la sostenibilidad y sustentabilidad de la
producción de petróleo.
En el Capítulo 1 se mencionan todos los conceptos introductorios del proyecto, la justificación,
descripción del problema y objetivos que definen el alcance del proyecto.
En el Capítulo 2 se detalla el marco teórico en el que se sustenta la investigación, de acuerdo
con definiciones y conceptos. En esta sección se define el sistema de bombeo hidráulico tipo
jet, procedimientos y consideraciones para la selección de este tipo de levantamiento, así como
las principales condiciones de un yacimiento para un sistema de levantamiento auxiliar.
En el Capítulo 3 se define la metodología empleada para el procesamiento y análisis de la
información.
En el Capítulo 4 se desarrolla la propuesta técnica para la implementación de un sistema auxiliar
de bombeo hidráulico tipo jet, que utilice la energía de fondo para activar la bomba de subsuelo.
En el Capítulo 5 se presentan los resultados obtenidos, la comparación con el sistema jet
convencional y su respectivo análisis.
En el Capítulo 6 se resume las conclusiones y recomendaciones de este proyecto.
PALABRAS CLAVES: LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL/ PRODUCCIÓN/
OPTIMIZACIÓN/ SISTEMA AUXILIAR/ BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET/ ENERGÍA
DE FONDO.
TITLE: Theoretical modeling of hydraulic jet type auxiliary system, to produce a reservoir
with power fluid from a lower reservoir of higher pressure, in the same well.
Author: Mishell Ariana Guerra Baquero
Tutor: Eng. Fernando Andres Lucero Calvache
ABSTRACT
The present study gathers the need to optimize oil production with the available resources not
used (bottom hole energy), as an opportunity to improve or maintain oil production at low cost,
for the benefit of the Country, under its legal and quality standards, in favor of the sustainability
of oil production.
Chapter 1, all the introductory concepts of the project, justification, description of the problem
and objectives that define the scope of the project, are mentioned.
Chapter 2 shows the content of the theoretical framework on which the research is based,
according to definitions and concepts. In this section concepts of a hydraulic jet-type pumping
system are defined, as well as the main characteristics of a reservoir needed for an auxiliary
artificial lift system.
Chapter 3 shows the methodology used for the processing and analysis of information.
Chapter 4 contains all the technical proposal for the implementation of a hydraulic jet type
auxiliary artificial lift system, which uses the bottom hole energy to activate the pump.
Chapter 5 point out the results obtained the comparison with the conventional jet system and
its corresponding analysis.
Chapter 6 summarizes the conclusions and recommendations of this project.
KEYWORDS: ARTIFICIAL LIFT / PRODUCTION / OPTIMIZATION / AUXILIARY
SYSTEM / HYDRAULIC JET PUMP / BOTTOM HOLE ENERGY
18
CAPÍTULO I
1.1 Introducción
En la actualidad, en el Oriente Ecuatoriano, generalmente los pozos requieren de un
sistema de levantamiento artificial que permita extraer el petróleo y llevarlo hasta
superficie, o a su vez ganar en volumen de producción.
Los mecanismos de empuje más comunes de los campos productores de petróleo en el
Oriente Ecuatoriano son: empuje hidráulico y/o por gas en solución. Sin embargo, en
muchos casos la energía proveniente de fondo no es suficiente para poder producir debido
a la declinación propia de los yacimientos y considerando que en la cuenca Oriente se
produce desde hace más de 40 años, por lo que sus campos petroleros son considerados
campos maduros.
Con el paso del tiempo y las condiciones en las que producen los pozos en la cuenca
Oriente, se utilizan nuevas técnicas y sistemas optimizados que permitan una
recuperación de petróleo efectiva, por lo que continuamente se rediseñan los sistemas de
levantamiento artificial empleados para la producción de petróleo, mediante el análisis de
información disponible, con el objetivo de mantener o mejorar la productividad de los
campos.
Mientras más información se posea, se puede dar paso a la reducción de costos de
producción y tiempo, permitiendo tomar decisiones acertadas para optimizar el desarrollo
del campo.
Uno de los sistemas de levantamiento artificial utilizados en el país para producir petróleo
es el bombeo hidráulico tipo jet, flexible y adaptable a casi cualquier medio y con bajos
costos de mantenimiento.
Como empresa de prestación de servicios petroleros, y en búsqueda de la innovación y
desarrollo para el País con tecnología de punta, Sertecpet S.A a través de su historia en
las operaciones del Ecuador ha obtenido información muy importante de nuestros
yacimientos, lo cual facilita el desarrollo de tecnología para optimizar la producción.
19
1.2 Enunciado del tema
Modelamiento teórico del sistema auxiliar de levantamiento hidráulico tipo jet, para
producir un yacimiento mediante fluido motriz proveniente de un yacimiento inferior de
mayor presión, en el mismo pozo.
1.3 Planteamiento del problema
En el Ecuador, de existir varios horizontes productores en un mismo pozo, se considera
una completación múltiple selectiva o dual, tomando en cuenta parámetros operacionales
y costos de la completación, de modo que se pueda producir de manera individual o en
conjunto; los sistemas de levantamiento artificial aplicados dependerán de la
productividad de los yacimientos de interés. Secuencialmente se inicia por lo regular y
dependiendo de los intereses, con el yacimiento de mayor productividad, donde estos a
su vez corresponden generalmente en el Ecuador a arenas con empuje hidráulico activo,
lo que da lugar con el tiempo a una invasión de agua, por conificación o avance del frente
de agua, si esto sucede, se realiza un cambio de arena, aislando la arena invadida por
agua, cerrando la camisa o por medio de un tapón.
El cambio de arena se traduce en la producción del siguiente yacimiento, cambiando las
condiciones de operación e interfiriendo con el óptimo funcionamiento del sistema de
levantamiento utilizado, poniendo en riesgo la integridad de los equipos. En este caso a
pesar de contar con un sistema de levantamiento artificial como un sistema
electrosumergible, el pozo puede dejar de producir debido a que el nivel dinámico que
posee no es suficiente para activar el equipo de subsuelo que se esté empleando, o que al
ser inestable provoca daños a los equipos.
1.4 Justificación
El optimizar recursos y reducir costos operativos sin afectar la producción es una
necesidad en la industria petrolera, para lo que los sistemas de producción empleados
deben ser: óptimos de acuerdo con las condiciones de reservorio de los campos y
eficientes en lo referente a costos y tiempo.
Continuamente se busca seleccionar de manera más eficiente el sistema de levantamiento
artificial aplicado en los diferentes campos, para lograr una mejor recuperación de los
hidrocarburos.
20
La innovación es parte fundamental en la optimización de sistemas de levantamiento
artificial, con el fin de mantener y/o incrementar la producción, reduciendo costos
operativos y aprovechando condiciones propias del yacimiento.
El bombeo hidráulico tipo jet es una de las alternativas empleadas para evaluación y
producción de pozos petroleros en el Ecuador. Utilizando el mismo principio de bombeo
hidráulico tipo jet en un pozo con completación selectiva, se puede proporcionar la
energía requerida para accionar la bomba de subsuelo, desde el fondo con caudal y
presiones suficientes para producir de otra arena del mismo pozo.
El caudal y presión de fondo no es aprovechado efectivamente, siendo una fuente
energética importante que se puede utilizar para optimizar la producción de petróleo.
1.5 Propuesta
El presente proyecto es un modelamiento teórico del uso de la energía de fondo de pozo,
representada en presión y caudal, para producir de un yacimiento superior por medio de
un sistema auxiliar de bombeo hidráulico tipo jet, que asegure un mayor nivel dinámico,
aportando mayor volumen de fluido a mayor presión, optimizando la operación y
preservando la integridad de los equipos de fondo del sistema de levantamiento artificial
utilizado.
1.6 Hipótesis
Se puede utilizar el caudal y presión de las arenas más profundas de un pozo, como
inyección de fluido motriz para un sistema de levantamiento artificial auxiliar hidráulico
tipo jet, tomando en cuenta: escenarios de operación, aspectos técnicos, características
del yacimiento, facilidades de superficie, entre otros; de tal manera que provea de mayor
nivel dinámico para el sistema de levantamiento artificial principal y energía que aporte
a la producción de petróleo.
21
1.7 Objetivos
1.7.1 Objetivo general
Proponer un sistema auxiliar de levantamiento hidráulico tipo jet, mediante su
modelamiento teórico, para producir un yacimiento con fluido motriz proveniente de un
yacimiento inferior de mayor presión, en el mismo pozo.
1.7.2 Objetivos específicos
Proponer parámetros de diseño de la bomba auxiliar tipo jet y describir su
funcionamiento.
Describir los posibles escenarios para la aplicación del sistema auxiliar de bombeo jet.
Analizar información de pozos en el Oriente Ecuatoriano, tomados como muestra
académica, que cumplan con las condiciones necesarias para el sistema auxiliar tipo jet,
como: configuración mecánica, caracterización de arenas disparadas, productividad de
la formación productora e inyectora, propiedades de los fluidos, facilidades de
superficie, entre otras.
Simular el funcionamiento teórico de la bomba auxiliar tipo jet y comparar los
resultados de la simulación con el sistema actual de producción de cada pozo
seleccionado.
1.8 Entorno del estudio
1.8.1 Marco institucional
El presente estudio técnico presentado como requisito para optar por el Título de
Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, y se elaborará conforme a la misión
de la Carrera que busca la excelencia en la formación de profesionales y en la
investigación para el aprovechamiento sustentable de recursos naturales y energéticos
del Ecuador. De igual manera, la empresa SERTECPET S.A será auspiciante del estudio
técnico conforme a su misión de generar soluciones integrales para el sector energético
con tecnología de punta.
22
1.8.2 Marco ético
El presente trabajo es una propuesta técnica para el desarrollo óptimo de la producción
de petróleo sin afectar a terceros y cuidando el medio ambiente. La información a
utilizar es real, no ha sido modificada, corresponde a pozos existentes, proporcionados
por la empresa auspiciante, así como, el desarrollo de la investigación se ha realizado
en base a los software especializados de bombeo hidráulico SYAL y CLAW de la
empresa Sertecpet S.A, que respalda el estudio realizado.
1.8.3 Marco legal
Este estudio técnico a continuación cumple con las siguientes normativas vigentes para
la obtención del título del tercer nivel:
Art. 1, Art. 317, Art. 350, Art. 356, contemplados en la Constitución de la
República del Ecuador.
Art. 123 y 144 de la ley Orgánica de Educación Superior (LOES).
Art. 37 Reglamento de régimen Académico del Sistema Nacional de Educación
Superior.
Art. 212 del Estatuto Universitario.
Guía Operativa Unidad De Titulación Especial Para Carreras y Programas de la
Universidad Central Del Ecuador.
Convenio Macro Cooperación Técnica-Científica.
Art. 29, Art. 30, Art. 32, contemplado en el Reglamento de Operaciones
Hidrocarburiferas.
Art. 1 y Art. 4 contemplado en la Ley de Propiedad Intelectual.
23
2. CAPÍTULO 2
MARCO TEÓRICO
El presente capítulo refiere conceptos, descripciones, fórmulas y el fundamento teórico,
aplicadas como base para el desarrollo y sustento del presente estudio técnico.
Toda la información presentada corresponde a libros y papers utilizados como fuentes de
consulta, al igual que catálogos, manuales, instructivos y procedimientos de la empresa
auspiciante del estudio técnico, Sertecpet S.A.
2.1 Área de estudio
El área de desarrollo del estudio técnico en el que se va a indagar es operaciones de
producción mediante la investigación y desarrollo de levantamiento artificial tipo jet, con
el aprovechamiento de energía propia del yacimiento, proveniente de fondo en un mismo
pozo en dos o más arenas. Se busca soluciones integrales y funcionales que optimicen la
operación.
En cuanto a la ubicación geográfica de los pozos donde se realizará el estudio técnico, se
determinará conforme el avance del mismo, estructurando una matriz de información que
reúna los pozos que cumplan con las condiciones necesarias para el sistema de
levantamiento artificial auxiliar tipo jet, en el Oriente Ecuatoriano.
2.2 Producción de pozos por flujo natural
Los fluidos en el yacimiento se encuentran sometidos a la acción de fuerzas y energías
naturales, como: empuje por capa de gas, gas disuelto, empuje hidráulico, expansión de
roca y fluidos y drenaje gravitacional, las mismas que determinan el movimiento de los
fluidos hacia los pozos. Existen casos en que la energía que proveen estos mecanismos es
suficiente para el desplazamiento de fluidos hasta la superficie, es decir el pozo fluye
naturalmente.
2.3 Empuje hidráulico
Uno de los principales y más eficientes tipos de flujo natural de petróleo es el empuje
hidráulico, es decir la fuerza para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento
proviene del agua acumulada en un acuífero directamente relacionado al yacimiento. En
24
este tipo de yacimiento la capa de gas no existe, por lo tanto, la presión inicial es mayor
que la presión del punto de burbuja. A medida que el yacimiento se agota, la energía del
agua que ingresa desde el acuífero disminuye.
2.3.1 Características del empuje por agua
La presión en el yacimiento permanece alta.
La producción de agua inicia muy temprano e incrementa en cantidades considerables.
El petróleo fluye hasta que el corte de agua es excesivo.
La recuperación esperada es del 35 al 75% del POES.(Beggs, 1980)
2.3.2 Condiciones del empuje por agua
Diferencia de presión entre el reservorio y el acuífero.
Tamaño del acuífero.
Permeabilidad del reservorio y del acuífero.
Espesor del reservorio abierto al agua.
Se debe tomar en cuenta que si la extracción de crudo del reservorio es mayor a la tasa
a la cual el agua puede reemplazar el volumen desplazado, la presión del reservorio
declinará. Además, tasas muy altas de extracción o áreas de baja permeabilidad,
causarán una caída de presión excesiva, entre el reservorio y el pozo creando
diferenciales de presión.
En una arena uniforme, el diferencial de presión causado por altas tasas de producción
puede resultar en un cono de agua hacia el intervalo de completación. (Da Prat, 2000)
Según (Hatzignatiou, 1994), los factores que afectan la tendencia de conificación son:
la diferencia de densidad petróleo/gas o petróleo agua, la viscosidad del agua o del gas,
permeabilidad de la formación, diferencial de presión, tasa de flujo, etc.(Amaya de
Gama, 2005)
25
2.3.3 Tipos de empuje hidráulico
Empuje de agua fuerte o activo
El agua se expande y reemplaza el volumen de hidrocarburos que se extrajeron con caída
de presión mínima en el pozo. Cuando el agua del acuífero se expande, desplaza el
petróleo y el gas del reservorio hacia el pozo mientras la presión decae alrededor de la
zona de drenaje. Este mecanismo solo existe cuando el acuífero es de igual o mejor
calidad que el yacimiento (10 veces más) y tiene un volumen mucho mayor que el
yacimiento o está conectado a una recarga superficial de agua.
Empuje de agua parcial
Ocurre donde el acuífero tiene una calidad más baja en términos de la geometría de poro
o tiene un volumen limitado, es decir, la expansión de agua es limitada. (Hartmann &
Beaumont) En este caso la tasa de producción de hidrocarburos cae más rápido y se
reduce el recobro.
Figura 1. Curvas de declinación
Fuente: (Hartmann & Beaumont, 1999)
2.4 Conificación
Es un problema bastante común especialmente en reservorios que tienen un acuífero de
fondo. Según (Kelkar, 2008) ocurre cuando se establece un gradiente de presión cercano
al pozo asociado a la producción, si existe agua de fondo, el gradiente de presión se
superpone a la segregación gravitacional y el agua es empujada hacia el pozo.
26
Figura 2. Esquema de conificación en pozos verticales.
Fuente: (Kelkar,2008)
Según (Hatzignatiou,1994), los factores que afectan la tendencia de conificación son: la
diferencia de densidad petróleo/gas o petróleo agua, la viscosidad del agua o del gas,
permeabilidad de la formación, diferencial de presión, tasa de flujo, etc.
2.5 Flujo cruzado
Cuando existe un reservorio estratificado donde los horizontes productores se encuentren
conectados en un mismo pozo y sin una capa de roca que los separe, el flujo se direcciona
de la capa de menor permeabilidad hacia el estrato de mayor permeabilidad, dando lugar
a que la presión se transfiera más rápido en el horizonte de menor permeabilidad.
El flujo cruzado induce a la producción de arena y licuefacción en las capas de mayor
presión, así como daño a la formación, filtración y reducción de la permeabilidad en capas
de menor presión.(Jalali, Embry, Sanfilippo, Santarelli, & Dusseault, 2016)
El tiempo de duración del período de flujo cruzado depende de la capacidad de
almacenamiento de cada estrato. Si el almacenamiento de la arena de menor
permeabilidad es despreciable entonces el flujo cruzado continuará durante la vida del
pozo. Caso contrario el tiempo de flujo cruzado será corto.(Chaudhry, 2003).
El flujo cruzado puede ser natural o forzado, el primero en condiciones de presión inicial
y el segundo se produce como efecto de la producción misma del pozo.
27
Puede ocasionar tasas de producción bajas, dado que se perderá fluido en las capas de
baja presión, perdiendo además reservas si la arena no tiene presión suficiente para
producirlos.
Figura 3. Reservorio con flujo cruzado.
Fuente: (Chaudhry, 2003)
Se debe asegurar que la presión del estrato productor sea igual o mayor que la Pwf a esa
profundidad, donde la diferencia de presión entre estratos es comparada con curvas de
gradiente fluyente y estático, para evitar el flujo cruzado.
2.6 Reservorios compuestos
Este tipo de reservorios son conocidos también como reservorios commingled, donde los
estratos están comunicados por el pozo como se muestra en la Figura 4, y contienen capas
de roca impermeables entre zonas.
Figura 4. Reservorio commingled.
Fuente: (Chaudhry, 2003)
28
2.7 Producción de reservorios estratificados
Es la producción de distintos estratos en conjunto por medio de un solo pozo, lo que
implica la combinación de diferentes fluidos y presiones. La producción conjunta de dos
o más arenas supone grandes beneficios como mantener un pozo sobre el límite
económico, al incrementar la tasa de producción, al igual que obtener una mayor
recuperación de reservas.(Jaramillo & Lligüizaca, 2017)
El flujo cruzado es un fenómeno que está presente y no se produce exclusivamente dentro
de un solo estrato, si no que puede ocurrir entre estratos, dado que se produce de manera
conjunta con diferentes presiones.
2.8 IPR
Por sus siglas en inglés Inflow Performance Relationship, es la relación de desempeño de
flujo, es básicamente la relación entre la tasa de producción y la presión de fondo fluyente
cuyo comportamiento es lineal cuando se tiene una sola fase y curva cuando existe gas
presente, liberado al producir por debajo del punto de burbuja.
Si es un yacimiento subsaturado (Pws>Pb), entonces se calcula un índice de
productividad (Jalali et al.), lineal con la siguiente fórmula:
𝐼𝑃 = 𝑄
𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓 (1)
Q: Producción asociada a la presión de fondo fluyente, [BFPD].
Pr: Presión de reservorio, [psi].
Pwf: Presión de fondo fluyente, [psi].
Y si el yacimiento es saturado (Pws<Pb), para el cálculo de la curva IPR se puede
considerar los siguientes modelos empíricos para estimar la curva de afluencia:
2.8.1 Modelo de Vogel
𝑄
𝑄 𝑚𝑎𝑥
= [1 − 0.2 (𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟) − 0,8 (
𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟)
2
] (2)
Qmax: Producción cuando la Pwf es 0, [BFPD].
29
Aplicable cuando Pr<Pb, es decir que en condiciones iniciales el yacimiento es saturado,
para este modelo se considera un flujo radial uniforme, se desprecia los efectos de
compresibilidad de la roca y fluidos, se asume un medio poroso uniforme y una eficiencia
de flujo del 100%.
2.8.2 Modelo de Vogel compuesto
Se aplica cuando el yacimiento es subsaturado en condiciones iniciales y con el tiempo y
la producción se comporta como saturado. Para el cálculo, hasta la presión de burbuja se
considera un IP lineal y después por la liberación de gas se toma el modelo de Vogel
Compuesto para estimar 𝐽 o índice de productividad.
𝐽 =𝑄
𝑃𝑟 − 𝑃𝑏 +𝑃𝑏
1.8 [1 − 0.2 (𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟) − 0,8 (
𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟)
2
]
(3)
𝑄𝑏 = 𝐽 (𝑃𝑟 − 𝑃𝑏 ) (4)
Pb: Presión de burbuja, [psi]
Qb: Caudal de burbuja, [psi]
J: Índice de productividad [BFPD/psi]
2.8.3 IPR compuesto para reservorios estratificados
Se puede decir que casi todos los reservorios están estratificados en cierta medida, es
decir que en un mismo pozo se presentan diferentes capas de roca en la zona de
producción con diferentes presiones, permeabilidades y fluidos de producción.
Mientras se incrementa la producción, las formaciones menos consolidadas empezarán a
producir con una menor tasa de gas con respecto al petróleo (RGP). El caudal de gas total
empezará a incrementarse a medida que la tasa de producción aumenta, porque se libera
producto de la caída de presión.
Una de las principales preocupaciones en sistemas estratificados es el flujo cruzado que
puede ocurrir si los fluidos del reservorio son producidos de capas con potenciales
diferentes o presiones transformadas a la profundidad de interés. (Guo, 2011)
30
Al construir una IPR compuesta de un reservorio estratificado se establece una curva que
será la combinación de las IPR de cada estrato, como se muestra en la Figura 5.
Siempre y cuando no exista flujo cruzado reflejará la tasa real de producción, caso
contrario el flujo cruzado afectará al construir una curva IPR compuesta dado que se sobre
estimará la producción de las capas.
Figura 5. IPR compuesta en reservorio estratificado
Fuente: (Qasem, Malallah, Nashawi, & Mir, 2012)
Según (Guo, 2011) , para considerar una IPR compuesta se debe asumir:
En las capas del reservorio prevalece flujo pseudo estacionario.
Los fluidos de las formaciones son similares o compatibles.
Las pérdidas de presión en el pozo entre estratos son despreciables.
Las IPR de cada estrato son conocidas
31
2.9 Relación entre presiones de reservorio y niveles de fluido
Figura 6. Relación entre niveles y presiones dinámicas
Fuente: (ADEN, 2015)
Al producir un pozo el nivel del líquido en el mismo es equivalente a su Pwf, cuando el
caudal es 0 el nivel del fluido se ecualiza hasta que la presión hidrostática de la columna
equivale a la presión estática del reservorio (Pws), al ser inversamente proporcional, a
mayor producción la presión de fondo fluyente será menor y el nivel disminuirá de la
misma forma, tal como se muestra en la Figura 6.
2.10 Sistema de levantamiento artificial
Cuando la presión de reservorio es superior a la presión de fondo fluyente crea el
diferencial de presión necesario para empujar los hidrocarburos hacia el pozo y hacia
superficie. Pero a medida que la presión de reservorio disminuye por efectos de la
producción misma, decae también la presión diferencial.
Para reducir la presión de fondo fluyente o incrementar el diferencial de presión, se hace
necesario implementar un sistema de levantamiento artificial. Los sistemas de
levantamiento artificial son considerados como recuperación primaria y se utilizan hasta
llegar al límite económico de producción, o cuando el corte de agua es demasiado
elevado.
Están conformados por equipos de subsuelo y de superficie, los mismos que se encuentran
diseñados de acuerdo con las condiciones de cada yacimiento, características del fluido,
32
características físicas del pozo, problemas esperados, productividad del pozo,
consideraciones de equipo disponible en superficie y costo de operación.
La selección del sistema de levantamiento artificial se debe realizar partiendo de un
análisis técnico y económico de cada uno de los sistemas factibles, analizando los costos
futuros de operaciones y mantenimiento que corresponden a los métodos durante la vida
productiva del pozo.
2.11 Bombeo hidráulico
Es un sistema de levantamiento artificial cuya energía es transmitida hidráulicamente
desde las unidades de poder en superficie hasta la bomba de fondo. El principio
fundamental para este tipo de bombeo es la “Ley de Pascal” que menciona que “la presión
ejercida sobre un fluido incompresible y en equilibrio dentro de un recipiente de paredes
indeformables se transmite con igual intensidad en todas las direcciones y en todos los
puntos del fluido”. El uso de este principio permite transmitir la presión desde un sistema
superficial central a través de una tubería llena de líquido a cualquier número de puntos
debajo de la superficie en un pozo. (Guerron & Robalino, 2013).
2.11.1 Principio de operación
Funciona con una bomba de fondo de pozo y una bomba de superficie que presuriza el
llamado fluido motriz, enviándolo hacia la bomba de subsuelo a alta presión y caudal,
el fluido motriz se inyecta por la tubería de producción y por el espacio anular entre la
tubería de producción y la tubería de revestimiento, se produce el fluido de retorno que
corresponde a la mezcla del petróleo y el fluido motriz , en el caso de un sistema de
producción abierto, caso contrario la producción de petróleo y el fluido motriz
retornarán a superficie por tuberías por separado.
2.11.2 Fluido motriz
El éxito operacional y rentabilidad del sistema de bombeo hidráulico depende en gran
parte de la calidad del fluido motriz que se inyecte y, por ende, el sistema de tratamiento
que se utiliza en superficie. La presencia de gas, sólidos, o materiales abrasivos afecta
directamente a la operación desgastando los equipos tanto de superficie y de subsuelo,
reduciendo su vida útil.
33
De manera general el fluido motriz puede ser agua o crudo con la cantidad más baja
posible de gas y sólidos, cuyo tratamiento y acondicionamiento es en base a la
disponibilidad y aditivos químicos que benefician la vida útil de la bomba de subsuelo.
Por lo tanto, se debe realizar un análisis periódico del fluido motriz con el fin de llegar
a una mejor operación.
Para seleccionar el tipo de fluido motriz se debe tener en cuenta varias consideraciones:
El uso de crudo como fluido motriz, reduce el mantenimiento de las bombas de
superficie debido al bajo módulo de compresibilidad del petróleo, haciendo que las
vibraciones que afectan a los equipos de superficie sean menores, alargando su vida útil.
La utilización de agua como fluido motriz, es ideal, al realizar pruebas de pozos para la
producción de petróleo, debido a que todo el fluido de retorno corresponde al fluido
producido.
Si se utiliza crudo como fluido motriz se debería sustraer el petróleo producido,
generando así errores, sobre todo en pozos con alto corte de agua donde la tasa de fluido
motriz es mayor, con respecto a la producción neta.
La baja viscosidad del agua aumenta la eficiencia en el bombeo hidráulico tipo jet
cuando las características tubulares hacen que exista un sistema de alta fricción.
El uso de agua en sistemas abiertos implica mayor tratamiento, aumentando costos de
operación.
Usualmente, la presión requerida por las bombas de superficie es menor al utilizar
agua.
2.11.3 Tipo de sistema
Existen dos tipos de sistemas para el manejo del fluido de potencia.
Sistema cerrado: el fluido de motriz no se mezcla con los hidrocarburos a producir.
Sistema abierto: el que el fluido motriz se mezcla con la producción.
34
Para el sistema hidráulico tipo pistón se puede utilizar sistema cerrado o abierto, sin
embargo, en el tipo jet es necesario la mezcla del fluido motriz con la producción para
que haya producción de hidrocarburos.
2.11.4 Elementos de superficie
Tubería de alta y baja presión
Son usadas para transportar el fluido motriz hasta el pozo, y de igual manera para el
retorno de la mezcla hasta la estación, esta tubería soporta hasta 5000 psi, mientras las
tuberías de baja presión tienen resistencia entre 500–800 Psi. (Sertecpet,2017).
Unidad de potencia
Esta unidad se encuentra constituida por una bomba reciprocante triplex o quintuplex
comúnmente, accionada por un motor eléctrico o de combustión interna, y proporciona
la potencia necesaria para inyectar fluido motriz.
Múltiple de distribución o manifold
Arreglo de válvulas reguladoras de flujo, y/o válvulas reguladoras de presión; las
primeras controlan el volumen del fluido motriz inyectado, sin importar la presión de
operación que se tenga, y las segundas permiten controlar automáticamente dicha
presión de operación. (Guerron & Robalino, 2013).
Están provistos de medidores de desplazamiento positivo o turbinas que permiten
determinar el volumen de fluido motriz que se va a inyectar, permite regular el fluido
que proviene de la bomba superficial.
Cabezal de pozo
Arreglo de válvulas, que tiene comunicación directa con el tubing y el casing, con las
líneas de inyección y producción, cuya función principal es determinar el
direccionamiento de cualquier fluido dentro del pozo.
35
Separador
Utilizado para separar el fluido de retorno: gas, petróleo y agua, dado que la producción
de petróleo implica inevitablemente la mezcla de fluido motriz y fluido producido, por
lo que es necesario realizar una separación.
2.11.5 Elementos de fondo
Cavidad
Corresponde al lugar donde se aloja la bomba y es un conjunto de extensiones, camisas
y acoples con agujeros dispuestos de manera especial para determinado tipo de bomba.
Bomba de subsuelo:
Provee al fluido la energía necesaria para que llegue hasta superficie.
Standing valve
Es una válvula de fondo, tipo check, es decir de un solo sentido permitiendo únicamente
el flujo desde el fondo hasta superficie y cuyo cierre estará dado por el peso de la
columna hidrostática en el pozo.
Camisa
Su función principal es permitir la comunicación del espacio anular con el tubing y
viceversa. Se utilizan además cuando en un mismo pozo se tiene varias zonas
productoras, permitiendo seleccionar la zona o arena de la cual se desea producir,
mediante la apertura o cierre de las mismas.
2.12 Bombeo hidráulico tipo jet
El bombeo tipo jet es una variante del bombeo hidráulico, que debido a su durabilidad y
flexibilidad ha aumentado su aplicación. Los caudales de producción y fluido motriz en
las bombas jet se controlan mediante una configuración de nozzle y garganta. Diferentes
configuraciones geométricas (áreas internas de nozzle y garganta) permiten manejar
diferentes caudales de inyección y producción.
36
2.12.1 Principio de funcionamiento
La bomba hidráulica tipo jet utiliza el principio del Tubo Venturi, el cual fue creado por
el fisico italiano Giovanny Venturi, que menciona que: “un fluido en movimiento dentro
de un conducto cerrado disminuye su presión cuando aumenta la velocidad al pasar por
una zona de sección menor”, es decir el fluido motriz se encarga de transformar su energía
potencial en energía cinética, por el paso a través de un área reducida. El fluido motriz es
accionado a altas presiones hasta la bomba de subsuelo en donde pasa por medio de la
boquilla o “nozzle”, transformándose en un chorro de gran velocidad y baja presión que
permite una succión de los fluidos del yacimiento.
Esta presión de succión permite que los fluidos del yacimiento suban hacia la bomba entre
el espacio de la boquilla y la garganta a un caudal deseado. Por lo tanto, los fluidos del
yacimiento entran en contacto con el fluido motriz y son arrastrados por el efecto de la
velocidad llegando a la sección de área constante o garganta “throat” donde se produce la
mezcla, en esta sección la velocidad y la presión se mantienen constante. Ver Figura 7.
Figura 7. Principio de Operación de una Bomba jet.
Fuente: (Tech-Lo Consulting, 2014)
Finalmente, esta mezcla de fluidos al terminar la sección constante pasa a través del
difusor iniciando un cambio de área, donde la velocidad disminuye y la presión aumenta
a medida que el área va aumentando. Esta presión final deber ser capaz de levantar la
mezcla de fluidos hasta superficie.(Clark & Kosmicki, 2014).
37
Figura 8. Esquema de funcionamiento bomba jet.
Fuente: (Tech-Lo Consulting, 2014)
Para evitar la cavitación considerando una eficiencia máxima de la bomba, se requiere de
un nivel de sumergencia aproximado del 20%, que dependerá de la fricción de la columna
de fluido de retorno y el flujo en la línea de producción.(Kermit & Petrie, 1980).
2.12.2 Componentes de la bomba jet Claw®
La estructura es de acero resistente en ambientes severos ideal para los que pueden
presentarse en el fondo del pozo. Y sus componentes garganta y boquilla son de carburo
de tungsteno, resistente a alta temperatura y presión.
La bomba jet Claw® no contiene partes móviles y sus principales componentes se
describen en la Figura 9, a continuación:
38
1. Fishing Neck: Cuello de pesca que se usa para recuperar y/o
asentar la bomba, desde el fondo del pozo.
2. Upper Packing Mandrel: Mandril de Embalaje Superior une
el cuello de pesca con el tubo exterior el cual contiene los
elementos sellantes.
3. Nozzle Venturi Claw® :Boquilla principal de la Bomba Jet
que transforma la Energía Potencial a Energía Cinética.
4. Nozzle Retainer: Sujetador de Boquilla es elemento que
genera la altura entre garganta o tubo de mezcla y la boquilla.
5. Throat Venturi Claw®: Garganta Venturi tubo de mezcla de
fluidos.
6. Housing Throat: Alojamiento de garganta: donde se aloja el
tubo de mezcla.
7. Difusser / Pump Jet Claw®: Difusor de la Bomba elemento
donde se transforma la energía cinética a energía potencial.
8. Discharge Body / Pump Jet Claw®: Cuerpo de descarga de
las Bomba parte donde ingresa el fluido de retorno inyección
+ producción.
9. Adapter Extension / Pump Jet Claw®: Extensión que adapta
la bomba que une el conector con el cuerpo inferior de
descarga.
10. Bottom Plug / Pump Jet Claw® Parte Inferior de la bomba
donde se alojan los elementos sellantes.
2.12.3 Tipos de bomba jet
La bomba jet puede ser de circulación directa e inversa, cuya diferencia principal radica
en la configuración y disposición del nozzle y garganta, y por tanto en la inyección de
fluido motriz, debido a que en el primer caso la inyección estará dada por la tubería de
producción y en el segundo caso la inyección se realizará por el espacio anular, como se
muestra en la Figura 10.
Las consideraciones para determinar el tipo de bomba a utilizar estarán dadas por los
intereses del cliente en cuanto a tiempo de well testing, capacidad de presión en el anular,
producción, condiciones del pozo, entre otras.
Figura 9. Partes Bomba
Jet Claw.
Sertecpet, 2017.
39
Figura 10. Bomba jet Claw Directa y Reversa 2 7/8”
Fuente: (Sertecpet, 2017)
Elaborado por: Mishell Guerra
Bomba jet Claw® directa:
Se utiliza para la producción continua de los pozos y para pruebas de producción.
Se desplaza y se recupera hidráulicamente.
La Bomba jet Claw® convencional se aloja en una camisa deslizable o en una cavidad.
En pozos con tubería de revestimiento deteriorado, es recomendable utilizar solamente
este tipo de bomba, debido a que la presión de retorno por el espacio anular es baja.
Figura 11. Bomba jet Claw directa
Fuente: (SERTECPET, 2017)
Bomba jet Claw® reversa:
Este tipo de bomba se utiliza para pozos exploratorios, arenados y para recuperación de
ácidos y solventes en pozos que han recibido tratamientos, mantiene la tubería de
revestimiento aislada del fluido producido.
40
Se utiliza frecuentemente para obtener datos del yacimiento en forma instantánea,
minimiza las pérdidas por fricción, por cuanto es necesario solamente desplazar los
fluidos que se ubican en la tubería de producción, para que inmediatamente se obtenga el
fluido de formación.
Esta bomba se aloja en una camisa deslizable de circulación, es desplazada y recuperada
de manera rápida y efectiva con unidad de cable delgado Slick Line a través de la tubería
de producción.
Se debe tomar en cuenta la resistencia de la tubería de revestimiento, por el fluido de
potencia a alta presión que puede causar algún daño de hacer un mal diseño.
Posee una modificación para la sujeción, que evita que la bomba se desplace por la
circulación inversa.
Figura 12. Bomba jet Claw reversa
Fuente: (SERTECPET, 2017)
2.12.4 Ventajas y desventajas
Tanto las ventajas y desventajas son las planteadas por Sertecpet S.A, tras su larga
trayectoria, y su curva de aprendizaje de más de 15 años de aplicación del sistema de
levantamiento artificial tipo Jet, en el Oriente Ecuatoriano, como se indica a
continuación:
Ventajas
Las bombas tipo jet son suficientemente flexibles en cuanto a trayectorias de pozos,
pueden ser implementados en pozos horizontales o direccionales.
No contienen partes móviles, y pueden ser fabricadas con aleaciones de altas
resistencias, resistentes a la corrosión para pozos con gran contenido de sólidos y fluidos
corrosivos o abrasivos.
Es bueno en aplicaciones tempranas de producción debido a que manejan altos
volúmenes de fluido, además de los grandes contenidos de gas y de sólidos.
41
Puede ser aplicada de manera confiable en pozos cuyo ambiente de producción sean de
altas temperaturas, incorporando elastómeros de resistencia para los elementos de
sellado.
Ideal cuando se aplica fluido motriz a altas temperaturas para la recuperación de crudos
viscosos o con bajo grado API, por su resistencia a altas temperaturas.
Se puede reducir la viscosidad del crudo pesado mediante el uso de un solvente efectivo
como fluido motriz, sin afectar la bomba de subsuelo.
Pueden ser utilizados con éxito en pozos off-shore donde la intervención de otro
mecanismo de bombeo suele ser muy costosa.
Proporcionan una recuperación rápida y rentable de fluido.
Tiene 483 combinaciones posibles de la geometría.
Puede realizar cierre en fondo para restauración de presiones.
No requiere de varillas o cables eléctricos para la transmisión de potencia a la bomba de
subsuelo.
La bomba jet tiene un tiempo bastante bajo en tareas de mantenimiento, en relación a
otros sistemas de levantamiento artificial.
Desventajas
Tienen una máxima eficiencia con un valor del 33%.
Es susceptible a la creación de emulsiones, dificultando así su proceso de tratamiento
en superficie y por ende mayor consumo de demulsificantes.
Alto riesgo por el manejo de altas presiones en las instalaciones de superficie.
Limitaciones en el fluido motriz dado por la bomba de desplazamiento positivo en
superficie.
42
2.12.5 Comparación entre el bombeo hidráulico jet y otros sistemas de levantamiento
artificial
El Instituto Francés del Petróleo realizó un análisis comparativo técnico-económico
entre los sistemas de bombeo eléctrico, gas-lift, bombeo hidráulico (pistón y jet), y
bombeo mecánico (Corteville, 1987). Para el estudio se calcularon los parámetros de
operación y costos asociados a cada sistema bajo las siguientes condiciones:
Producción on shore con las bombas instaladas a 1500 m de profundidad.
Petróleo con una densidad de 850 kg/m3, viscosidad de 0.006 Pa.seg.
Corte de agua de 30%.
2.12.6 Eficiencia mecánica de la bomba jet
La eficiencia de la bomba jet está definida como la relación entre el incremento de
presión impartido al caudal producido y la pérdida de presión del caudal inyectado. Para
la producción de fluidos en fase líquida la eficiencia de la bomba jet se calcula con la
siguiente ecuación (Grupping, 1988):
Ƞ = [(Pdescarga – Pintake) * Qproducido] / [(Pinyección – Pdescarga) * Qinyectado]
La eficiencia de la bomba jet está en el rango de 26 – 33%, sin embargo, en condiciones
de laboratorio se han conseguido eficiencias de hasta el 40% (Mallela, 2011) (Corteville,
1987).
La eficiencia depende de los parámetros geométricos de la bomba jet, de las propiedades
de los fluidos y del nivel de productividad del pozo (Winoto, 2000). El software de
selección y optimización de bombeo hidráulico jet, SYAL se puede utilizar para analizar
estas variables y elegir el conjunto boquilla-garganta óptimo para cada caso.
2.12.7 Rangos de operatividad
Los rangos de operatividad están determinados por las condiciones de operación y
tiempo que el sistema de levantamiento se encuentra en funcionamiento, sin embargo,
como condiciones generales, el consejo de desempeño e investigación de levantamiento
43
artificial (por sus siglas en inglés, ALRDC), determina los siguientes parámetros de
operación generales, para bombeo hidráulico tipo Jet.
Tabla 1. Rangos de operatividad.
Profundidad Hasta 20000 ft
Producción 50 BFPD – 4000 BFPD
Temperatura máxima 500 °F
Tiempo de intervención del pozo 3 horas
Tiempo de reparación de la bomba 15 minutos
Tipo de alojamiento Camisa, cavidad, coiled tubing
Mantenimiento de la bomba Hidráulico, wireline
Desviación ≤25/ 100 ft
Gravedad de fluido > 6 °API
Manejo de gas Bueno
Disponibilidad de equipos Nacional
Eficiencia 10% - 30%
Fuente: (ALRDC, 2017)
2.12.8 Instalaciones de subsuelo
Normalmente las instalaciones de las bombas hidráulicas tipo jet son adaptables a casi
cualquier configuración mecánica disponible, está conformada principalmente por un
BHA, por una camisa o cavidad donde la bomba será alojada, y el tubing y casing que
sirven de conducto del fluido tanto motriz como de producción hacia superficie, la
configuración relativamente sencilla que esta bomba requiere es otra de las ventajas en
cuanto a tema de completación de pozos.
2.12.9 Software para diseño de bombeo hidráulico tipo Jet
La empresa Sertecpet S.A, como parte del know how que emplea para el desarrollo de
soluciones para sus clientes, desarrolló dos softwares con el objetivo de diseñar la
geometría.
El software Claw Pump® es un sistema útil y muy práctico para calcular el índice de
productividad de pozos petroleros y seleccionar la mejor geometría de la garganta y
nozzle de acuerdo a varios parámetros de ingreso.
El software tiene una interface que permitirá crear reportes entregables al cliente, por lo
que inicia desde la creación de un proyecto con información general como: compañía,
pozo, reservorio, representantes del cliente y de Sertecpet, la fecha, tipo de pozo y de
fluido.
44
Posterior a ello, se continua con el ingreso de datos PVT, donde se incluyen: Presión y
temperatura de reservorio, corte de agua, gravedad especifica del gas y agua, gravedad
API, Producción diaria, el tipo de correlación PVT para el cálculo de la presión de
burbuja o RGP, según corresponda, y la composición de la mezcla (agua, gas, petróleo).
Después de completar los campos requeridos por PVT, se inicia con los datos para
generar las IPR, donde se podrá utilizar tanto Multitasas, como Vogel y Compuesta,
caudales y presiones serán requeridos en este módulo, así como profundidades.
Finalmente, para la selección de la bomba se deberá incluir los datos que describen los
parámetros de funcionamiento, como: tipo de fluido motriz, presión de inyección y
gravedad especifica del fluido motriz, caudal de producción deseada, presión de entrada
a la bomba, longitud de la línea de flujo, la vía de inyección (directa o reversa), diámetro
interno de la tubería, diámetro externo de la tubería, y profundidad de las perforaciones.
Todos los datos de entrada mencionados permitirán elegir tanto las simulaciones en
presión fluyente fija, como en presión de inyección fija, de tal forma que al realizar las
combinaciones boquilla garganta, se pueda determinar la mejor geometría.
Sertecpet incluye en su software diversos cálculos, de los cuales son pertinentes al
presente estudio, a continuación mencionados:
Cálculo de Nivel dinámico
Para realizar el cálculo de nivel dinámico se toma en cuenta la gravedad específica del
agua, mediante su salinidad, la gravedad especifica del petróleo, para obtener una
gravedad especifica de la mezcla y con esto un gradiente de la mezcla, este último
resultado en combinación con la presión fluyente permite obtener el nivel dinámico en
el pozo.
𝛿𝑤 = 1 + (0,00000695 ∗ 𝑆𝑎𝑙𝑖𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑𝑝𝑝𝑚 ∗ 0,998859) (5)
𝛿𝑜 = 141,5
131,5 + 𝐴𝑃𝐼 (6)
𝛿𝑚 = 𝛿𝑜 ∗ (1 − 𝐵𝑠𝑤) + 𝛿𝑤 ∗ 𝐵𝑠 (7)
45
𝛾𝑚 = 0,433 ∗ 𝛿𝑚 (8)
ℎ𝑚 =𝑃𝑤𝑓
𝛾𝑚 (9)
*Los valores: 0,00000695 y 0,998859 corresponden a ecuaciones de regresión para
estimar la gravedad específica del agua a partir de la salinidad. (Mallela,2011)
*Gradiente de presión hidrostática normal para el agua dulce es de 0,433 psi/pie.
Dónde:
δw: Gravedad específica del agua, [adim]
δo: Gravedad específica del petróleo, [adim]
δw: Gravedad específica de la mezcla, [adim]
γm: Gradiente de la mezcla, [Psi/ft]
hm: Nivel dinámico a condiciones fluyentes, [ft]
Presión en la boquilla
De acuerdo a Brown, K., 1980, para una bomba jet convencional, sea de circulación
directa o reversa, la presión en la boquilla se calcula mediante la siguiente fórmula:
𝑃𝑁 = 𝑃ℎ + 𝑃𝑖𝑛𝑦 − 𝑝𝑓 (10)
Dónde:
PN: Presión en la boquilla, [Psi]
Ph: Presión Hidrostática de superficie hasta reservorio, [Psi]
Piny: Presión de inyección, [Psi]
pf: Pérdidas por fricción, [Psi]
*Las pérdidas por fricción son calculadas directamente por el software de bombeo
hidráulico utilizado.
46
Área de la boquilla
El área de la boquilla se encuentra en función de la presión en la misma, presión de
succión, gradiente y caudal del fluido, como se muestra a continuación, (Brown, K.,
1980):
𝐴𝑛 =𝑄𝑛
832 ∗ √𝑃𝑛 − 𝑃𝑠𝐺𝑠
(11)
Dónde:
Pn: Presión en la boquilla, [Psi]
Ps: Presión de succión, [Psi]
Gs: Gradiente del fluido, [Psi/pie]
Qn: Caudal en la boquilla, [bls/d]
2.12.10 Cavitación en la bomba Jet
La cavitación se produce cuando la presión del fluido producido en la garganta o cámara
de mezclado, es menor que la presión de vapor del fluido bombeado debido a que esta
presión es la mínima que se puede presentar en la garganta sin que sufra un daño en la
integridad del material del cual está fabricada (Corteville, 1987).
Figura 13. Análisis nodal bomba jet, Rango de cavitación.
Fuente: (Sertecpet S.A, 2017)
47
La consideración de que el caudal de cavitación se encuentre sobre el 25% del caudal de
producción deseada es un margen de seguridad que se ha tomado como referencia de la
curva de aprendizaje de la bomba Jet Claw®, pertenece a las buenas prácticas para el
diseño de bombeo hidráulico tipo jet con bombas Jet Claw® y permite tener un rango
operacional para evitar una cavitación temprana de la bomba.
El margen del 15 al 25%, asegura que la velocidad del fluido sea lo suficientemente baja
para evitar la cavitación, pero es adecuada para el caudal de producción con el que se
hace el diseño de la bomba Jet, cumpliendo con el principio de Corteville, 1987.
2.13 Sistemas de levantamiento artificial combinado
Conocidos también como sistemas de levantamiento híbridos, su objetivo principal es
aprovechar al máximo las ventajas de cada sistema que se vaya a combinar, reduciendo
las limitaciones, obteniendo mayores beneficios en cuanto a producción y rentabilidad se
refiere.
Los sistemas combinados brindan mayor flexibilidad operacional, debido a que siempre
se va a contar con un sistema de levantamiento de respaldo en el caso de ocurrir alguna
falla al sistema primario.
Existen varias combinaciones posibles, como:
Bombeo electrosumergible con bombeo de cavidades progresivas
Bombeo electrosumergible con bombeo mecánico
Bombeo electrosumergible e hidráulico
Bombeo mecánico e hidráulico
Gas lift con bombeo hidráulico.
Entre las combinaciones de sistema de levantamiento hidráulico tipo jet se tiene:
Sistema de levantamiento hidráulico jet con levantamiento artificial mecánico
Este tipo de sistema requiere del equipo de bombeo mecánico e hidráulico tipo jet y una
empacadura, el sistema de bombeo jet es de doble tubería con circulación inversa.
48
El sistema de levantamiento tipo jet constituye un sistema primario que elevará el fluido
hasta cierto nivel, el fluido motriz es inyectado por el anular.
Dado que el bombeo hidráulico jet es un proceso continuo, mientras que el Bombeo
mecánico es un proceso cíclico, se debe asegurar que el sistema sea eficiente y que ambos
sistemas funcionen de manera coordinada. (Pérez, 2015).
Existe además la posibilidad de utilizar únicamente uno de los sistemas de bombeo como
el bombeo mecánico, y después de que este deja de ser rentable sacar sus componentes y
utilizar el bombeo hidráulico tipo jet, con la ventaja de no tener que emplear un taladro
de reacondicionamiento, ya que es requerido un camión varillero de menor costo y mayor
facilidad de operación.
Figura 14. Configuración del Sistema BHJ-BM
Fuente: (Pérez, 2015)
Empacadura
49
Sistema de levantamiento hidráulico jet con BES.
Es un sistema y método que permite a los fluidos ser bombeados desde dos zonas por
separado, donde el intake de la bomba electrosumergible se ubica en la primera arena de
donde se tomará el fluido de producción, este fluido es descargado hacia la bomba jet que
se encuentra en una zona superior del pozo. (Hughes, Anderson, Russell, and Thompson,
2001).
Este tipo de sistema de levantamiento artificial híbrido aparece con la explotación de
pozos offshore a grandes profundidades, donde existe una línea extensa desde la cabeza
del pozo en aguas profundas, con esta distancia se necesita que la presión se mantenga lo
suficientemente alta para superar las pérdidas de presión por fricción. (Carvalho, Podio,
and Sepehrnoori, 1998).
Figura 15. Configuración para Sistema ESJP
Fuente: (Huges, et al. 2001)
50
Las bombas tipo jet para levantamiento artificial suelen tener un inconveniente y es que
la presencia de gas libre desgasta rápidamente la garganta, en el caso del sistema de
levantamiento artificial híbrido, la bomba electrosumergible levanta el fluido y el gas que
no ingresa a la bomba, por la velocidad a la que es impulsado el gas continúa en solución.
Uno de los grandes beneficios de esta combinación es que el gas separado de la bomba
vuelve a estar en solución al ingresar a la bomba jet. Como se muestra en la Figura 16.
Figura 16. Diagrama de levantamiento artificial ESJP
Fuente: Carvalho et al. (1998)
Sistema de levantamiento hidráulico jet con Sistema de levantamiento artificial con
gas (SLAG)
Uno de los sistemas de levantamiento de mayor aceptación en la producción de pozos no
convencionales alrededor del mundo es el levantamiento artificial por gas, SLAG, (Gas
Lift), sin embargo en algún momento el gradiente de flujo es demasiado alto para que el
sistema logre vencer la presión, lo que ocasiona tiempos no productivos durante la
operación, es por eso que incorporar una camisa entre el mandril más profundo de gas y
el packer, como se muestra en la Figura 17, permite alojar una bomba jet que se usa de
back up y es una alternativa efectiva y económicamente beneficiosa.
Nozzle
51
Pino et al. (2016), mencionan que, la bomba jet de back up sirve principalmente en 3
escenarios y son:
a) Al descargar fluidos de fractura antes de comenzar la producción con gas lift.
b) Para restaurar la producción después de una interrupción inesperada del sistema de
compresión de gas lift.
c) Al producir un corte de agua mayor al esperado.
Figura 17. Completación híbrida Gas-Lift & bomba jet
Fuente: (Pino, Pugh, & Hubbard, 2016)
2.14 Manejo de agua
El petróleo que se extrae de uno o más pozos productores, viene acompañado de agua de
formación y gas natural.
El agua proveniente de la producción de petróleo, se separa y recibe un tratamiento en
superficie, luego de lo cual se puede volver a inyectar en pozos reinyectores o inyectores,
utilizando bombas de superficie.
52
Una de las alternativas planteadas por Sertecpet S.A, es utilizar el agua a alta presión
como fluido motriz para la producción de hidrocarburos con el sistema de bombeo
hidráulico jet Claw®. Las ventajas se traducen en ahorro se energía y reducción de costos.
El objetivo radica en utilizar el agua de formación a alta presión de un sistema de
reinyección de agua como fluido motriz para el sistema de levantamiento artificial
hidráulico con bomba jet Claw®.
2.15 Completación de pozos
Comprende la elección y diseño adecuado de los componentes mecánicos y equipos de
subsuelo necesarios del pozo de acuerdo con condiciones y parámetros del mismo; cuyo
objetivo principal es la producción de hidrocarburos, garantizando el desempeño
operativo, productivo, de un pozo, de manera segura, eficiente y rentable.
El objetivo de las completaciones va desde drenar las reservas de hidrocarburos, como
objetivo principal, hasta otras funciones como monitorear condiciones del yacimiento,
inyectar y disponer de efluentes líquidos, sólidos o gas.
Según Allen y Roberts (1982), al ser la completación del pozo la única comunicación de
superficie con el reservorio, su efectividad representa un factor muy importante en el
drenaje del reservorio, así como en la rentabilidad del pozo.
2.15.1 Consideraciones
Múltiples reservorios
Tener varios horizontes productores atravesados por un mismo pozo comprende
también múltiples completaciones en un solo pozo, conformado por empacaduras y
camisas que permitan la producción conjunta o selectiva.
Recuperación secundaria
Los sistemas de recuperación secundaria requieren una completación que provea un
conducto eficiente y selectivo para la inyección y producción.
53
Equipos de subsuelo
Son todos los componentes que se bajan con la tubería de producción y permiten la
producción del pozo, dependen de los requerimientos operacionales del pozo, estos
pueden ser equipos de completación (Niples de asiento, empacaduras, crossover,
válvulas de seguridad, unidades de sello, localizadores, equipos de control de flujo
(tapones, chokes, standing valves) y equipos de producción (camisas de producción y
circulación, bombas, mandriles), entre otros.
2.15.2 Tipos de completaciones
Completaciones sencillas
Se aplica donde existe una o más zonas de un mismo yacimiento, donde los intervalos
productores han sido cañoneados previo a la corrida de la completación. Los objetivos
principales serán: producir selectivamente las zonas productoras y aislar zonas de gas y
agua. Existen dos tipos de completaciones sencillas detalladas a continuación.
Completaciones sencillas convencionales
Es el tipo de completación menos compleja, utilizada en la producción de una sola zona,
a través de la tubería de producción, controlando la producción con una mínima
inversión en cuanto a equipos. Los componentes básicos son la sarta de producción y
empacaduras, este último es utilizado en el caso de que el pozo requiera un sistema de
levantamiento artificial sea electrosumergible o hidráulico.
La complejidad de la completación es determinada según los objetivos planteados de
intervención del pozo como también los requerimientos funcionales. Se debe considerar
tales opciones durante la fase inicial del diseño. (Lake, 2007).
Completaciones sencillas selectivas
Son empleadas para completar dos o más zonas de interés en un mismo pozo,
permitiendo producir selectivamente de cada zona, en lugar de hacerlo de manera
simultánea. Se puede realizar empleando una completación sencilla con Y-tool en la
parte superior y un ensamblaje de fondo con empaquetaduras y camisas deslizables. Las
empacaduras permitirán el aislamiento de las zonas y las camisas colocadas entre
empacaduras brindarán la posibilidad de escoger el intervalo a producir.
54
El número de empacaduras y camisas en este tipo de completación dependerán
exclusivamente de las zonas que se desee producir. Por lo general sobre la última
empacadura se coloca una camisa para fines de circulación. Las camisas colocadas en
las zonas productoras son llamadas de producción mientras que la camisa sobre el
packer superior se denominará de circulación. En el sistema de levantamiento artificial
hidráulico tipo jet la camisa de circulación será la cavidad que aloje la bomba jet.
Para seleccionar las diferentes zonas se procederá a la apertura y cierre de las camisas
según la disposición que se desee dar a las mismas, esto se puede realizar con la ayuda
de una unidad de cable de acero o Slickline junto a un shifing tool.
Completaciones múltiples selectivas
Se utilizan en la producción de dos o más zonas y con dos o más tuberías de producción,
para separar la producción, el fluido proveniente de una zona circulará por el espacio
anular, mientras que el correspondiente a la segunda zona lo hará por la tubería de
producción. Es decir, con la ayuda de tuberías y empacaduras, las zonas de interés se
producen simultáneamente y por separado.
Completaciones híbridas
Se utilizan cuando existen sistemas combinados de levantamiento artificial, de manera
que proveen los equipos necesarios para que los sistemas de levantamiento puedan
funcionar correctamente.
2.15.3 Herramientas de fondo
Las herramientas y accesorios de fondo proveen las condiciones necesarias para llevar
el fluido de producción de forma eficiente y segura a superficie, dentro de las
completaciones existen muchas herramientas disponibles de acuerdo a las necesidades
y condiciones del pozo, a continuación, se realiza una descripción general de
herramientas de fondo pertinentes al estudio:
55
Camisas
Camisas de circulación
Se colocan sobre la primera empacadura. Permite o restringe la circulación de fluido entre
el anular del revestidor y la tubería de producción o viceversa. La apertura y cierre se
realiza con guaya. Además, es empleada para alojar la bomba jet, en sistema de
levantamiento artificial hidráulico, para pruebas o producción de pozos.
Se pueden usar para inyectar a través del anular un fluido liviano que permita desplazar
el fluido de completación y aligerar la columna de fluido. Se coloca en la tubería de menor
diámetro y en caso de no tener mandriles de gas lift se pueden usar para la inyección de
gas.
Figura 18. Camisa de circulación
Fuente: (SERTECPET, 2017)
Camisas de producción
Se encuentra ubicado en la zona de la arena productora, no en frente, si no, por encima
o por debajo de forma que los fluidos no lleguen directamente a la camisa de producción
pudiendo ocasionar flujo turbulento en la cara de la camisa y como consecuencia una
posible obstrucción al paso de fluidos.
Lower Sub
Upper Sub
Closing assembly
Housing
Sleeve
56
Tabla 2. Especificaciones camisas tipo SL
Fuente: (Sertecpet, 2017)
Empacaduras
Es una herramienta de fondo que provee un sello entre la tubería de producción y el
espacio anular, permite un flujo eficiente de fluidos de producción e inyección, protege
la tubería de revestimiento del contacto con fluidos corrosivos y del estallido bajo
condiciones de alta producción o presiones de inyección excesivas, puede utilizarse como
un sistema de anclaje y soporte de la tubería y aíslan zonas de producción en
completaciones múltiples.
Y Tool
Figura 19. Y Tool
Fuente: (Centrilift, 2008)
57
Es una herramienta de producción que permite intervenir el pozo con cable o tubería
flexible, bajo el equipo electrosumergible, en cualquier punto de la producción sin tener
que sacar la sarta o afectar el equipo electrosumergible.
Se instala en la tubería de producción y provee al pozo de dos conductos separados, el
uno permite el acceso al reservorio debajo del equipo BES y el segundo que soportara el
equipo electrosumergible.
Es útil para el monitoreo de movimiento de agua, circulación del pozo, aplicación dirigida
de ácidos, registros de información, optimización de la producción, completaciones en
configuración múltiple, entre otros. (Peñafiel Sánchez, 2011).
On Off tool
Es una herramienta para el acople y desacople de la tubería de producción sin desasentar
la empacadura. Soporta aproximadamente 10000 psi de presión diferencial, comparable
con el rango de tensión del tubing N-80, no tiene componentes soldados, y su perfil acepta
accesorios de control de flujo.
Figura 20. On Off Tool
Fuente: (Centrilift, 2008)
58
3. CAPÍTULO 3
METODOLOGÍA
La metodología del presente estudio técnico, describe el tipo de estudio, detalla la
secuencia y el desarrollo del mismo, el universo y muestra sobre el que se aplicará el
estudio junto con las herramientas para la recopilación de información y datos para su
posterior procesamiento y análisis.
En la Figura 21 se detalla la secuencia para el desarrollo de este proyecto.
Figura 21. Metodología de trabajo
Elaborado por: Mishell Ariana Guerra B.
3.1 Tipo de estudio
El presente estudio técnico es de tipo proyectivo, que permitirá, proponer un sistema
auxiliar de levantamiento artificial hidráulico tipo jet para aprovechar la energía de fondo.
Es de tipo descriptivo, ya que establece las condiciones para el aprovechamiento de
energía de fondo en la producción de petróleo con bombeo hidráulico tipo jet, realizando
la selección de pozos que cumplan con los parámetros para la aplicación de esta nueva
bomba mediante un análisis de factibilidad técnica, sustentado en la recopilación de
información obtenida de datos propios de los pozos seleccionados, tesis, recursos web
59
gráficos, artículos científicos, conceptos y criterios de documentos publicados y
referenciados con el fin de consolidar el aporte teórico.
Finalmente, es evaluativo porque analiza el impacto técnico en la producción de un pozo
mediante un sistema de bombeo hidráulico auxiliar tipo jet, usando fluido propio del pozo
como fluido motriz y compara el escenario de producción actual de los pozos, con el
modelamiento teórico del sistema auxiliar tipo jet.
3.2 Universo y muestra
El universo se encuentra constituido por 16 pozos de petróleo, que conforman una
muestra académica para el presente estudio técnico, los cuales fueron seleccionados de
acuerdo a la configuración mecánica de los mismos, y consideraciones de características
propias del yacimiento, la muestra del estudio está conformada por 2 pozos aptos para el
sistema auxiliar tipo Jet, de acuerdo a la información disponible para análisis y
modelamiento teórico del mismo.
3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos
Se determinará criterios de recolección de datos mediante la utilización de matrices y
Excel para el manejo efectivo de la información. Los datos provienen de la información
proporcionada por la empresa Sertecpet S.A y revisión bibliográfica.
3.4 Procesamiento y análisis de información.
Para el manejo óptimo de los datos se empleará: hojas de cálculo de Excel con el fin de
establecer los criterios de completación, índices de producción y parámetros adecuados
para la selección de pozos, así como la simulación de un escenario de operación para el
uso del sistema auxiliar de bombeo tipo jet utilizando la energía de fondo.
Como soporte para la elaboración de la tesis se utilizará los siguientes programas que le
pertenecen a la empresa Sertecpet S.A: CLAW PUMP y SYAL.
El software Claw Pump® es un sistema útil y muy práctico para calcular el índice de
productividad de pozos petroleros y seleccionar la mejor geometría de la garganta y
nozzle de acuerdo a varios parámetros de ingreso, tales como: la Pr, temperatura, el
60
diámetro interno de la tubería, diámetro externo de la tubería, profundidades, presiones,
entre otros.
El software SYAL® de Sertecpet está desarrollado con prácticas modernas de ingeniería
de petróleos, ingeniería hidráulica, ingeniería mecánica y ramas de la ciencia que permite
optimizar el análisis del especialista en el levantamiento artificial. Se usa para el diseño
de sistemas de levantamiento artificial de petróleo mediante bombeo hidráulico tipo jet.
61
CAPÍTULO 4
4. DESARROLLO
A continuación, se detalla el levantamiento auxiliar tipo jet, con su funcionamiento,
parámetros de selección para los pozos donde se realizará la simulación teórica, y
finalmente la simulación del funcionamiento de la bomba jet auxiliar en dos pozos
propuestos.
4.1 Sistema de levantamiento auxiliar tipo jet
El sistema de levantamiento auxiliar tiene como objetivo utilizar un reservorio de alta
presión, para suministrar el fluido motriz para el funcionamiento de la bomba jet Claw
auxiliar y producir de otro reservorio superior del mismo pozo. Es decir, el sistema jet se
utilizará como bomba booster para alimentar un sistema de levantamiento principal.
4.2 Principio de funcionamiento
La bomba de levantamiento artificial hidráulica tipo jet auxiliar se basa en el principio de
funcionamiento de una bomba jet, directa de inyección y reversa en la producción, con la
modificación respectiva, que permite que el fluido de inyección que active la misma no
provenga de superficie, si no que utilice el caudal y presión disponibles en una arena
inferior a la productora.
El principal objetivo de la bomba jet auxiliar es aprovechar la energía disponible de fondo,
el caudal y presión provenientes de la arena contenedora de fluido motriz, ingresan como
en una bomba jet directa, es decir por el tubing, y la producción es dirigida como en una
bomba jet reversa, la bomba estará ubicada en la camisa productora de modo que se
produzca el efecto de succión a la altura del horizonte productor y la mezcla de crudo con
fluido motriz retorne por la tubería de producción hacia superficie
Todo el equipo de superficie de la bomba jet convencional se ve eliminado dado que el
fluido motriz proviene del fondo del pozo.
El esquema de flujo a través de la bomba jet auxiliar se muestra en la Figura 22, mientras
que en la Figura 23 se describe las partes principales de la bomba.
62
Figura 22. Esquema de flujo bomba jet auxiliar
Fuente: (Sertecpet S.A., 2017)
Figura 23. Descripción de partes bomba jet auxiliar
Fuente: (Sertecpet S.A., 2017)
Fishing Neck
Difusor
Garganta
Nozzle
Discharge
Body
Adapter
extension
Upper Packing
Mandrell
63
4.3 Parámetros de selección
Para determinar los parámetros de selección de pozos candidatos para el sistema auxiliar
de bombeo hidráulico tipo jet, se tomó en cuenta: Configuración mecánica del pozo
(completación selectiva), fluido motriz (arena contenedora de fluido o acuífero,
producción actual del pozo (características del horizonte productor) y modelamiento
teórico de funcionamiento del sistema auxiliar. Se utilizó un esquema de selección de
pozos como se muestra en la Figura 24.
Figura 24. Esquema de selección de pozos bomba auxiliar jet
Elaborado por: Mishell Guerra
4.3.1 Configuración mecánica del pozo
Para poder implementar un sistema auxiliar se requiere en primera instancia de una
completación selectiva donde se tenga principalmente dos arenas con empacaduras, la
más profunda (A), con una camisa que permita el flujo de fluido motriz que activará la
bomba de la camisa productora, y la arena superior (B), frente a la cual se ubicará la
bomba auxiliar, finalmente en la sección por encima del packer se debe tener una camisa
de circulación, como se muestra en la Figura 25.
Toda camisa por encima de la bomba auxiliar debe ser de un diámetro mayor, dado que,
de no ser así, por el perfil de anclaje y cuñas de la bomba esta se quedará en la primera
camisa.
64
Figura 25. Completación simple para bomba auxiliar jet
Elaborado por: Mishell Guerra.
La configuración mecánica del pozo depende también del sistema de levantamiento
primario que se vaya a utilizar, donde se agregarán accesorios de fondo de acuerdo a lo
que se necesite.
4.3.2 Fluido motriz
Dentro de las condiciones para el funcionamiento del sistema de bombeo auxiliar está
el fluido motriz, que proviene de fondo, sea un acuífero o arena contenedora de fluido,
este fluido deberá ser caracterizado para determinar las condiciones a las cuales operará
la bomba de fondo, además sus propiedades fisicoquímicas y reológicas permitirán
simular el comportamiento de la bomba, así como determinar la compatibilidad de los
fluidos del pozo.
El utilizar fluido motriz proveniente de una formación, también implica su posterior
tratamiento en superficie, por lo que el determinar sus propiedades se hace
indispensable, sin embargo, el tratamiento y posterior disposición del fluido motriz, no
hace parte del presente estudio técnico ni de sus objetivos.
Packer
Camisa de Producción
(B)
(A)
Camisa de Circulación
Camisa de Producción
65
4.3.3 Compatibilidad de los fluidos
La compatibilidad química de los fluidos es importante dado que puede resultar en la
precipitación de asfaltenos o escamas que obstruyen la tubería o la bomba de subsuelo,
o puede existir la formación de emulsiones, disminuyendo la productividad del pozo y
causando problemas en su vida productiva, con lo que se debe reemplazar el equipo de
fondo o aplicar un reacondicionamiento.
4.3.4 Producción actual del pozo.
La producción actual del pozo seleccionado sirve para determinar en primer lugar el
caudal que tendrá el sistema en general y además hacer una comparación efectiva, una
vez simulado el funcionamiento con el sistema auxiliar.
El comportamiento del pozo, presiones y caudales de petróleo, agua y gas, se manejarán
como en un sistema convencional determinando curvas de comportamiento del
yacimiento y de la bomba para determinar la mejor geometría de la bomba auxiliar, para
adaptarse a las características del sistema de levantamiento artificial principal.
4.3.5 Datos
La información de las formaciones seleccionadas para la aplicación del sistema auxiliar,
corresponden a datos de: presión, características del reservorio, completaciones, así
como propiedades de los fluidos. Como se muestra en la Tabla 3.
Tabla 3.Información requerida para sistema auxiliar tipo jet.
Productora Inyectora
Formación
Presión de reservorio Presión de reservorio
Presión de fondo fluyente Presión de fondo fluyente
Presión de burbuja Presión de burbuja
Caudal Caudal
Bsw Bsw
Api Api
Salinidad Salinidad
Gravedad específica del gas Gravedad específica del gas
Relación gas petróleo Relación gas petróleo
Relación de solubilidad Relación de solubilidad
Temperatura de formación Temperatura de formación
Diseño jet Producción deseada Historiales de producción
Datos mecánicos Completación/ configuración mecánica
Elaborado por: Mishell Guerra.
66
4.4 Escenarios de aplicación
La bomba auxiliar de levantamiento artificial tipo jet ha sido diseñada para mejorar el
aporte en presión y caudal, asegurando el nivel dinámico del pozo, aprovechando la
energía disponible de formaciones más profundas a la productora.
Dentro de los posibles escenarios se ha considerado que pueda funcionar tal como un
sistema híbrido en combinación con bombeo electrosumergible, como con bombeo
hidráulico, así también se tomó como posibilidad de estudio utilizar la bomba auxiliar en
pozos donde se produzca el fenómeno de flujo cruzado, o en pozos someros donde trabaje
como un sistema autónomo.
Bomba jet autónoma
La bomba jet auxiliar tiene sus inicios en la propuesta de crear una bomba jet autónoma
cuya inyección proviene de un yacimiento inferior al de producción, con alta presión y
caudal que activan la bomba creando el efecto jet para proveer la suficiente presión de
descarga para llegar hasta superficie.
Esto sería aplicable, siempre y cuando los pozos sean someros, de tal forma que la presión
del yacimiento que aporta el fluido motriz, sea suficiente para vencer la presión
hidrostática, la separación entre arenas no sea extensa para evitar pérdidas de presión, y/o
pozos cuyos yacimientos que funcionan como inyectores tengan alta presión y caudal.
En la Figura 26, se muestra una completación simple para sistema hidráulico autónomo,
que consiste en tres camisas, una a la profundidad de la formación de aporte de fluido
motriz (A), una camisa de producción a la profundidad del horizonte de interés (B) donde
se alojará la bomba jet auxiliar y finalmente una camisa de circulación (C) para que la
producción llegue a superficie por tubing y/o casing.
67
Figura 26. Diagrama mecánico para bomba jet autónoma
Elaborado por: Mishell Guerra
Bomba jet auxiliar con bombeo electrosumergible
Normalmente para un sistema de bombeo electrosumergible, el nivel dinámico y de
sumergencia de la bomba, son factores importantes a tomar en cuenta para mantener la
integridad de los equipos, y se calculan en base a: las presiones presentes a la profundidad
de la bomba, presión disponible del reservorio de interés y la presión de fondo fluyente,
considerando pérdidas por fricción y características de los fluidos.
La bomba jet auxiliar en combinación del bombeo electrosumergible, procura mejorar y
mantener un nivel dinámico y por ende un nivel de sumergencia mayor al que tendría el
pozo en condiciones fluyentes normales, para cuidar su integridad y asegurar su óptimo
funcionamiento, el esquema mecánico se describe en la Figura 27.
Además, conociendo que las bombas electrosumergibles no son recomendables para
utilizarlas en presencia de altas tasas de gas, lo que se permite al utilizar la bomba jet
auxiliar es crear un rango de presión, superior al punto de burbuja, donde el gas no se
liberará antes de lo que hubiera sido en condiciones normales.
Horizonte Productor
Formación de aporte de fluido
motriz
Camisa de Circulación
Camisa para
Bomba Jet Auxiliar
Camisa de Producción
(A)
(B)
(C)
68
Figura 27. Diagrama mecánico para bomba auxiliar tipo jet con sistema de
levantamiento artificial electrosumergible como sistema principal
Elaborado por: Mishell Guerra
Una alternativa para utilizar el sistema auxiliar con un sistema BES, es incorporar a la
configuración una Y-tool, con un conector On-Off como se indica en la Figura 28, para
brindar mayor versatilidad en el caso de que se requiera sacar el tubing por cualquier falla
mecánica u operacional que se pudiera presentar, sin desasentar los packers, ni afectar la
completación hidráulica auxiliar de fondo.
c
Bomba Jet Auxiliar 2 3/8" x 2,31"
Motor
Bomba electrosumergible
Intake
Cable
On Off Tool
Packer
Packer
Camisa de producción
Mule Shoe
69
Figura 28. Diagrama mecánico, bomba auxiliar tipo jet con sistema de levantamiento
artificial electrosumergible como sistema principal con Y-tool y On-Off
Elaborado por: Mishell Guerra
Existen muchas combinaciones de completación posibles, que dependerá de costos,
tiempo de instalación y análisis operativos según las condiciones de cada pozo, las
completaciones presentadas son alternativas que buscan reducir tiempos de intervención
y que, en el caso de falla de uno de los dos sistemas de levantamiento, evitar la necesidad
de emplear un taladro de reacondicionamiento, lo cual implica un alto costo.
De igual forma se puede utilizar la configuración con BES con Y-Tool y con una camisa
de circulación como se muestra en la Figura 29, con el objetivo de poder intervenir con
slickline la bomba auxiliar de subsuelo, sin afectar al equipo electrosumergible.
Camisa para bomba auxiliar2 3/8" x 2,31"
Packer
On Off Tool
Camisa de producción
Mule Shoe
Packer
Intake
Motor
Y Tool
Bomba Electrosumergible
Tubingr
70
Figura 29. Diagrama mecánico para bomba auxiliar tipo jet con sistema de
levantamiento artificial electrosumergible como sistema principal con Y-tool.
Elaborado por: Mishell Guerra
Bomba jet auxiliar con bombeo hidráulico tipo jet
Como alternativa de uso de la bomba jet auxiliar se la puede ubicar en la camisa de
producción donde el fluido motriz que active la bomba provenga de una arena más
profunda, una vez que se produzca el efecto de succión, el horizonte de interés aportará
con fluido que al llegar a la camisa de circulación entrará en una bomba jet convencional
sea directa o reversa que permita llegar hasta superficie.
Intake
Motor
Y Tool
Bomba Electrosumergible
Camisa de circulación
Camisa para bomba auxiliar2 3/8" x 2,31"
Camisa de producción
Packer
Packer
On Off Tool
71
Figura 30. Diagrama mecánico para bomba auxiliar tipo jet con sistema de
levantamiento artificial hidráulico jet como sistema principal
Elaborado por: Mishell Guerra
El diseño de la bomba auxiliar (primaria) será determinante para el dimensionamiento
de la bomba jet convencional más superficial.
La bomba jet convencional deberá manejar mayor caudal y presión que serán la presión
y caudal de descarga de la bomba jet auxiliar.
Bomba auxiliar para flujo cruzado
Normalmente en pozos con dos o más horizontes productores, se analiza si se puede
producir en conjunto o se debe hacer una producción selectiva cuando existe flujo
cruzado, perdiendo o dejando de producir de la arena de menor permeabilidad y presión
Bomba Jet Claw 3 1/2" x 2,81"
Bomba Jet Auxiliar 2 3/8" x
2,31"
Packer
Camisa de producción
Packer
Camisa de producción
Camisa de circulación
Mule Shoe
72
o de menor aporte, es por ello que cuando la producción lo justifica, se busca una
alternativa que permita realizar la producción conjunta de arenas.
Entre las opciones para producir conjuntamente se encuentran completaciones duales y
concéntricas que dado el caso pueden llegar a ser muy costosas y poco rentables, tanto
por motivos de instalación de equipos en fondo y en consecuencia los trabajos de
reacondicionamiento del pozo a corto y largo plazo.
En la Figura 31, se muestra un esquema de tres arenas productoras con presiones
fluyentes P1, P2 Y P3 donde, si la presión fluyente P1 a la altura de h2, es mayor que
P2 en h2 no va a permitir el flujo del estrato, de hecho, si el diferencial de presión es
muy grande y existe comunicación con la arena de menor presión puede ocasionar que
el fluido ingrese a esta arena, ocasionando pérdida de producción y daño a la formación.
El mismo análisis se deberá hacer al siguiente yacimiento productor.
Figura 31. Esquema de flujo cruzado
Elaborado por: Mishell Guerra
El Sistema auxiliar de bombeo hidráulico tipo jet, ubicado en la arena de menor presión
permitirá crear un efecto de succión con el fluido proveniente de fondo como fluido
motriz para la bomba, que evitará el flujo cruzado haciendo un efecto de reducción de
la presión de fondo fluyente a la altura de la arena de menor presión, como se muestra
en la Figura 32, de modo que permita producir de las dos arenas, siempre y cuando se
haya justificado la producción en conjunto de los dos estratos.
P2
P1
P3
h1
h2
h3
73
Presión fluyente
Presión Fluyente con bomba jet auxiliar
Figura 32. Flujo cruzado con bomba auxiliar tipo jet
Elaborado por: Mishell Guerra
4.5 Limitaciones del sistema auxiliar
Como todo sistema de levantamiento artificial al depender de condiciones propias de cada
pozo, tiene limitaciones que se podrían presentar, tales como:
Zonas con fluidos incompatibles: se debe realizar una caracterización de los fluidos y
pruebas de compatibilidad en el laboratorio, antes de ejecutar la mezcla de fluidos
mientras se produce de diferentes zonas.
Diferencias marcadas en RGL, BSW, API: siempre que se produce de dos o más zonas
en conjunto es mejor que las zonas tengan condiciones similares. Lo que no significa que
no se pueda realizar, pero se debe tomar en cuenta como un factor que altere el
funcionamiento.
Horizonte de fluido motriz sin suficiente IP: Durante el estudio se encontró que existen
pozo que poseen yacimientos que pueden ser fuente de fluido motriz sin embargo y a
pesar de tener un IP aceptable no es lo suficientemente bueno para el sistema auxiliar jet,
es por ello que de considerarse utilizar el sistema auxiliar se deberá tomar en cuenta un
posible re disparo de la arena de fluido motriz para mejorar el aporte en presión y caudal.
74
Presión de burbuja del yacimiento productor: Si se produce de un yacimiento por
debajo de la presión de burbuja se debe tomar en cuenta que el rango de la cavitación de
la bomba será más cercano, lo que no significa que la bomba no operará, pero si es un
factor importante al momento del diseño.
Recuperación de la bomba: al ser una bomba jet tipo reversa tiene una cabeza de pesca
e inevitablemente tendrá que ser recuperada con unidad Slickline.
Material de la bomba: tomando en cuenta la temperatura a la que operará la bomba
auxiliar por efectos de la profundidad y para mejor funcionamiento en los casos donde el
fluido motriz sea agua de formación o a su vez emulsiones con petróleo, será adecuado
que la bomba sea de acero inoxidable y sus Chevron packing de teflón, lo que le brindará
mayor vida útil garantizando un tiempo de operación mayor.
Tratamiento de agua: La producción con una bomba auxiliar comprende una tasa mayor
de agua en superficie, misma que puede ser tratada y reinyectada con la misma potencia
de la bomba electrosumergible para un pozo cercano con bombeo hidráulico, como una
alternativa, es por ello que se debe tomar en cuenta las facilidades de tratamiento de agua
como un factor a tomar en cuenta antes de la implementación del sistema auxiliar.
4.6 Ventajas y Desventajas
El sistema auxiliar de bombeo hidráulico tipo jet tiene ventajas y desventajas entre las
cuales podemos identificar:
4.6.1 Ventajas
Provee un mayor nivel dinámico que garantiza la eficiencia operacional del sistema de
levantamiento artificial primario.
En casos de flujo cruzado si es colocado en la cara de la arena de menor presión se puede
reducir este fenómeno.
Es una alternativa para pozos profundos donde el sistema auxiliar funciona como un
sistema primario de levantamiento.
75
En la producción de dos arenas conjuntas donde pueda existir flujo cruzado, el sistema
de levantamiento auxiliar hidráulico tipo jet permite crear el efecto de succión a la altura
de la arena de menor presión permitiendo su producción.
La bomba jet auxiliar funciona como bomba Booster que permite producir de un
reservorio de baja presión y caudal con bombeo electrosumergible como sistema
principal de levantamiento artificial.
En completaciones Slim Hole, el sistema auxiliar permite llegar hasta la profundidad
máxima que llega el equipo electrosumergible por sus dimensiones.
4.6.2 Desventajas
Por ser una aplicación nueva del bombeo hidráulico jet, se vuelve complejo encontrar
un escenario ideal para este sistema auxiliar.
Una de las principales consideraciones es tener una completación selectiva y que se
tenga una arena de baja presión por encima de una de alta presión y caudal.
Si el pozo no cuenta con una configuración mecánica para el sistema auxiliar, los costos
de implantación de una nueva completación es un factor a tomar en cuenta por las
operadoras de los campos en el Ecuador.
No se tiene un software especializado para simular este tipo de bomba, por lo que se
debe realizar la simulación mediante el software de bombeo hidráulico, adaptándolo a
las condiciones de operación que tendría la bomba.
Las regulaciones para las operaciones hidrocarburíferas en el Ecuador imponen límites
a la producción conjunta de dos o más yacimientos de hidrocarburos.
4.7 Selección de pozos
De un total de 16 pozos seleccionados como muestra con fines académicos, considerando
la producción de 2 o más reservorios en alguna etapa del mismo y que tengan una
configuración mecánica de acuerdo a los requerimientos descritos para la bomba jet
auxiliar, se determinaron únicamente 11. Se tenía pruebas de producción por separado
de los reservorios de interés, de ellos solo existe información de 8 para su caracterización,
76
de los 9 pozos de estudio seleccionados como muestra, 7 de ellos cuentan con una presión
y caudal suficientes en el reservorio más profundo, pero en comparación con el reservorio
del cual se desea producir únicamente 5 tienen una presión fluyente favorable.
El presente estudio analiza 2 pozos de los 5 que cumplen con las características para el
sistema auxiliar; los pozos de análisis tienen su aplicación en combinación con un sistema
electrosumergible.
Los tres pozos restantes corresponden a pozos donde se puede aplicar el sistema auxiliar
tanto con bombeo hidráulico jet convencional como para solucionar problemas de flujo
cruzado, sin embargo, su análisis no corresponde al presente estudio.
El proceso de selección para la aplicación de sistema auxiliar tipo jet con bombeo
electrosumergible se muestra en la Tabla 4.
Tabla 4. Selección de pozos candidatos para sistema auxiliar
Total de pozos analizados que han producido de 2 o más
reservorios con configuración mecánica favorable 16
Pruebas de producción de los reservorios de interés 11
Caracterización de reservorios 8
Presión y caudal de inyección 7
Diferencia de Pwf reservorio de inyección con Pwf de producción 5
Aplicación sistema auxiliar tipo Jet con BES 2
Elaborado por: Mishell Guerra
4.7.1 Simulación de funcionamiento
Previo a la simulación de funcionamiento del sistema auxiliar se toma en cuenta las
consideraciones más importantes de los reservorios de análisis, para lograr el objetivo
principal de aumentar el nivel dinámico, de forma que se inicia con elaborar la IPR del
yacimiento más profundo determinando la presión y caudal de inyección disponibles De
ser suficientes, se realiza la IPR del horizonte productor, y teniendo caudal y presión de
inyección y producción se puede determinar la geometría adecuada, con lo que se
obtiene una presión, caudal y nivel dinámico de descarga. Nuevamente, en el caso que
sea suficiente para alcanzar el nivel de sumergencia del sistema de levantamiento
artificial principal, se obtiene los resultados, caso contrario el pozo no es apto para el
sistema auxiliar.
77
Para la simulación de funcionamiento de la bomba jet auxiliar se tomó en cuenta el
siguiente diagrama de flujo.
Diagrama 1. Diagrama de flujo cálculos BJA
Elaborado por: Mishell Guerra
Simulación de funcionamiento bombeo auxiliar tipo jet con bombeo
electrosumergible
Toda la información correspondiente a los pozos del presente estudio, es propiedad de la
empresa operadora, corresponde a datos generales de pozos en el Oriente Ecuatoriano,
que han sido usados únicamente con fines académicos, para su posterior simulación con
sistema auxiliar tipo Jet.
78
Pozo Chonta Sur 03
Ubicación
El campo Chonta Sur pertenece al corredor Sacha-Shushufindi al sur de la Cuenca
Oriente, en el Bloque 61, Activo Auca, cuyo inicio se dio con la perforación del pozo
exploratorio CHSA-001 en septiembre del 2014, el campo tiene un área aproximada de
290000 Km2. (Petroamazonas EP,2017)
Estructura
La estructura del campo es un anticlinal asimétrico de dirección NE-SW de 3 kilómetros
de largo por 2 de ancho, con dos fallas inversas al norte y Sur-Este del campo, la estructura
se desarrolló en los períodos pre-cretácico y cretácico. (Petroamazonas EP,2017)
Reservorios de producción
Los reservorios de producción de Chonta Sur donde se encuentra el Chonta Sur 03 son:
Basal Tena, U Superior, U Inferior, T inferior, Hollín Superior y Hollín Inferior.
El campo tiene un BSW promedio de 54 %, con un crudo de alrededor de 31 grados API,
proveniente principalmente de Hollín y T y U, con un espesor promedio de 48, 25 y 11
pies respectivamente. (Petroamazonas EP,2017)
En su mayoría los pozos de este campo fueron completados en la formación Hollín, que
cuenta con un acuífero activo de fondo, que es la razón por cual el corte de agua ha
aumentado significativamente en esta formación.
Sistemas de levantamiento artificial
La plataforma del campo donde se encuentra el pozo Chonta Sur 03 se desarrolló a partir
del año 2014, cuenta con 14 pozos los mismos que producen tanto por bombeo
electrosumergible, como con bombeo hidráulico.
Selección de pozos en Chonta Sur
Para la selección del pozo candidato en el campo se recopiló datos que permitieron tener
una base de datos sobre la cual se pudo establecer que únicamente el pozo Chonta Sur 03
cumple con las características para la implementación del sistema auxiliar tipo Jet.
79
Tabla 5. Información de pozos en el Campo Chonta Sur
Elaborado por: Mishell Guerra
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
Datos del Pozo Chonta Sur 03
En base a información de producción registrada y los cálculos realizados en función a
esta información, para las arenas Hollín Superior y T inferior, se conoce que:
Sistema de levantamiento Chonta Sur 03
El pozo Chonta Sur 03 se perforó en el año 2015, produciendo de Hollín Superior, con
bombeo electrosumergible, al cabo de un año el pozo llego a un corte de agua del 96%
por lo que se abandonó Hollín para cambiar a la arena T Inferior a partir del año 2017,
sin embargo, en los primeros 8 meses, se intervino tres veces con taladro de
reacondicionamiento por falla de la bomba electrosumergible debido a falta de nivel
dinámico y de sumergencia (baja carga). Detalles en el Anexo 3.
Completación
Las herramientas en la configuración mecánica propuesta para el pozo CHSA-03 se
encuentran descritas en la Figura 29, en la Figura 33 se especifica las profundidades en
TVD de las arenas productoras y equipo electrosumergible.
Todas las operaciones planificadas para apertura y cierre de camisas se realizarán por
medio de slickline y shifting tool, por lo que se debe considerar que el diámetro de la
camisa de circulación es de 3 ½ y de la de producción es de 2 78⁄ lo que brinda las
POZO FORMACION SALINIDAD API BSW IP QFPD PWF PB PR
CHSA-01 HS 350 32,6 64 0,345 1425 372 170 4500
CHSA-01 HI 350 32,6 64 0,486 1714 380 64,7 4500
CHSA-02 US 11200 19,8 2 0,079 282 246 845 3800
CHSA-02 TI 28172 18,8 65 0,072 197 938 945 3660
CHSA-03 TI 25000 16,5 1 0,174 543 517 945 3728
CHSA-03 HS 460 32,2 96 0,701 1537 2387 169 4580
CHSA-04 HS 350 33,4 96 0,459 3100 679 169 4580
CHSA-04 HI 350 33,4 96 0,281 541 2681 169 4580
CHSA-05 UI 12000 16,6 2 0,088 302 392 847 3804
CHSA-06 HS - 32,6 7 1,196 2044 1399 180 3108
CHSA-07 HS 3950 32,7 10 0,529 2208 130 170 4300
CHSA-08 HS 1300 32,4 50 2,804 12155 73 194 4400
CHSA-11 TI 1700 18 68 0,213 769 772 945 4360
80
condiciones para que la bomba jet auxiliar de 2 7 8⁄ x 2,31 llegue y se aloje en la camisa
de producción.
Figura 33. Configuración mecánica CHSA-03, nivel dinámico sobre la arena TI
Elaborado por: Mishell Guerra
Arena de producción
Tabla 6. Características Arena TI, CHSA-03
PRESIÓN DE RESERVORIO 3728 PSI
TEMPERATURA DE FORMACIÓN 228 F
BSW 10 %
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS 0,89
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA 1,02
GRAVEDAD API 16,5 API
PRODUCCIÓN DIARIA 543 BFPD
PRESIÓN DE BURBUJA 680 PSI
RGP 72,7 SCF/STB
PRESIÓN DE CABEZA 100 PSI
TEMPERATURA DE CABEZA 120 F
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE 517 PSI
PROFUNDIDAD DEL RESERVORIO 10403 FT
Elaborado por: Mishell Guerra
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Arena Hollín Superior
10594 TVD
Arena T Inferior10403 TVD
500 ftTVD
∆L=1241 ft
81
Arena de aporte de fluido motriz
Tabla 7. Características Arena Hollín Superior, CHSA-03
PRESIÓN DE RESERVORIO 4580 PSI
TEMPERATURA DE FORMACIÓN 233 F
BSW 96 %
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS 0,991
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA 1
GRAVEDAD API 32,2 API
PRODUCCIÓN DIARIA 1537 BFPD
PRESIÓN DE BURBUJA 169 PSI
RGP 25,06 SCF/STB
PRESIÓN DE CABEZA 100 PSI
TEMPERATURA DE CABEZA 110 F
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE 2387 PSI
PROFUNDIDAD DEL RESERVORIO 10594 FT
Elaborado por: Mishell Guerra
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Mediante las ecuaciones (5, 6, 7, 8, 9) se calcula: gravedad específica de la mezcla,
gradiente de la mezcla y a su vez el nivel dinámico del fluido en condiciones iniciales,
para los dos yacimientos, y se obtiene los siguientes resultados:
Tabla 8. Características de los fluidos Arena TI, CHSA-03
ARENA TI
Salinidad 25000 ppm
𝛿𝑤 1,02 adim
Qw 54,30 BPD
Qo 488,70 BPD
𝛿o 0,96 adim
Bsw 10 %
𝛿m 0,96 adim
𝛾m 0,417 Psi/ft
hm 1240,89 ft
Elaborado por: Mishell Guerra
82
Tabla 9. Características de los fluidos Hollín Superior, CHSA-03
ARENA HOLLÍN SUPERIOR
Salinidad 4950,00 Ppm
𝛿𝑤 1,00 Adim
Qw 1475,52 BPD
Qo 61,48 BPD
𝛿o 0,86 Adim
Bsw 96 %
𝛿m 1,00 adim
𝛾m 0,432 Psi/ft
API 10,30 API
Elaborado por: Mishell Guerra
Conociendo que el pozo tiene una profundidad total de 10603 ft, se realiza el análisis de
las curvas IPR para las dos arenas con el modelo de Vogel Compuesto.
Figura 34. IPR Arena TI, Pozo CHSA-03
Elaborado por: Mishell Guerra
Tabla 10. Datos de productividad Arena TI, CHSA-03
IP 0,17 STB/DÍA/PSI
Q Fluido 518 BFPD @ Pb 680
Q Fluido max 582 BFPD @ Pwf 0
Elaborado por: Mishell Guerra
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
0 100 200 300 400 500 600 700
Pw
f (p
sig)
qo (STB/dia)
83
Figura 35. IPR Hollín Superior, CHSA-03
Elaborado por: Mishell Guerra
Tabla 11. Datos de productividad Hollín Superior, CHSA-03
IP 0,7 STB/DÍA/PSI
Q Fluido 3092 BFPD @ Pb 169
Q Fluido max 3157,3 BFPD @ Pwf 0
Elaborado por: Mishell Guerra
Para representar la IPR compuesta se utilizan presiones y caudales de las IPR
correspondientes a la arena de producción y de aporte de fluido motriz, de tal manera que
se pueda construir una curva conjunta, a una misma presión con diferente caudal como se
muestra en la Tabla 12.
Tabla 12. Calculo de IPR compuesta CHSA-03
Pwf1 Qo1 Pwf2 Qo2 PwfC QoC
4.580 0 - - - -
4351 160 - - - -
4122 321 - - - -
3893 481 3.728 0 - 481
3664 642 3.664 11 3.664 653
3435 802 3.435 51 3.435 853
2977 1123 2.977 131 2.977 1254
2748 1284 2.748 170 2.748 1454
2290 1605 2.290 250 2.290 1855
2061 1765 2.061 290 2.061 2055
1832 1926 1.832 329 1.832 2255
1603 2086 1.603 369 1.603 2456
1374 2247 1.374 409 1.374 2656
1145 2407 1.145 449 1.145 2856
687 2728 687 523 687 3251
458 2889 458 549 458 3438
229 3049 229 566 229 3616
0 3157 0 575 0 3732
Elaborado por: Mishell Guerra
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Pw
f (p
sig)
qo (STB/dia)
84
En la Figura 36 se muestra la IPR conjunta de los yacimientos Hollín Superior y T
inferior, si se producen las dos arenas en conjunto, donde además se puede identificar,
que dado el diferencial de presión entre arenas hasta los 3728 Psi, únicamente se
produciría de Hollín Superior, y al ser superior la presión frente a la arena TI, alrededor
de 4400 psi, se produciría un bypass sin dejar producir a la arena de interés.
Figura 36. IPR Conjunta, TI+HS, CHSA-03
Elaborado por: Mishell Guerra
Colocar la bomba Jet auxiliar frente a la formación T inferior, permitirá crear un efecto
de succión en la formación mediante el fluido motriz proveniente de Hollín Inferior,
eliminando el efecto de Bypass antes mencionado.
Para el análisis de la arena de aporte de fluido motriz se debe tomar en cuenta que el
nozzle determinará la capacidad de aporte y de acuerdo a ello se puede estimar la presión
y caudal disponibles para la inyección.
Cada tamaño de nozzle se representa con una curva de outflow, como se muestra en la
Figura 37, misma que se determina en función de la ecuación 11, de Brown, K., 1980,
para el tamaño de la boquilla.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Pw
f (p
sig)
qo (STB/dia)
IPR ARENA PRODUCTORA IPR FLUIDO MOTRIZ IPR COMPUESTA
85
Para la aplicación de sistema jet auxiliar con bombeo electrosumergible, es necesario
tomar en consideración las variables que intervienen en el cálculo del caudal y presión
disponibles a través del nozzle, las cuales son:
Caudal en la boquilla: es el caudal de aporte de la arena de inyección.
Presión en la boquilla: es la presión fluyente de la arena de inyección a la altura de la
bomba.
Gradiente del fluido motriz: representará el gradiente del fluido de inyección.
Coeficiente de corrección (Kn): factor de corrección modelado para la elaboración y
definición del tamaño de las boquillas.
Figura 37. IPR con Outflow de tamaño de nozzle.
Elaborado por: Mishell Guerra
Los valores utilizados para la Figura 37, corresponden a los cálculos por tamaño de
boquilla que determinan la capacidad en caudal que puede pasar a través de la boquilla a
una determinada presión como se muestra en la Tabla 13, a continuación:
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Pw
f
qo (STB/día)
IPR
9
10
11
12
13
86
Tabla 13. Cálculo de outflow nozzle, CHSA-03
NOZZLE QN AN PS @ QN PN
9
481 0,0148 3893 2342,3
642 0,0148 3664 2757,1
802 0,0148 3435 3318,7
1123 0,0148 2977 4882,3
2247 0,0148 1374 14978,6
2728 0,0148 687 21507,4
3049 0,0148 229 26593,8
10
QN AN PS @ QN PN
481 0,0175 3893 2154,2
802 0,0175 3435 2796,2
1284 0,0175 2748 4546,7
1765 0,0175 2061 7242,0
2247 0,0175 1374 10882,2
2728 0,0175 687 15467,3
3049 0,0175 229 19048,9
11
QN AN PS @ QN PN
160 0,0239 3893 1709,9
481 0,0239 3893 1935,1
802 0,0239 3435 2187,5
1284 0,0239 2748 2988,3
1765 0,0239 2061 4295,8
2247 0,0239 1374 6109,8
2728 0,0239 687 8430,3
3049 0,0239 229 10258,8
12
QN AN PS @ QN PN
160 0,0311 3893 1698,4
481 0,0311 3893 1831,4
802 0,0311 3435 1899,4
1284 0,0311 2748 2250,9
1765 0,0311 2061 2901,5
2247 0,0311 1374 3851,3
2728 0,0311 687 5100,3
3049 0,0311 229 6099,1
13
QN AN PS @ QN PN
160 0,045 3893 1689,7
481 0,0450 3893 1753,2
802 0,0450 3435 1682,4
1284 0,0450 2748 1695,2
1765 0,0450 2061 1850,9
2247 0,0450 1374 2149,6
2728 0,0450 687 2591,1
3049 0,0450 229 2964,8
Elaborado por: Mishell Guerra
87
Se debe representar la curva IPR del yacimiento de donde se obtendrá el fluido motriz, y
a la vez aplicando la ecuación para determinar la presión real que se tendrá en el nozzle,
se obtiene para cada tamaño de boquilla una curva que corta con la curva de influjo y se
obtiene un dato puntual de presión y caudal de ingreso en la boquilla, ese punto en la
curva representa el límite inferior en el cual la boquilla puede trabajar y el límite superior
estará dado por la curva de la boquilla de menor tamaño a la seleccionada, lo cual se
encuentra representado en la Figura 38.
Presión y caudal mínimos para nozzle 9 Presión y caudal mínimos para nozzle 10
Figura 38. IPR con JBA, límites de nozzles, CHSA-03
Elaborado por: Mishell Guerra
Para todas las curvas de inflow y outflow el procedimiento para definir los límites de
funcionamiento de cada nozzle es el mismo.
Para una bomba jet convencional, la presión en la boquilla se calcula mediante la ecuación
(10), como se detalla a continuación:
𝑃𝑁 = 𝑃ℎ + 𝑃𝑖𝑛𝑦 − 𝑝𝑓 (10)
Dónde:
PN: Presión en la boquilla, [Psi]
Ph: Presión Hidrostática de superficie hasta reservorio, [Psi]
Piny: Presión de inyección, [Psi]
Pf: Pérdidas por fricción, [Psi]
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Pw
f
qo (STB/día)
IPR
9
10
11
12
13
88
Sin embargo, para el dato de presión y caudal obtenidos en la gráfica, se debe hacer una
corrección para poder simular el escenario en el software Claw de bombeo hidráulico Se
debe tomar en cuenta la Presión hidrostática como negativa, ya que el aporte de fluido
motriz es por la parte inferior y se debe restar el diferencial de presión entre yacimientos.
Es decir, la presión en la boquilla es:
𝑃𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒 = 𝑃𝑤𝑓 − 𝑃ℎ − 𝑝𝑓 (12)
La Pwf se obtiene del dato leído en la Figura 37, que corresponde al corte entre las curvas
de inflow y outflow en cada nozzle; la presión hidrostática y pérdidas por fricción son
obtenidas directamente del software Claw.
Tomando en cuenta la corrección de presión de inyección disponible con el aporte de
presión y caudal de fluido motriz en el nozzle y el tamaño del mismo de la Figura 37, se
determina para el pozo CHSA-03:
Tabla 14. Presión de inyección disponible, CHSA-03
Nozzle 9
Qiny 820 BPD
Piny 3400 PSI
Piny disponible 1984 PSI
Nozzle 10
Qiny 950 BPD
Piny 3225 PSI
Piny disponible 1809 PSI
Nozzle 11
Qiny 1420 BPD
Piny 2830 PSI
Piny disponible 1414 PSI
Nozzle 12
Qiny 1496 BPD
Piny 2500 PSI
Piny disponible 1084 PSI
Nozzle 13
Qiny 1890 BPD
Piny 1900 PSI
Piny disponible 484 PSI
Elaborado por: Mishell Guerra
89
Con los valores de caudal de inyección Qiny y presión de inyección disponible Piny
disponible, se ingresa los datos en el software Claw® para seleccionar la geometría
adecuada. Y se obtiene las siguientes geometrías posibles:
Tabla 15. Resultado simulación de bomba jet auxiliar con diferentes geometrías.
*R= An/Ath, relación de áreas, nozzle garganta.
Elaborado por: Mishell Guerra
Son varias las combinaciones posibles para la bomba jet auxiliar en el pozo CHSA-03 y
van del nozzle 9 al 12, para determinar la mejor geometría se toma en cuenta que es un
sistema auxiliar, por lo tanto al alimentar al sistema primario electrosumergible, existe la
posibilidad de manejar mayor caudal y presión.
Para seleccionar la mejor geometría se toma en consideración los parámetros que calcula
el programa Claw®, y se realiza una comparación de:
Presión y caudal de inyección con los disponibles de acuerdo a la geometría.
Presión de entrada.
Caudal de cavitación.
Eficiencia de la bomba.
GEOMETRÍA RPresión de
Inyección
Caudal de
Inyección
Producción
deseada
Presión de
Entrada
Presión de
Descarga
Caudal de
cavitación
Caudal de
RetornoEficiencia
API Fluido
Motriz
9I 0,3311 1980 906 543 520 1342 651 1449 31,89 10
9J 0,2814 1980 906 543 525 1342 827 1449 31,81 10
9K 0,2263 1980 893 543 593 1341 1184 1436 28,48 10
10I 0,3915 1800 1030 543 549 1356 610 1573 29,91 10
10J 0,3327 1800 1039 543 514 1356 759 1582 31,76 10
10K 0,2676 1800 1029 543 558 1355 1084 1572 29,60 10
11J 0,4544 1410 1273 543 630 1379 695 1816 28,05 10
11K 0,3654 1410 1292 543 572 1380 952 1835 30,64 10
11L 0,3003 1410 1275 543 629 1379 1347 1818 28,23 10
11M 0,2497 1410 1247 543 717 1376 1868 1790 24,60 10
12M 0,3250 1080 1476 543 743 1395 1713 2019 27,12 10
90
Tabla 16. Comparación geometrías, CHSA-03
Geometría Presión de
Entrada
Caudal de
cavitación Eficiencia
%
Cavitación
9I 520 651 31,89 20%
9J 525 827 31,81 52%
9K 593 1184 28,48 118%
10J 514 759 31,76 40%
10I 549 610 29,91 12%
10K 558 1084 29,60 100%
11K 572 952 30,64 75%
11L 629 1347 28,23 148%
11J 630 695 28,05 28%
11M 717 1868 24,60 244%
12M 743 1713 27,12 215%
Elaborado por: Mishell Guerra
De modo que se pueda descartar geometrías por el % del caudal de cavitación, se toma
que límite de caudal de cavitación sea superior a 25% para garantizar un tiempo de vida
mayor de la bomba jet, se descartan las geometrías menores a este porcentaje, y se
descartan las gargantas donde él % de cavitación sea menor en comparación a otra con el
mismo nozzle de modo que se obtiene:
Tabla 17. Parámetros comparativos, CHSA-03
Geometría Presión de
Entrada
Caudal de
cavitación Eficiencia
%
Cavitación
9K 593 1184 28,48 118%
10K 558 1084 29,60 100%
11L 629 1347 28,23 148%
11M 717 1868 24,60 244%
12M 743 1713 27,12 215%
Elaborado por: Mishell Guerra
Se determinan 2 geometrías posibles para el pozo tanto la 9K como la 10K la diferencia
radica en la presión y caudal de inyección que se desee utilizar de acuerdo a las decisiones
de producción, es importante además considerar que el nivel al que se desea llegar con la
bomba auxiliar son 3200 ft sobre la arena TI. Finalmente, la geometría a utilizar será la
9K por la disponibilidad de presión y caudal.
91
ç
Figura 39. Análisis Nodal con Bomba jet Claw auxiliar 9K, CHSA-03
Elaborado por: Mishell Guerra
En el Anexo 1, se encuentra la selección de la bomba del software de bombeo hidráulico
donde se incluyen las geometrías, eficiencias y análisis nodal efectuado durante la
simulación para el pozo CHSA-03.
92
Pozo Payamino H-21
Ubicación
El Campo Coca-Payamino se encuentra ubicado en la Depresión Pastaza del sistema
Subandino, en el centro occidente de la Cuenca Oriente, al Noreste del Bloque 7.
(Petroamazonas EP,2015)
Estructura
Tiene alrededor de 11 kilómetros de largo por 2 de ancho y es un pliegue anticlinal
alargado de dirección NO-SE, tiene una falla inversa que limita al este en el frente
orogénico, su geometría está constituida por bloques corridos verticalmente entre sí.
(Sierra et al.,,2015)
Reservorios de producción
Los reservorios de producción del campo son: Basal Tena, arenisca U, arenisca T, Hollín
Superior y Hollín Principal.
El campo tiene un BSW promedio de 62 %, con un crudo de 24 grados API promedio,
proveniente principalmente de Hollín y T y U, con un espesor promedio de 63, 13 y 32
pies respectivamente. (Petroamazonas EP,2017)
En su mayoría los pozos de este campo fueron completados en la formación Hollín, que
cuenta con un acuífero activo de fondo, que es la razón por cual el corte de agua ha
aumentado significativamente en esta formación y para la arenisca U.
Sistemas de levantamiento artificial
La plataforma del campo donde se encuentra el pozo Payamino H-21, cuenta con 23
pozos, de los cuales 16 son productores, los mismos que producen en su mayoría por
bombeo hidráulico y en menor proporción por bombeo electrosumergible.
(Petroamazonas EP,2017).
Selección de pozos en Payamino
Para la selección del pozo candidato se expuso el proyecto frente a la operadora del campo
con el fin de generar soluciones adaptados a las necesidades del cliente, con lo que se
93
planteó el pozo horizontal Payamino H-21 el cumple con las características para la
implementación del sistema auxiliar tipo Jet.
Datos del pozo Payamino H-21
En base a información de producción registrada y los cálculos realizados en función a
esta información, para las arenas U superior y Hollín Principal, se conoce que:
Sistema de levantamiento pozo Payamino H-21
El pozo Payamino H-21 se perforó en el año 2014, produciendo de Hollín Superior, con
bombeo electrosumergible, al cabo de un año el pozo llego a un corte de agua del 99%
por lo que se abandonó Hollín para cambiar a la arena U superior a partir de septiembre
del 2016, sin embargo, al cabo de dos meses hubo falla mecánica en el equipo
electrosumergible debido que al ser un pozo horizontal, no se pudo profundizar el equipo
más allá de 6900 ft (TVD), para proteger la integridad del equipo electrosumergible, sin
embargo con ello el nivel de sumergencia es de 50 ft sobre el intake lo cual provoca la
falla a corto plazo de la bomba.
Completación
El pozo Payamino H-21 es un pozo horizontal, con completación para bombeo
electrosumergible como se muestra en el Anexo 5.
Las herramientas en la configuración mecánica propuesta para el pozo Payamino H-21 se
encuentran descritas en la Figura 29, en la Figura 40 se especifica las profundidades en
TVD de las arenas productoras y equipo electrosumergible, para la aplicación con sistema
auxiliar, donde se propone un nivel dinámico superior, que hace posible ubicar la bomba
más arriba, de forma que no tenga restricción por el ángulo de construcción.
Todas las operaciones planificadas para apertura y cierre de camisas se realizarán por
medio de slickline y shifting tool, por lo que se debe considerar que el diámetro de la
camisa de circulación es de 3 ½ y de la de producción es de 2 78⁄ lo que brinda las
condiciones para que la bomba jet auxiliar de 2 7 8⁄ x 2,31 llegue y se aloje en la camisa
de producción.
94
Figura 40. Configuración mecánica Payamino H-21, nivel dinámico sobre la arena U
Elaborado por: Mishell Guerra
Arena de producción
Tabla 18. Características Arena U, PYMH-21
PRESIÓN DE RESERVORIO 2100 PSI
TEMPERATURA DE FORMACIÓN 220 F
BSW 20 %
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA 1
GRAVEDAD API 20,5 API
PRODUCCIÓN DIARIA 198 BFPD
PRESIÓN DE BURBUJA 950 PSI
RGP 119,4 SCF/STB
PRESIÓN DE CABEZA 200 PSI
TEMPERATURA DE CABEZA 200 F
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE 642 PSI
PROFUNDIDAD DEL RESERVORIO 8982 FT
Elaborado por: Mishell Guerra
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Arena Hollìn Principal9450 ft (TVD)
Arena U superior8982 ft (TVD)
500 ftTVD
∆L=3500/4000ftTVD
Niivel dinámico propesto5182 ft
95
Arena de aporte de fluido motriz
Tabla 19. Características Arena Hollín Principal, PYMH-21
PRESIÓN DE RESERVORIO 4052 PSI
TEMPERATURA DE FORMACIÓN 243 F
BSW 99 %
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS 0,89
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA 1,02
GRAVEDAD API 24,8 API
PRODUCCIÓN DIARIA 2077 BFPD
PRESIÓN DE BURBUJA 150 PSI
RGP 17,87 SCF/STB
PRESIÓN DE CABEZA 290 PSI
TEMPERATURA DE CABEZA 190 F
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE 2276 PSI
PROFUNDIDAD DEL RESERVORIO 9450 FT
Elaborado por: Mishell Guerra
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Siguiendo el mismo procedimiento que en el pozo CHSA-03, mediante las ecuaciones (5,
6, 7, 8, 9) se calcula: gravedad específica de la mezcla, gradiente de la mezcla y a su vez
el nivel dinámico del fluido en condiciones iniciales, para los dos yacimientos, y se
obtiene los siguientes resultados:
Tabla 20. Características de los fluidos Arena U, PYMH-21
ARENA U SUPERIOR
Salinidad 7000 ppm
𝛿𝑤 1,001 adim
Qw 39,60 BPD
Qo 158,40 BPD
𝛿o 0,93 adim
Bsw 20 %
𝛿m 0,95 adim
𝛾m 0,409 Psi/ft
hm 1567,80 ft
Elaborado por: Mishell Guerra
96
Tabla 21. Características de los fluidos Hollín Principal, PYMH-21
ARENA HOLLÍN PRINCIPAL
Salinidad 6500 ppm
𝛿𝑤 1,00 adim
Qw 2056,23 BPD
Qo 20,77 BPD
𝛿o 0,91 adim
Bsw 99 %
𝛿m 1,00 adim
𝛾m 0,435 Psi/ft
API 9,50 API
Elaborado por: Mishell Guerra
Conociendo que el pozo tiene una profundidad total de 9524 ft TVD/ 9946 ft MD, se
realiza el análisis de las curvas IPR para las dos arenas con el modelo de Vogel
Compuesto.
Figura 41. IPR Arena US, PYMH-21
Elaborado por: Mishell Guerra
Tabla 22. Datos de productividad Arena US, PYMH-21
IP 0,14 STB/DÍA/PSI
Q Fluido 161 BFPD @ Pb 950
Q Fluido max 235 BFPD @ Pwf 0
Elaborado por: Mishell Guerra
0
500
1.000
1.500
2.000
0 50 100 150 200 250
Pw
f (p
sig)
qo (STB/dia)
97
Figura 42. IPR Hollín Principal, PYMH-21
Elaborado por: Mishell Guerra
Tabla 23. Datos de productividad Hollín Principal, PYMH-21
IP 1,17 STB/DÍA/PSI
Q Fluido 4563 BFPD @ Pb 150
Q Fluido max 4661 BFPD @ Pwf 0
Elaborado por: Mishell Guerra
La formación U superior no posee la presión suficiente para alcanzar el nivel de
sumergencia requerido por la bomba electrosumergible, es por eso que colocar la bomba
Jet auxiliar frente a la formación U superior, permitirá crear un efecto de succión en la
formación mediante el fluido motriz proveniente de Hollín Principal.
Se realiza el mismo análisis que se realizó para CHSA-03, en cuanto a tamaño del nozzle
para determinar la capacidad de aporte y de acuerdo a ello estimar la presión y caudal
disponibles para la inyección.
Cada tamaño de nozzle se representa con una curva de outflow, como se muestra en la
Figura 43, misma que se determina en función de la ecuación 11, de Brown, K., 1980,
para el tamaño de la boquilla, como se detalló en el procedimiento para CHSA-03.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500
Pw
f (p
sig)
qo (STB/dia)
98
Los valores utilizados para la Figura 43, corresponden a los cálculos por tamaño de
boquilla que determinan la capacidad en caudal que puede pasar a través de la boquilla a
una determinada presión como se muestra en la Tabla 24, a continuación:
Tabla 24. Cálculo de outflow nozzle, PYMH-21
NOZZLE QN AN PS @ QN PN
9
711 0,0148 3444,2 2934,2
948 0,0148 3241,6 3968,7
1185 0,0148 3039 5323,9
1422 0,0148 2836,4 6999,6
1659 0,0148 2633,8 8996,0
2606 0,0148 1823,4 20188,1
3080 0,0148 1418,2 27707,9
10
QN AN PS @ QN PN
711 0,0175 3444,2 2523,3
948 0,0175 3241,6 3238,3
1185 0,0175 3039 4182,5
1422 0,0175 2836,4 5356,1
1659 0,0175 2633,8 6759,0
1895 0,0175 2431,2 8391,3
3080 0,0175 1418,2 19992,5
11
QN AN PS @ QN PN
948 0,0239 3241,6 2387,2
1185 0,0239 3039 2852,8
1422 0,0239 2836,4 3441,3
1659 0,0239 2633,8 4152,8
1895 0,0239 2431,2 4987,2
2132 0,0239 2228,6 5944,6
2606 0,0239 1823,4 8228,2
12
QN AN PS @ QN PN
948 0,0311 3241,6 1984,5
1185 0,0311 3039 2223,6
1422 0,0311 2836,4 2535,2
1659 0,0311 2633,8 2919,5
1895 0,0311 2431,2 3376,3
2132 0,0311 2228,6 3905,8
2606 0,0311 1823,4 5182,6
13
QN AN PS @ QN PN
1185 0,045 3039 1749,4
1422 0,045 2836,4 1852,4
1659 0,045 2633,8 1990,2
1895 0,045 2431,2 2162,6
2132 0,045 2228,6 2369,6
2606 0,045 1823,4 2887,8
Elaborado por: Mishell Guerra
99
Figura 43. IPR con Outflow de tamaño de nozzle.
Elaborado por: Mishell Guerra
Para todas las curvas de inflow y outflow el procedimiento para definir los límites de
funcionamiento de cada nozzle es el mismo.
Para una bomba jet convencional, la presión en la boquilla se calcula mediante la ecuación
(10), como se detalla a continuación:
𝑃𝑁 = 𝑃ℎ + 𝑃𝑖𝑛𝑦 − 𝑝𝑓 (10)
Dónde:
PN: Presión en la boquilla,[Psi]
Ph: Presión Hidrostática de superficie hasta reservorio,[Psi]
Piny: Presión de inyección,[Psi]
Pf: Pérdidas por fricción,[Psi]
Sin embargo, para el dato de presión y caudal obtenidos en la gráfica, se debe hacer una
corrección para poder simular el escenario en el software Claw de bombeo hidráulico, se
debe tomar en cuenta la presión hidrostática como negativa, ya que el aporte de fluido
motriz es por la parte inferior y se debe restar el diferencial de presión entre yacimientos.
100
Es decir, la presión en la boquilla es:
𝑃𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒 = 𝑃𝑤𝑓 − 𝑃ℎ − 𝑝𝑓 (12)
La Pwf se obtiene del dato leído en la Figura 37, que corresponde al corte entre las curvas
de inflow y outflow en cada nozzle; la presión hidrostática y pérdidas por fricción son
obtenidas directamente del software Claw.
Se considera un nivel dinámico deseado de 3800 ft sobre la arena superior con lo que,
tomando en cuenta la corrección de presión de inyección disponible con el aporte de
presión y caudal de fluido motriz en el nozzle y el tamaño del mismo de la Figura 43, se
determina para el pozo PYMH-21:
Tabla 25. Presión de inyección disponible, PYMH-21
Nozzle 9
Qiny 820 BPD
Piny 3380 PSI
Piny disponible 1620,5 PSI
Nozzle 10
Qiny 910 BPD
Piny 3280 PSI
Piny disponible 1520,6 PSI
Nozzle 11
Qiny 1250 BPD
Piny 3000 PSI
Piny disponible 1240,5 PSI
Nozzle 12
Qiny 1550 BPD
Piny 2750 PSI
Piny disponible 990 PSI
Nozzle 13
Qiny 2100 BPD
Piny 2350 PSI
Piny disponible 590,6 PSI
Elaborado por: Mishell Guerra
Con los valores de caudal de inyección Qiny y presión de inyección disponible Piny
disponible, se ingresa los datos en el software Claw® para seleccionar la geometría
adecuada. Y se obtiene las siguientes geometrías posibles:
101
Tabla 26. Resultado simulación de bomba jet auxiliar con diferentes geometrías.
*R= An/Ath, relación de áreas, nozzle garganta.
Elaborado por: Mishell Guerra
Las combinaciones posibles para la bomba jet auxiliar en el pozo PYMH-21, disponibles
del nozzle 9 al 12. Se realiza una comparación entre las geometrías de acuerdo a
parámetros de presión de entrada a la bomba, caudal de cavitación y eficiencia:
Tabla 27. Comparación geometrías pozo PYMH-21
Elaborado por: Mishell Guerra
Tomando en cuenta los altos caudales de cavitación sobre el caudal de la bomba, la
cavitación no es un parámetro determinante, debido a que ninguna geometría presenta
problemas a corto plazo por cavitación.
De este modo se toma en cuenta la mayor eficiencia acompañada de una presión de
entrada baja y el caudal disponible de inyección.
GEOMETRÍA RPresión de
Inyección
Caudal de
Inyección
Producción
deseada
Presión de
Entrada
Presión de
Descarga
Caudal de
cavitación
Caudal de
RetornoEficiencia
API Fluido
Motriz
9I 0,3311 1621 862 198 700 1746 709 1060 23 10
9J 0,2814 1621 835 198 847 1746 1001 1033 19 10
9K 0,2263 1621 801 198 1030 1745 1501 999 15 10
10I 0,3915 1521 964 198 603 1747 591 1162 25 10
10J 0,3327 1521 929 198 731 1747 854 1127 22 10
10K 0,2676 1521 993 198 728 1625 1163 1191 16 10
11J 0,4544 1241 1359 198 446 1662 521 1557 25 10
11K 0,3654 1241 1312 198 609 1658 907 1510 19 10
11L 0,3003 1241 1254 198 795 1653 1423 1452 15 10
12L 0,3907 990 1551 198 744 1677 1192 1749 17 10
12M 0,3250 990 1479 198 910 1672 1784 1677 14 10
GEOMETRÍAPresión de
Entrada
Caudal de
cavitación
%
Cavitación Eficiencia
9I 700 709 258% 23
9J 847 1001 406% 19
9K 1030 1501 658% 15
10I 603 591 198% 25
10J 731 854 331% 22
10K 728 1163 487% 16
11J 446 521 163% 25
11K 609 907 358% 19
11L 795 1423 619% 15
12L 744 1192 502% 17
12M 910 1784 801% 14
102
De acuerdo a lo mencionado, tomando una geometría por cada nozzle, se establecen las
siguientes combinaciones posibles para el pozo PYMH-21.
Tabla 28. Parámetros comparativos pozo PYMH-21
GEOMETRÍA
Presión
de
Inyección
Caudal
de
Inyección
Presión
de
Entrada
Caudal
de
cavitación
Eficiencia %
Cavitación Nivel
9J 1621 835 847 1001 19 406% 4128
10J 1521 929 731 854 22 331% 4130
11J 1241 1359 446 521 25 163% 3929
12L 990 1551 744 1192 17 502% 3965
Elaborado por: Mishell Guerra
Se determinan 4 geometrías posibles para el pozo 9J, 10J, 11J y 12L, la diferencia radica
en la presión y caudal de inyección que se desee utilizar de acuerdo a las decisiones de
producción.
Finalmente, la geometría recomendada en el presente estudio es la 9J por la disponibilidad
de presión y caudal.
Figura 44. Análisis Nodal con Bomba jet Claw auxiliar 9J, PYMH-21
Elaborado por: Mishell Guerra
En el Anexo 6, se encuentra la selección de la bomba del software de bombeo hidráulico donde
se incluyen las geometrías, eficiencias y análisis nodal efectuado durante la simulación para el
pozo PYMH-21.
103
CAPÍTULO 5
5. ANÁLISIS DE RESULTADOS
5.1 Comparación situación actual con sistema auxiliar jet por parámetros
Para poder comparar el sistema de levantamiento actual con lo que sería la
implementación del sistema auxiliar tipo Jet, se establecieron parámetros relevantes que
serían optimizados como son: Producción, Nivel Dinámico, Presión de Descarga.
a) Producción.
Se puede considerar el parámetro de mayor importancia al momento de tomar decisiones
para el sistema de levantamiento artificial en un pozo, y para mantener o mejorar la
producción, respaldado de los costos operativos, que incluyen el equipo del levantamiento
artificial y tiempo de operación (runlife).
Como se muestra en la Tabla 29, para el pozo CHSA-03 la disminución de producción es
mínima 3 BFPD considerando la continuidad de las operaciones, y la garantía de
preservación de la integridad de los equipos, que la bomba jet auxiliar ofrece; en el pozo
PYMH-21 por otra parte, la producción se mantiene constante.
Tabla 29. Comparación de producción con JBA
ACTUAL
BPPD
PROPUESTA
BFPD
CHSA-03 543 540
PYMH-21 198 198
Elaborado por: Mishell Guerra
b) Nivel Dinámico
Uno de los objetivos principales del sistema de levantamiento auxiliar hidráulico tipo jet,
es el alcanzar un nivel dinámico, que garantice la integridad de los equipos en el pozo.
Para los dos pozos analizados, como se muestra en la Tabla 30, gracias a la combinación
garganta-boquilla, el aprovechamiento de energía de fondo y de acuerdo con las
características de los fluidos presentes, se consigue el objetivo.
104
En el pozo CHSA-03 se consigue 1963 ft de nivel dinámico adicionales garantizando un
nivel de sumergencia de la bomba electrosumergible que se encuentra operando en el
pozo.
Analizando el pozo PYMH-21 el nivel de fluido aumenta en 2561 ft con lo que alcanza
una profundidad de 5182 ft de nivel dinámico, permitiendo colocar la bomba a 5680 ft
donde no existe restricción por la desviación del pozo.
Tabla 30. Comparación de nivel dinámico con JBA
ACTUAL
FT
PROPUESTO
FT
CHSA-03 1240 3203
PYMH-21 1567 4128
Elaborado por: Mishell Guerra
c) Presión de descarga
Al igual que el nivel dinámico y la producción es un factor determinante en la toma de
decisiones para la vida productiva del pozo, con el sistema de levantamiento auxiliar se
considerará que la presión a la salida de la bomba jet auxiliar será la correspondiente a la
nueva presión fluyente del pozo por la ubicación de la misma, frente a la formación
productora.
Es así como en la Tabla 31, se muestra un aumento significativo de presión fluyente,
debido al efecto mismo de la bomba jet auxiliar frente a la formación.
Tabla 31. Comparación de presión de descarga con JBA
PWF ACTUAL
PSI
PROPUESTA JBA
PSI
CHSA-03 517 1355
PYMH-21 642 1746
Elaborado por: Mishell Guerra
105
5.2 Comparación situación actual con sistema auxiliar jet por pozo
En la Figura 45 y 46, se puede observar una comparación de los tres parámetros
mencionados en la sección anterior con respecto a lo que sería el escenario antes y después
de la implementación del sistema JBA.
Tabla 32. Comparación parámetros con la implementación de sistema JBA,
CHSA-03
PRODUCCIÓN
PRESIÓN DE
DESCARGA
NIVEL
DINÁMICO
ACTUAL 543 517 1240,89
PROPUESTA 540 1355 3203
%
COMPARACIÓN -0,55 +162,1 +158,1
Elaborado por: Mishell Guerra
Figura 45. Comparación parámetros con la implementación de sistema JBA, CHSA-03
Elaborado por: Mishell Guerra
543 517
1240,89
540
1355
3203
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
PRODUCCIÓN PRESION DE DESCARGA NIVEL DINAMICO
POZO: CHSA-03
ACTUAL PROPUESTA
106
Tabla 33. Comparación parámetros con la implementación de sistema JBA,
PYMH-21
PRODUCCIÓN
PRESIÓN DE
DESCARGA
NIVEL
DINÁMICO
ACTUAL 198 642 1567
PROPUESTA 198 1746 4128
%
COMPARACIÓN 0 +172 +163
Elaborado por: Mishell Guerra
Figura 46. Comparación parámetros con la implementación de sistema JBA,
PYMH-21
Elaborado por: Mishell Guerra
198
642
1567
198
1746
4128
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
PRODUCCIÓN PRESION DE DESCARGA NIVEL DINAMICO
POZO: PYMH-21
ACTUAL PROPUESTA
107
CAPÍTULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El presente estudio técnico permite proponer un sistema auxiliar de levantamiento hidráulico
tipo jet, mediante su modelamiento teórico, para producir un yacimiento con fluido motriz
proveniente de un yacimiento inferior de mayor presión, en el mismo pozo.
Se realiza una comparación de tres parámetros: Nivel Dinámico, Presión de Descarga y la
Producción para determinar la factibilidad técnica del sistema, con el sistema auxiliar
propuesto.
De acuerdo al estudio realizado y las simulaciones teóricas del funcionamiento del sistema
auxiliar se determinan las siguientes conclusiones y recomendaciones:
6.1 Conclusiones
El diseño de la bomba jet auxiliar, permite tener una inyección directa y producción
reversa, utilizando fluido motriz proveniente de fondo de pozo.
El sistema auxiliar tipo jet incrementa el nivel dinámico de fluido y es proporcional a la
energía que pueda aportar un yacimiento inferior al de producción.
Por su efectividad en el incremento del nivel dinámico, es una alternativa para pozos
profundos donde el sistema auxiliar funciona como un sistema primario de levantamiento.
La bomba jet auxiliar funciona como bomba Booster y sistema primario de levantamiento,
que permite producir de un reservorio de menor presión y caudal que el reservorio de aporte
de fluido motriz, con bombeo electrosumergible como sistema principal de levantamiento
artificial.
La bomba jet auxiliar puede manejar un caudal de 50 hasta 4000 BFPD, de acuerdo a la
geometría seleccionada, el incremento de presión de descarga a la profundidad de la arena
de interés puede variar hasta 170% en relación a la presión de fondo fluyente, en
consecuencia, el nivel dinámico guardará la misma proporción en función de los fluidos en
el pozo.
108
Con las características de los pozos simulados en el Oriente ecuatoriano los nozzles más
apropiados son 9, 10, 11 y 12.
La bomba jet auxiliar puede ser aplicada con sistemas de levantamiento artificial primarios
como: hidráulico o electrosumergible; y para reservorios con flujo cruzado.
Pozo CHSA-03
En el pozo CHSA-03, la bomba jet auxiliar funciona como un sistema de levantamiento
primario o bomba Booster que incrementa el nivel dinámico que llega a la bomba
electrosumergible en un 158%, es decir de 1240 ft a 3203ft lo que le brinda un nivel de
sumergencia al equipo BES, que garantiza su correcto funcionamiento y elimina la
posibilidad de fallo por baja carga, que fue la razón principal por la que se realizó
previamente 3 intervenciones de reacondicionamiento en el pozo mencionado, que se
traducen en al menos 230.000,00 USD al año.
En cuanto a producción, la disminución es del 0,55%, es decir, 3 barriles de fluido por
día, lo cual no es representativo considerando la garantía de continuidad de las
operaciones, y de preservación de la integridad de los equipos, que la bomba jet auxiliar
ofrece, reduciendo la cantidad de intervenciones por reacondicionamiento al año.
La presión de descarga para el pozo CHSA-03, aumenta de 517 a 1355 PSI, lo que
representa un incremento del 162,1%.
Pozo PYMH-21
En el pozo PYMH-21, la bomba jet auxiliar funciona como un sistema de levantamiento
primario o bomba Booster que incrementa el nivel dinámico que llega a la bomba
electrosumergible en un 163%, es decir de 1567 ft a 4128ft lo que le brinda un nivel de
sumergencia al equipo BES, que por la geometría del pozo se ve limitado a profundizar
más, garantizando así su correcto funcionamiento sin posibilidad de fallo por baja carga,
que fue la razón por la cual el equipo electrosumergible falló a los 42 días en pozo, lo
que se traducen en al menos 70.000,00 USD al año por reacondicionamiento.
109
En cuanto a producción, se recuperan 198 bls de fluido por día, que, debido a la falla
del equipo y la restricción del sistema de levantamiento, en su momento se dejaron de
producir.
La presión de descarga para el pozo PYMH-21, aumenta de 642 a 1746 PSI, lo que
representa un incremento del 172%.
6.2 Recomendaciones
Considerar la utilización de tecnología como el Venturi Flow Meter para la implementación
de este sistema auxiliar dadas las regulaciones para las operaciones hidrocarburíferas en el
Ecuador, que establecen determinar el aporte de cada arena que se encuentre en producción.
Realizar un barrido de arenas que han sido aisladas por invasión de agua, especialmente de
Hollín por su empuje hidráulico, en función de utilizar la energía propia de estas
formaciones en la producción de yacimientos superiores de menor presión.
Analizar el modelo teórico presentado para la aplicación del sistema auxiliar tipo jet como
sistema primario en pozos con equipo electrosumergible con problemas de baja carga por
su nivel de sumergencia.
Considerar el caso de los pozos presentados para la utilización del sistema auxiliar tipo jet
en pozos con: flujo cruzado, bajo nivel dinámico o que requieran de un sistema primario
de producción.
Implementar una extensión del software de bombeo hidráulico tipo jet para la bomba
auxiliar.
Gestionar y/o implementar con un proyecto piloto para investigación.
110
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112
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Avance de frente de agua: proceso de desplazamiento de agua dentro del reservorio
hacia el pozo, provocado por efecto de la producción misma, en función de: producción,
propiedades de los fluidos y del yacimiento.
Bomba Booster: Bomba de desplazamiento positivo que incrementa la presión de un
fluido, se puede usar con líquidos y gases. Se puede utilizar para aumentar la velocidad y
la fuerza del caudal del fluido bombeado.
Campos maduros: Campos que producen en etapa de declinación avanzada o
alcanzando su límite productivo, han producido más del 50% de sus reservas probadas
estimadas o por más de 25 años.
Casing: Tubería que permite revestir el pozo, aislando la comunicación del pozo con las
formaciones atravesadas hasta llegar a la profundidad de interés.
Cavitación en bomba jet: efecto hidrodinámico producido por las altas velocidades
provocadas por el área reducida, boquilla-garganta, donde el aumento de velocidad y
reducción de presión, provocan el fluido alcance la presión de vapor, formando burbujas
que implotan por el cambio de estado provocando la erosión y desgaste de los
componentes de la bomba.
Chevron Packing: Tipo de empaque hidráulico, altamente resistente ante mínimos
cambios de presión, que sirve de sello eficaz a lo largo del eje entre la camisa o cavidad
y la bomba Jet.
Conificación: Cambio en los perfiles de los contactos agua/petróleo o gas/petróleo como
resultado de las caídas de presión durante la producción.
Depletación: También conocido como agotamiento, es la reducción progresiva del
volumen de producción de petróleo y gas natural, en función del tiempo y la producción
acumulada.
113
Licuefacción de arenas: Como producto de la extracción de petróleo, al ser una fuerza
externa que actúa sobre las arenas finas, hace que pierdan sus propiedades y pasen de
estado sólido a líquido pesado.
Nozzle: Boquilla de aleación de tungsteno, en forma de embudo, que crea una mayor
velocidad y disminuye la presión del fluido que pasa a través del mismo, cambia la
energía potencial a cinética.
Slim Hole: Pozo más pequeño que los estándar, generalmente con un diámetro menor a
6 pulgadas.
Tubing: Tubería de producción de petróleo, que garantiza un conducto seguro para el
fluido desde el reservorio hasta superficie.
Venturi Flow Meter: Medidor de flujo másico aplicado en una boquilla de venturi, cuyos
sensores se encuentran a la entrada de la boquilla permitiendo la cuantificación del fluido
que ingresa a la boquilla, comúnmente utilizado en completaciones inteligentes para dos
o más arenas.
114
ANEXOS
ANEXO 1. Selección de la bomba pozo CHSA-03
115
116
117
ANEXO 2. Análisis nodal con bomba jet claw auxiliar 10K, Pozo
CHSA-03
118
119
ANEXO 3. Historial pulling BES pozo CHSA-03
FO
RM
AC
ION
Inst.
Total
Start Date
Stop Date
Pulling
Date
Run life
ESP
STA
TU
S
HP
Motor
V M
otorA
Motor
Serie
Motor
Modelo
LP
# Etapas
LP
Modelo
UP
# Etapas
UP
Serie
UP
KV
A
VSD
PU
LSO
S
VSD
HS
131-dic-15
27-feb-1601-m
ar-1658,0
PU
LL
ED
4503552
77,3562
SN2600
101SN
260075
538390
18
HS
209-m
ar-1605-ene-17
09-ene-17302,0
PU
LL
ED
2252682
50.9562
SN3600
71SN
360071
538390
18
TI
314-ene-17
17-ene-1720-ene-17
3,0P
UL
LE
D225
268250.9
562D
1150N181
D1150N
181400
39012
TI
423-ene-17
01-mar-17
19-may-17
37,0P
UL
LE
D225
268250.9
562D
1150N181
D1150N
181400
39012
TI
521-m
ay-1704-ago-17
08-ago-1775,0
PU
LL
ED
1201508
52456
D460N
80D
460N164
400390
12
MO
TO
R
VA
RIA
DO
R D
E
FR
EC
UE
NC
IAIN
FE
RIO
RSU
PE
RIO
R
BO
MB
AS
120
ANEXO 4. Reporte de fallas equipo BES pozo CHSA-03
Inst.
Total
Start
Date
Stop
Date
Run
life
ESP
STAT
US
Modo de
Falla
General
Causa de
Falla
Especifica
Comentarios Pull - Tear
Down
HS 1
31-d
ic-15
27-feb
-16
58
PU
LL
ED
Reservorio_
Pozo
Bajo_No
oferta de
flujo
BES Off manual para
trabajos de workover
(estimulación).
HS 2
09-m
ar-16
05-en
e-17
302 P
UL
LE
D
Reservorio_
Pozo
Corte de
Agua
Equipo apagado
temporalmente para control
de nivel en tanques.
Workover Capex, Cambio
de arena por alto corte de
agua. Equipo BES
recuperado eléctrica y
mecánicamente Ok.
TI 3
14
-ene-1
7
17
-ene-1
7
3
PU
LL
ED
Reservorio_
Pozo
Bajo_No
oferta de
flujo
Bajo aporte/ pulling:
bomba superior giro duro,
capa de sólidos en el
exterior, sello y motor con
sólidos en sus housing.
TI 4
23
-ene-1
7
01
-mar-1
7
37
PU
LL
ED
Reservorio_
Pozo
Bajo_No
oferta de
flujo
Pérdida de Sumergencia
por bajo aporte
TI 5
21
-may
-17
04
-ago-1
7
75
PU
LL
ED
Reservorio_
Pozo
Bajo_No
oferta de
flujo
Desbalance entre fases &
pérdida de aislamiento /
Equipo trabajo desde su
primer arranque en
DOWNTHRUST debido a
baja carga
121
ANEXO 5. Diagrama mecánico inicial pozo PYMH-21
c
Motor
Bomba electrosumergible
Intake
Cable
Packer
Packer
(A)
(B)
Camisa de producción
Camisa de producción
122
ANEXO 6. Selección de la bomba pozo PYMH-21
123
124