Final Report Version Español ICI Artificial lift

Cameron de Mxico, SA de CV

Carretera Mxico-Tuxpan Km 196 S/N Artificial Lift Solutions Ejido San Miguel Mecatepec Tihuatlan, Veracruz., C.P. 92900, RFC: CCM-931027-JG5

Reporte Final

Prueba Tecnolgica

Pemex-ATG



Pozos Agua Fra 302, 303, 305, 357 y 373

Campo Agua Fra

Sistema Artificial Unidades de Bombeo Mecnico

Alcance Prueba tecnolgica

Referencia ALS-002-2009

Contenido

I. Resumen General.

II. Secuencia de Instalacin.

III. Optimizacin de la operacin del equipo.

a. Diseos y anlisis de esfuerzos.

b. Estados Mecnicos.

c. Comportamiento Niveles y Produccin Calculada.

d. Anlisis Dinamomtrico.

IV. Evaluacin contra Expectativas

V. Experiencias.

VI. Recomendaciones y Conclusiones.

VII. Anexos



a. Anexos I al VII

b. Anexo S

c. Anexo AE

d. Contrato de Servicio

e. Fichas tcnicas

f. Procedimientos



I.- Resumen General

A continuacin se presenta la configuracin General del Sistema Integral de Bombeo Mecnico, Unidad Superficial y Sub-superficial.

Seccin Superficial Seccin Sub-Superficial



El sistema Integral general de Bombeo mecnico se compone de:

Equipo Superficial:

Unidad de Potencia Hidrulica. Marca Cameron ICI modelo Golden Rod 20, con

capacidad de levantamiento hasta 30,000 lbs y 120 de longitud de carrera.

Gato Hidrulico

Cabezal con sus interconexiones, mostrado en la figura 2.

Equipo Sub-superficial

Varillas marca CAMROD, de 1 y 7/8 Grados D y HS, fabricadas bajo API 11B

Ancla Mecnica

Bomba sub-superficial para manejo de arena tipo SandBuster Modelo API 25-175-

RHBM-AC-24-5-0-0

Separador de Gas Marca Precision de 2 7/8 8RD EUE

Figura 2.- Configuracin cabezal.



II.- Secuencia de Instalacin.

Proceso de Instalacin para la Prueba Tecnolgica de Bombeo Mecnico de CAMERON

Los equipos arriban a nuestra base en Poza Rica a efecto de ser desembalados, contados y pre-armados.

Una vez realizada la revisin en la base, se prepara el embarque para cada pozo y se establece un programa de actividades para llevar a cabo la instalacin

Toda la unidad de bombeo cabe en una plana



El sistema ALS se descarga a pie de pozo y queda en espera de instalarse una vez que el equipo de perforacin se retira de la localizacin

Se lleva a cabo una junta previa a la instalacin de la unidad de bombeo mecnico Cameron a fin de explicar el procedimiento y los riesgos del mismo

La instalacin de la unidad de bombeo

mecnico Cameron es sumamente rpida (menor a una hora en promedio)



A diferencia de otras unidades, las Cameron-ICI ocupan poco espacio (menos de 10 m2) y no requieren de tensores o estructuras complementarias para garantizar su estabilidad debido a su diseo compacto (altura mxima 3.6 m).

La unidad de potencia queda protegida con una jaula para evitar vandalismo y garantizar su ptima operacin.



III.- Optimizacin de la Operacin del Equipo El compromiso de Cameron, durante esta prueba, ha sido monitorear diariamente en nivel del

fluido en cada pozo, para mantenerlo 300 metros de nivel arriba de la bomba. Nuestra experiencia

fue llevar gradualmente este nivel para no provocar cambios severos dentro del pozo. Como

podemos observar en las siguientes graficas, la tendencia que ha presentado el nivel del fluido hasta

estabilizarlo al nivel de referencia.

Durante el periodo de operacin de los equipos instalados, personal de Cameron ha llevado a

cabo una serie de actividades que involucran el monitoreo del desempeo del equipo de bombeo de

superficie y de fondo.

El objetivo principal de la optimizacin de los pozos fue proveer todos los datos necesarios

para analizar su desempeo, utilizando herramientas que permiten el monitoreo de variables como:

Nivel de Fluido, Presiones de superficie, Esfuerzos en la sarta de varillas, carta Dinagrfica de

superficie y fondo, comportamiento de la unidad de superficie, trabajo de la unidad motriz, entre

otros. El siguiente diagrama muestra detalladamente el procedimiento de optimizacin considerado

para la evaluacin de los pozos.

Con la aplicacin e interpretacin de las medidas se estableci la premisa de dar respuestas

a numerosas preguntas relacionadas con la produccin de los pozos de bombeo. La siguiente es una

lista de algunas de las preguntas que se han respondido con el uso y con la interpretacin adecuada

de las mediciones de campo.

A partir de las medidas acsticas en el pozo:

Hay lquido por encima de la bomba? A qu profundidad est el tope de la columna

de lquido?

Est el gas fluyendo por el anular? En caso afirmativo a que tasa?

Cul es la presin de cabeza del revestimiento (casing)? Est variando con el

tiempo?

Cul es el porcentaje de lquido en la columna de fluido en el anular?

Cul es la presin en las perforaciones?

Cul es la velocidad del sonido en el anular con gas?

Cul es la gravedad especfica promedia del gas en el anular?



Hay alguna restriccin o anomala en el anular por encima del nivel del lquido?

A partir de las medidas del dinammetro:

Cul es el porcentaje de llenado de la bomba?

Estn las vlvulas fija y/o viajera con fugas?

Cul es el desplazamiento de la bomba en barriles por da?

Cul es el desplazamiento efectivo del pistn de la bomba?

Cul es la velocidad de bombeo?

Cul es la carga de fluido en la bomba?

Estn las cargas mximas y mnimas en la varilla lisa dentro de la capacidad de la

unidad de bombeo y de las varillas?

Cul es el peso de las varillas en el fluido?

Requiere todo el sistema de bombeo un anlisis detallado y/o rediseo?

Complementando la informacin de los pozos evaluados, se hace necesario describir los

diseos y configuraciones mecnicas que involucran la informacin utilizada para los anlisis.

a. Diseos y anlisis de esfuerzos.

Para los diseos y anlisis de los esfuerzos en la sarta de varillas se han utilizados

simuladores como: SROD de Lufkin Automation y RODSTAR-D de Theta Oil Field Services,

conocidos como programas de clculo para diseo experto de sistemas de bombeo mecnico,

utilizados para seleccionar el tipo y longitud de las varillas a instalar a partir de la prediccin de las

cargas tomando en cuenta la desviacin de los pozos y , por otro lado seleccionar las variables que

se involucran en el calculo de la produccin deseada como lo son: Dimetro del pistn, velocidad de

bombeo, longitud de la carrera en superficie y su inferidas a condiciones de fondo como lo es la

carrera neta del pistn.

A continuacin se resumen los datos obtenidos a partir de dichos anlisis de diseo.



Equipo de fondo, (Sarta de Varillas y Bomba):

Pozo Descripcin API

de la Bomba Prof. Separador de gas de fondo, (mts).

Profundidad de la Bomba, (mts). Sarta de Varillas

MD TVD Grado Longitud,

mts. Dimetro,

in. Cant.

AF-357

25-175-RHBM-AC-20-5-0-0 With slider valve With Sand-buster

1,761.00 1,753.00 1,473.82 D

381 1 51

1150.62 0.875 147

198.12 1 26

AF-373


1,735.40 1,727.00 1,545.93 D

388.62 1 51

1120.14 0.875 147

198.12 1 26

AF-303


1813.60 1,806.00 1,719.53 D

342.90 1 49

1,211.58 0.875 159

198.12 1 26

AF-302


1,723.70

1,716.1

1,682.63

D

342.90 1 55

1,211.58 0.875 141

198.12 1 26

AF-305


1,960.00 1,928.21 1,719.53 HS 6,430.45 0.875 254

Condiciones iniciales de operacin de los equipos, (Parmetros de Produccin por Diseo):

Pozo Caudal Bruto,

Bls/D SPM

Longitud de

Carrera de

Superficie, (in).

AF-357 62 0.60 114

AF-373 216 2.56 120

AF-303 240 1.12 112

AF-302 51 0.91 107

AF-305 47 1.06 120



Cargas estructurales y Esfuerzos en la sarta de varillas a condiciones de diseo.

Pozo % de Cargas en

la Estructura

Cargas Superficie, (Lbs). % de Stress

Mximo en las

Varillas. Mximas Mnimas

AF-357 47 14,037.00 6,689.00 53.8

AF-373 54 16,142.00 7,356.00 61

AF-303 52 15,673.00 9,393.00 52

AF-302 47 14,050.00 9,494.00 35

AF-305 47 14,162.00 7,143.00 58



b. Estados Mecnicos.

AF-302

EXPLORACION Y PRODUCCION

ESTADO MECNICO POZO: AGUA FRIA-302 (P-AF 301)Equipo: 533

Ca: Schlumberger

Coordenadas: UTM

Plataforma Objetivo

X = 636 529.74 m X = 636 294.92 m

Y = 2 271 309.77 m Y = 2 271 359.17 m

Lat: 20 32 12.85 Lat: 20 32 14.52Long. 97 41 25.51 Long. 97 41 30.60

E.M.R = 288.66 m

E.T. = 283.00 m

T.R. 10 3/4, J-55, 40.5 lb/pie BCN 150 m

1927 mT.R. 5 1/2, N-80, 17 Lb/pie BCN

P.T. 1932 m (1898 mv)

1912.42 m

Inici Perf. : 29-Nov-08

Term. Perf. : 08-Dic-08

Inici Term. : 07-Ene-09

Term. C/E : 22-Ene-09

Term. S/E : 30-Ene-09

Term. Oficial: 31-Ene-09

rbol de Vlvulas : 10 3/4 x 7 5/8 x 5 1/2(S-5M)

T.R. 7 5/8, J-55, 26.4 lb/pie, BCN 499 m

P.I. Cople Flotador

442.01 mEmpacador Inflable

Aceite Terciario del Golfo Enlace Operativo

T.P. 2 7/8

1672 m

1711 m

Dispar: 12-Ene-09

Fractur: 28-Ene-09C- 90

Mechanical Bottom Hole Pump

25-175-RHBM-AC-20-5-0-0

With slider valve

With Sand-buster

Bottom Lock Seating Nipple

1716.1m.

Gas separator tool

2 7/8 x 2

Bottom at 1723.7 m

Rod String

1 Grade D x 25ft - 55 rods

7/8 Grade D x 25ft - 141 rods

1 Grade D x 25ft 26 rods

1 Rod Subs = 1 2; 1 10

1 26 x 1 Polish Rod

EXPLORACION Y PRODUCCIONEXPLORACION Y PRODUCCION

ESTADO MECNICO POZO: AGUA FRIA-302 (P-AF 301)Equipo: 533

Ca: Schlumberger

Coordenadas: UTM

Plataforma Objetivo

X = 636 529.74 m X = 636 294.92 m

Y = 2 271 309.77 m Y = 2 271 359.17 m

Lat: 20 32 12.85 Lat: 20 32 14.52Long. 97 41 25.51 Long. 97 41 30.60

E.M.R = 288.66 m

E.T. = 283.00 m

T.R. 10 3/4, J-55, 40.5 lb/pie BCN 150 m

1927 mT.R. 5 1/2, N-80, 17 Lb/pie BCN

P.T. 1932 m (1898 mv)

1912.42 m





Term. S/E : 30-Ene-09

Term. Oficial: 31-Ene-09


T.R. 7 5/8, J-55, 26.4 lb/pie, BCN 499 m

P.I. Cople Flotador

442.01 mEmpacador Inflable

Aceite Terciario del Golfo Enlace OperativoAceite Terciario del Golfo Enlace Operativo

T.P. 2 7/8

1672 m

1711 m

Dispar: 12-Ene-09

Fractur: 28-Ene-09C- 90


25-175-RHBM-AC-20-5-0-0

With slider valve

With Sand-buster


1716.1m.

Gas separator tool

2 7/8 x 2

Bottom at 1723.7 m

Rod String




1 Rod Subs = 1 2; 1 10

1 26 x 1 Polish Rod



AF-303


ESTADO MECNICO POZO: AGUA FRIA-303 (P-AF 301)

Equipo: 533

Ca: Schlumberger

Coordenadas: UTM

Plataforma Objetivo

X = 636 530.03 m X = 637 116.06 m

Y = 2 271 317.78 m Y = 2 271 356.78 m

Lat: 20 32 13.11 Lat: 20 32 14.23Long. 97 41 25.50 Long. 97 41 05.25

E.M.R = 288.66 m

E.T. = 283.01 m

T.R. 10 3/4, J-55, 40.5 lb/pie BCN 120 m

2025 mT.R. 5 1/2, N-80, 17 Lb/pie BCN

P.T. 2031 m (1883 mv)

2010.17 m


Term. Perf. : 29-Nov-08

Inici Term. : 30-Dic-08


Term. S/E : 28-Feb-09

Term. Oficial: 28-Feb-09


T.R. 7 5/8, J-55, 26.4 lb/pie, BCN 494 m

P.I. Cople Flotador


T.P. 2 7/8

1680 m

1695 mDispar: 22-Feb-09

Fractur: 23-Feb-09

C- S/D

Empacador Inflable 452.48 m

1715 m

1735 m

Dispar: 07-Feb-09

Fractur: 07-Feb-09C- S/D

1790 m

1805 m

Dispar: 11-Ene-09

Fractur: 29-Ene-09C- S/D


25-175-RHBM-AC-20-5-0-0

With slider valve

With Sand-buster


1806 m

Gas separator tool

2 7/8 x 2

Bottom at 1813.6 m

Rod String




1 Rod Subs = 1 6; 1 8

1 26 x 1 Polish Rod


ESTADO MECNICO POZO: AGUA FRIA-303 (P-AF 301)

Equipo: 533

Ca: Schlumberger

Coordenadas: UTM

Plataforma Objetivo

X = 636 530.03 m X = 637 116.06 m

Y = 2 271 317.78 m Y = 2 271 356.78 m

Lat: 20 32 13.11 Lat: 20 32 14.23Long. 97 41 25.50 Long. 97 41 05.25

E.M.R = 288.66 m

E.T. = 283.01 m

T.R. 10 3/4, J-55, 40.5 lb/pie BCN 120 m

2025 mT.R. 5 1/2, N-80, 17 Lb/pie BCN

P.T. 2031 m (1883 mv)

2010.17 m


Term. Perf. : 29-Nov-08

Inici Term. : 30-Dic-08


Term. S/E : 28-Feb-09

Term. Oficial: 28-Feb-09


T.R. 7 5/8, J-55, 26.4 lb/pie, BCN 494 m

P.I. Cople Flotador


T.P. 2 7/8

1680 m

1695 mDispar: 22-Feb-09

Fractur: 23-Feb-09

C- S/D

Empacador Inflable 452.48 m

1715 m

1735 m

Dispar: 07-Feb-09

Fractur: 07-Feb-09C- S/D

1790 m

1805 m

Dispar: 11-Ene-09

Fractur: 29-Ene-09C- S/D


25-175-RHBM-AC-20-5-0-0

With slider valve

With Sand-buster


1806 m

Gas separator tool

2 7/8 x 2

Bottom at 1813.6 m

Rod String




1 Rod Subs = 1 6; 1 8

1 26 x 1 Polish Rod

AF-357




ESTADO MECNICO POZO: AGUA FRIA 357 (P-AF 333)

Equipo: 543

Ca: Schlumberger

Coordenadas: UTM

Plataforma Objetivo

X = 636 565.12 m X = 637 299.85 m

Y = 2 272 143.90 m Y = 2 272 387.04 m

Lat: 20 32 39.97 Lat: 20 32 47.69Long. 97 41 24.05 Long. 97 40 58.62

E.M.R = 324.70 m

E.T. = 320.20 m

T.R. 10 3/4, J-55, 40.5 lb/pie BTC 143 m

2113 mT.R. 5 1/2, N-80, 17 Lb/pie BCN

P.T. 2121 m (1842 mv)

2098.43 m

Inici Perf. : 26-Ene-09

Term. Perf. : 07-Feb-09

Inici Term. : 14-Mar-09

Term. C/E : 19-Abr-09

Term. S/E :

Term. Oficial: 20-Abr-09


T.R. 7 5/8, J-55, 26.4 lb/pie, BCN 809 m

P.I. Cople Flotador


T.P. 2 7/8

Empacador Semipermanente 1725 m

1780 m

1790 m

Dispar: 26-Mar-09

Fractur: 26-Mar-09

Abrasifrac

C- S/D

1915 m

1940 m

Dispar: 25-Mar-09

Fractur: 25-Mar-09

Abrasifrac

C- S/D

1990 mTapn Smith Frac Plug 5

1960 mPez: 223 m Lnea Acero + Ensamble


25-175-RHBM-AC-20-5-0-0

With slider valve

With Sand-buster


1753m.

Gas separator tool

2 7/8 x 2

Bottom at 1761 m

Rod String

1 Grade D SH x 25ft 50 rods


1 Grade D SH x 25 ft - 26 rods

Rod subs 1 each, 10, 6, 2

26 x 1 polish rod



Equipo: 543

Ca: Schlumberger

Coordenadas: UTM

Plataforma Objetivo

X = 636 565.12 m X = 637 299.85 m

Y = 2 272 143.90 m Y = 2 272 387.04 m

Lat: 20 32 39.97 Lat: 20 32 47.69Long. 97 41 24.05 Long. 97 40 58.62

E.M.R = 324.70 m

E.T. = 320.20 m

T.R. 10 3/4, J-55, 40.5 lb/pie BTC 143 m

2113 mT.R. 5 1/2, N-80, 17 Lb/pie BCN

P.T. 2121 m (1842 mv)

2098.43 m


Term. Perf. : 07-Feb-09

Inici Term. : 14-Mar-09

Term. C/E : 19-Abr-09

Term. S/E :



T.R. 7 5/8, J-55, 26.4 lb/pie, BCN 809 m

P.I. Cople Flotador


T.P. 2 7/8

Empacador Semipermanente 1725 m

1780 m

1790 m

Dispar: 26-Mar-09

Fractur: 26-Mar-09

Abrasifrac

C- S/D

1915 m

1940 m

Dispar: 25-Mar-09

Fractur: 25-Mar-09

Abrasifrac

C- S/D

1990 mTapn Smith Frac Plug 5

1960 mPez: 223 m Lnea Acero + Ensamble


25-175-RHBM-AC-20-5-0-0

With slider valve

With Sand-buster


1753m.

Gas separator tool

2 7/8 x 2

Bottom at 1761 m

Rod String




Rod subs 1 each, 10, 6, 2

26 x 1 polish rod



AF-373



Equipo: 543

Ca: Schlumberger

Coordenadas: UTM

Plataforma Objetivo

X = 636 558.77 m X = 636 309.04 m

Y = 2 272 139.93 m Y = 2 272 754.60 m

Lat: 20 32 39.84 Lat: 20 32 59.90Long. 97 41 24.27 Long. 97 41 32.73

E.M.R = 324.76 m

E.T. = 320.21 m

T.R. 10 3/4, J-55, 40.5 lb/pie BTC 91.57 m

2161 mT.R. 5 1/2, N-80, 17 Lb/pie BTC

P.T. 2166 m (1985 mv)

2147.40 m


T.R. 7 5/8, J-55, 26.4 lb/pie, BCN 502 m

P.I. Cople Flotador


T.P. 2 7/8

1746 m

1780 m

Dispar: 02-May-09

Fractur: 04-May-09C- S/D


Term. Perf. : 25-Ene-09

Inicia Term. : 14-Mar-09

Term. Oficial: 30-Jun-09

1855 mTapn de Arena

1841 mTapn de Cemento

1871 m

1885 m

Dispar: 01-Abr-09

Fractur: 22-Abr-09C- S/D


25-175-RHBM-AC-20-5-0-0

With slider valve

With Sand-buster


1727m.

Gas separator tool

2 7/8 x 2

Bottom at 1735.4 m

Rod String




26 x 1 polish rod



Equipo: 543

Ca: Schlumberger

Coordenadas: UTM

Plataforma Objetivo

X = 636 558.77 m X = 636 309.04 m

Y = 2 272 139.93 m Y = 2 272 754.60 m

Lat: 20 32 39.84 Lat: 20 32 59.90Long. 97 41 24.27 Long. 97 41 32.73

E.M.R = 324.76 m

E.T. = 320.21 m

T.R. 10 3/4, J-55, 40.5 lb/pie BTC 91.57 m

2161 mT.R. 5 1/2, N-80, 17 Lb/pie BTC

P.T. 2166 m (1985 mv)

2147.40 m


T.R. 7 5/8, J-55, 26.4 lb/pie, BCN 502 m

P.I. Cople Flotador


T.P. 2 7/8

1746 m

1780 m

Dispar: 02-May-09

Fractur: 04-May-09C- S/D


Term. Perf. : 25-Ene-09

Inicia Term. : 14-Mar-09

Term. Oficial: 30-Jun-09

1855 mTapn de Arena

1841 mTapn de Cemento

1871 m

1885 m

Dispar: 01-Abr-09

Fractur: 22-Abr-09C- S/D


25-175-RHBM-AC-20-5-0-0

With slider valve

With Sand-buster


1727m.

Gas separator tool

2 7/8 x 2

Bottom at 1735.4 m

Rod String




26 x 1 polish rod

AF-305





Equipo: 533

Ca: Schlumberger

Coordenadas: UTM

Plataforma Objetivo

X = 636 529.57 m X = 637 510.43 m

Y = 2 271 301.72 m Y = 2 271 344.13 m

Lat: 20 32 12.59 Lat: 20 32 13.71Long. 97 41 25.51 Long. 97 40 51.64

E.M.R = 288.59 m

E.T. = 282.99 m

T.R. 10 3/4, J-55, 40.5 lb/pie BTC 147 m

2255 mT.R. 5 1/2, N-80, 17 Lb/pie BCN

P.T. 2258 m (1889 mv)

2240.15 m

Inici Perf. : 08-Dic-08



Term. C/E : 13-Feb-09

Term. S/E : 12-Abr-09



T.R. 7 5/8, J-55, 26.4 lb/pie, BCN 493 m

P.I. Cople Flotador


T.P. 2 7/8

1947 m

1958 m

Dispar: 17-Mar-09

Fractur: 05-Abr-09C- 85

2008 m

2027 m

Dispar: 12-Feb-09

Fractur: 19-Feb-09C- 90

1975 mCima de Arena


25-175-RHBM-AC-20-5-0-0

With slider valve

With Sand-buster


1960m.

Gas separator tool

2 7/8 x 2

Bottom at 1968 m

Rod String

7/8 Grade HS x 25ft - 254 rods

Rod Subs 1 - 1 10, 1 8

1 x 26 Polish Rod



Equipo: 533

Ca: Schlumberger

Coordenadas: UTM

Plataforma Objetivo

X = 636 529.57 m X = 637 510.43 m

Y = 2 271 301.72 m Y = 2 271 344.13 m

Lat: 20 32 12.59 Lat: 20 32 13.71Long. 97 41 25.51 Long. 97 40 51.64

E.M.R = 288.59 m

E.T. = 282.99 m

T.R. 10 3/4, J-55, 40.5 lb/pie BTC 147 m

2255 mT.R. 5 1/2, N-80, 17 Lb/pie BCN

P.T. 2258 m (1889 mv)

2240.15 m

Inici Perf. : 08-Dic-08



Term. C/E : 13-Feb-09

Term. S/E : 12-Abr-09



T.R. 7 5/8, J-55, 26.4 lb/pie, BCN 493 m

P.I. Cople Flotador


T.P. 2 7/8

1947 m

1958 m

Dispar: 17-Mar-09

Fractur: 05-Abr-09C- 85

2008 m

2027 m

Dispar: 12-Feb-09

Fractur: 19-Feb-09C- 90

1975 mCima de Arena


25-175-RHBM-AC-20-5-0-0

With slider valve

With Sand-buster


1960m.

Gas separator tool

2 7/8 x 2

Bottom at 1968 m

Rod String

7/8 Grade HS x 25ft - 254 rods

Rod Subs 1 - 1 10, 1 8

1 x 26 Polish Rod

c. Comportamiento Niveles y Produccin Calculada.



Diariamente el personal de Cameron ha seguido la secuencia de monitoreo de los

parmetros que representan el comportamiento de la produccin y el desempeo de los

equipos instalados. Los principales objetivos al hacer los estudios acsticos son las medidas

de la profundidad del nivel de lquido, determinacin de la presin de fondo del pozo y la

estimacin del desempeo de afluencia del pozo.

A continuacin se presentan las graficas del comportamiento histrico de los registros

acsticos de nivel y monitoreo de presiones en Revestidor.

Pozo: AF-357

Nivel de Fluido medido desde la superficie y Presin de Casing, tendencia con

respecto al tiempo por un periodo de 31 das.

Los datos de las mediciones acsticas durante el periodo de la prueba desde el inicio

del bombeo en el pozo hasta la ltima medicin, muestran valores promedios de:

Velocidad Acstica = 394.15 mts/seg.

Presin de Casing = 207.55 psi.

Gravedad del Gas en el anular = 0.6785 (Air= 1.00).

Se considera a partir del comportamiento histrico del pozo que el periodo de mayor

estabilidad de la produccin fue a desde el 17 de Septiembre hasta el 20 de Septiembre,

tomando en cuenta las mediciones de nivel y presiones, condicin que registra velocidad

constante de 1.5spm y longitud de carrera de superficie de 114in. La estabilidad del bombeo,

permite determinar las siguientes variables que interfieren a la produccin del pozo, las

cuales de pueden utilizar para caracterizar el potencial de produccin y la eficiencia de

produccin del pozo.

La siguiente tabla resume las condiciones estables del pozo en el periodo

correspondiente.



Fecha Hora

Presin de

Revestidor

(psi)

Gravedad del

Gas

Caudal de Gas

(Mscf/D)

Velocidad

Acstica (m/s)

Nivel de

Liquido (m)

Sumergencia

Total, liquida

gaseosa (TVD)

(m)

Sumergencia

Equivalente

100%Liquido

(TVD) (m)

09/17/09 - 08:12 185.9 0.66 11 394.702 165.97 1308 897

09/17/09 - 08:20 190.4 0.67 8 392.105 168.8 1305 961

09/18/09 - 08:07 182.8 0.64 10 403.612 181.63 1293 894

09/19/09 - 08:39 189.7 0.64 9 400.897 181.61 1293 923

09/20/09 - 11:20 176.4 0.82 14 350.52 184.55 1290 823

Promedio 185.4 0.686 10.4 388.36 176.51 1297.8 899.6

A continuacin se expresa grficamente el periodo de tiempo el cual se considera que

el pozo ha producido de manera estable a las condiciones dadas.

Variaciones de Velocidad de bombeo y longitud de la carrera de superficie durante la

prueba, haciendo notar nuevamente la estabilidad del pozo desde el 17 de septiembre hasta

el 20 de septiembre.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

31

-Au

g1

-Sep

2-S

ep3

-Sep

4-S

ep5

-Sep

6-S

ep7

-Sep

8-S

ep9

-Sep

10

-Sep

11

-Sep

12

-Sep

13

-Sep

14

-Sep

15

-Sep

16

-Sep

17

-Sep

18

-Sep

19

-Sep

20

-Sep

21

-Sep

22

-Sep

23

-Sep

24

-Sep

25

-Sep

26

-Sep

27

-Sep

28

-Sep

29

-Sep

30

-Sep

Fecha de la Prueba

P C

asin

g (P

si)

0

50

100

150

200

250

300

350N

ive

l (m

)

Presin de Casing (psi)Nivel de Fluido (mts)



De igual manera el comportamiento de la produccin diaria, inferida del

desplazamiento de la bomba a condiciones de fondo.

113

114

114

115

115

116

116

31

-Au

g1

-Se

p2

-Se

p3

-Se

p4

-Se

p5

-Se

p6

-Se

p7

-Se

p8

-Se

p9

-Se

p1

0-S

ep

11

-Se

p1

2-S

ep

13

-Se

p1

4-S

ep

15

-Se

p1

6-S

ep

17

-Se

p1

8-S

ep

19

-Se

p2

0-S

ep

21

-Se

p2

2-S

ep

23

-Se

p2

4-S

ep

25

-Se

p2

6-S

ep

27

-Se

p2

8-S

ep

29

-Se

p3

0-S

ep

Fecha de la Prueba

Lo

ng

itu

d d

e C

arr

era

(P

ulg

)

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

Ve

loci

da

d d

e B

om

be

o (

SP

M)

Long. Stroke (Pulg)

SPM



La siguiente tabla resume los valores registrados dentro del rango de tiempo de

produccin estable.

Fecha

Nivel de

Fluido,

mts.

Presin de

Revestidor,

psi.

Desplazamiento

de lquido,

BPD.

Caudal

Acumulado,

Bls.

SPM

Long. de

Carrera,

in.

17-Sep 165.63 185.90 58.00 829.00 1.54 114.00

18-Sep 181.63 182.80 63.00 892.00 1.52 114.00

19-Sep 181.63 182.80 63.00 955.00 1.52 114.00

20-Sep 207.68 182.80 70.00 1025.00 1.70 114.00

Dicho comportamiento de la produccin, calculado a partir del desplazamiento terico

de a bomba, con el pozo estabilizado se puede visualizar en trminos de presiones de

fondo.

Un procedimiento probado en la prctica y muy confiable para determinar la

distribucin de presiones de fondo en el pozo es a partir de las mediciones acsticas de

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

31

-Au

g1

-Sep

2-S

ep3

-Sep

4-S

ep5

-Sep

6-S

ep7

-Sep

8-S

ep9

-Sep

10

-Sep

11

-Sep

12

-Sep

13

-Sep

14

-Sep

15

-Sep

16

-Sep

17

-Sep

18

-Sep

19

-Sep

20

-Sep

21

-Sep

22

-Sep

23

-Sep

24

-Sep

25

-Sep

26

-Sep

27

-Sep

28

-Sep

29

-Sep

30

-Sep

Fecha de la Prueba

Q.

Acu

mu

lad

o (

Bls

)

0

20

40

60

80

100

120

Q.

Tota

l (B

PD

)

Q Acum (BLS)

Q total (BDP)



nivel de fluido en conjunto con el monitoreo de la presin de Casing y el clculo del

gradiente del fluido en el anular. Esto con el objetivo principal de conocer cul es el potencial

de produccin del pozo a partir del anlisis de curvas IPR, para este caso el software TWM

(Total Well Management) incluye correlaciones como VOGEL e ndice de Productividad, que

pueden ser seleccionados por los usuarios segn su conocimiento sobre el pozo y datos de

las presiones del reservorio.

Fecha / Hora

Presin a

la

entrada

de la

Bomba

(psi)

Presin

Dinmica

en los

Disparos

(psi)

Presin en

la Interfase

Gas/Liquido

(psi)

Sumergencia

100%

Liquida

(TVD) (m)

Presin de

Revestidor

(psi)

Gradiente de

liquido,

psi/ft

Gradiente

de Gas,

psi/ft

9/17/2009 8:20 1396.2 1428.2 193.1 961 190.4 0.3816 0.01630

9/18/2009 8:07 1306.3 1337.1 185.5 894 182.8 0.3822 0.01486

9/19/2009 8:39 1348.7 1380.1 192.5 923 189.7 0.3819 0.01541

9/20/2009 11:22 1211.9 1241.3 183.5 823 179.9 0.3809 0.01733

Con el conocimiento de las presiones estticas en el pozo a las profundidades de la

bomba y de las perforaciones se podra determinar la eficiencia de produccin y el potencial

del mismo.

Pozo: AF-373








Tomando en cuenta el comportamiento histrico de las variables, se considera que el

pozo se ha mantenido en condiciones estables de bombeo durante el periodo comprendido

desde 16 de Septiembre hasta el 25 de Septiembre, como se muestra en la siguiente tabla.

Fecha

Presin de

Revestidor

(psi (g))

Gravedad del

Gas

(Sp.Gr.AIR)

Flujo de

Gas en el

Anular

(Mscf/D)

Velocidad

Acstica

(m/s)

Nivel de

Liquido

TVD (m)

Sumergencia

total de la

bomba (TVD)

(m)

Sumergencia !00%

Liquida de la bomba

(TVD) (m)

09/16/09 - 10:16 167.70 0.72 26 382.46 1024.70 547 197

09/17/09 - 08:32 192.20 0.72 19 382.74 1144.64 427 214

09/18/09 - 08:26 189.20 0.72 15 380.58 1213.01 359 214

09/19/09 - 08:57 193.00 0.72 11 383.26 1216.52 355 238

09/20/09 - 11:29 169.90 0.72 13 381.94 1208.56 363 233

09/21/09 - 09:55 186.40 0.73 10 380.33 1219.91 352 245

09/22/09 - 10:02 192.60 0.72 11 381.55 1254.72 317 217

09/23/09 - 11:07 180.40 0.73 11 381.05 1262.17 310 209

09/24/09 - 10:15 205.70 0.73 8 379.76 1265.24 307 225

09/25/09 - 09:53 164.70 0.73 14 380.28 1238.04 334 205

Promedio 184.18 0.724 13.8 381.4007 1204.751 367.1 219.7

De igual manera, se expresan los valores grficamente y se resalta la estabilidad del

pozo.



Las variables como velocidad de bombeo y longitud de carrera fueron monitoreadas

de igual manera y se establece la siguiente grafica, con la cual se puede ver y justificar los

cambios en los volmenes de gas y el nivel de fluido en el pozo en su periodo estable.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

31

-Au

g1

-Sep

2-S

ep3

-Sep

4-S

ep5

-Sep

6-S

ep7

-Sep

8-S

ep9

-Sep

10

-Sep

11

-Sep

12

-Sep

13

-Sep

14

-Sep

15

-Sep

16

-Sep

17

-Sep

18

-Sep

19

-Sep

20

-Sep

21

-Sep

22

-Sep

23

-Sep

24

-Sep

25

-Sep

26

-Sep

27

-Sep

28

-Sep

29

-Sep

30

-Sep

Fecha de la Prueba

P C

asin

g (P

si)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Niv

el (

m)

Presin de Casing (psi)

Nivel de Fluido (mts)



De igual manera el comportamiento de la produccin diaria, inferida del

desplazamiento de la bomba a condiciones de fondo.

0

500

1000

1500

2000

2500

3-S

ep4

-Sep

5-S

ep6

-Sep

7-S

ep8

-Sep

9-S

ep1

0-S

ep1

1-S

ep1

2-S

ep1

3-S

ep1

4-S

ep1

5-S

ep1

6-S

ep1

7-S

ep1

8-S

ep1

9-S

ep2

0-S

ep2

1-S

ep2

2-S

ep2

3-S

ep2

4-S

ep2

5-S

ep2

6-S

ep2

7-S

ep2

8-S

ep2

9-S

ep3

0-S

ep

Fecha de la Prueba

Q.

Acu

mu

lad

o (

Bls

)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Q.

Tota

l (B

PD

)

Q Acum (BLS)

Q total (BDP)

90

95

100

105

110

115

120

125

3-S

ep4

-Sep

5-S

ep6

-Sep

7-S

ep8

-Sep

9-S

ep1

0-S

ep1

1-S

ep1

2-S

ep1

3-S

ep1

4-S

ep1

5-S

ep1

6-S

ep1

7-S

ep1

8-S

ep1

9-S

ep2

0-S

ep2

1-S

ep2

2-S

ep2

3-S

ep2

4-S

ep2

5-S

ep2

6-S

ep2

7-S

ep2

8-S

ep2

9-S

ep3

0-S

ep

Fecha de la Prueba

Lon

gitu

d d

e C

arre

ra (

Pu

lg)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

Ve

loci

dad

de

Bo

mb

eo

(SP

M)

Long. Stroke (Pulg)

SPM



En resumen a lo expuesto, la siguiente tabla muestra los valores registrados en el

periodo de estabilidad del pozo.

Fecha

Nivel de

Fluido,

mts.

Presin de

Revestidor,

psi.

Desplazamiento

de lquido,

BPD.

Caudal

Acumulado,

Bls.

SPM Long. de

Carrera, in.

15-Sep 1,049.00 171.00 78.50 1053.50 2.53 101

16-Sep 1,162.50 167.00 87.10 1140.60 2.76 101

17-Sep 1,302.31 189.80 84.70 1225.30 2.68 101

18-Sep 1,379.63 186.90 84.70 1310.00 2.72 101

19-Sep 1,379.63 186.90 84.70 1394.70 2.72 101

20-Sep 1,372.81 186.90 84.70 1479.40 2.2 101

21-Sep 1,388.61 186.40 84.70 1564.10 2.13 101

22-Sep 1,421.44 192.00 84.70 1648.80 2.1 101

23-Sep 1,432.44 179.60 84.70 1733.50 2.1 101

24-Sep 1,437.98 201.20 85.00 1818.50 2 101

25-Sep 1,408.21 164.70 64.00 1882.50 1.95 101

Para el balance de la produccin en trminos de presiones de fondo se registran los

siguientes datos.

Fecha / Hora

Presin a

la entrada

de la

Bomba

(psi)

Presin

Dinmica

en los

Disparos

(psi)

Sumergencia

100%

Liquida

(TVD) (m)

Presin en

la Interfase

Gas/Liquido

(psi)

Presin de

Revestidor

(psi)

Gradiente

de

liquido,

psi/ft

Gradiente

de Gas,

psi/ft

09/15/09 - 11:17 606.6 597.9 335 187.9 173.1 0.3810 0.0044

09/16/09 - 10:16 430.4 421.8 197 183.7 167.7 0.3817 0.0043

09/17/09 - 08:32 479.4 470.7 214 212.6 192.2 0.3800 0.0051

09/18/09 - 08:26 477.2 468.5 214 210.8 189.2 0.3794 0.0054

09/19/09 - 08:57 511.6 503 238 214.8 193 0.3801 0.0055

09/20/09 - 11:29 480.2 471.5 233 189.2 169.9 0.3807 0.0048



09/21/09 - 09:55 512.8 504.1 245 207.8 186.4 0.3794 0.0052

09/22/09 - 10:02 485.3 476.7 217 215.2 192.6 0.3794 0.0055

09/23/09 - 11:07 462.2 453.5 209 201.9 180.4 0.3796 0.0052

09/24/09 - 10:15 510.2 501.6 225 230.1 205.7 0.3794 0.0060

09/25/09 - 09:53 440.1 431.4 205 184.1 164.7 0.3806 0.0049

Los resultados de este periodo de estabilidad en el pozo indican un gradiente

dinmico de fluido promedio de 0.3801 psi/ft (Liquido), y un gradiente de gas de 0.0051

psi/ft.

Pozo: AF-303






De igual manera, se establece como periodo de tiempo el cual el sistema se encontr

operando de forma estabilizada desde el 15 de Septiembre hasta el 24 de Septiembre,

intervalo de tiempo el cual nos indica las variables ms representativas para caracterizar el

comportamiento de produccin del sistema (Equipo de bombeo-Pozo), donde se puede

determinar el potencial del mismo y su capacidad de respuesta a los cambios generados en

la configuracin.

Fecha

Gravedad

del Gas

(Sp.Gr.AI

R)

Presin de

Revestidor

(psi (g))

Nivel de

Liquido TVD

(m)

Velocidad

Acstica

(m/s)

Sumergenc

ia total de

la bomba

(TVD) (m)

Sumergencia

!00% Liquida

de la bomba

(TVD) (m)

Flujo de Gas

en el Anular

(Mscf/D)

09/15/09 - 08:20 0.69 172.2 909.29 389.128 810 272 30

09/16/09 - 12:20 0.69 164.3 1052.29 392.391 667 225 30



09/17/09 - 09:09 0.70 177.4 1091.29 389.245 628 407 13

09/18/09 - 09:00 0.70 166.6 1121.81 388.411 598 208 28

09/18/09 - 11:05 0.70 166.1 1124.98 388.411 595 244 22

09/19/09 - 10:08 0.71 165.5 1149.21 387.004 570 255 21

09/20/09 - 11:53 0.70 168.0 1198.89 388.615 521 201 24

09/21/09 - 08:21 0.70 163.3 1251.93 388.073 468 181 24

09/22/09 - 08:38 0.70 178.6 1276.63 387.809 443 282 13

09/23/09 - 08:44 0.71 166.3 1300.13 387.153 419 239 17

09/24/09 - 11:33 0.70 222.9 1355.72 387.635 364 254 10

Promedio 0.70 173.745 1166.56 388.530 553 251.63 21.09

De igual manera, se expresan los valores grficamente y se resalta la estabilidad del

pozo.

Tendencia de Velocidad y longitud de carrera de superficie.

0

100

200

300

400

500

600

2-S

ep

3-S

ep

4-S

ep

5-S

ep

6-S

ep

7-S

ep

8-S

ep

9-S

ep

10

-Se

p1

1-S

ep

12

-Se

p1

3-S

ep

14

-Se

p1

5-S

ep

16

-Se

p1

7-S

ep

18

-Se

p1

9-S

ep

20

-Se

p2

1-S

ep

22

-Se

p2

3-S

ep

24

-Se

p2

5-S

ep

26

-Se

p2

7-S

ep

28

-Se

p2

9-S

ep

Fecha de la Prueba

P C

asi

ng

(P

si)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Niv

el

(m)

Presin de Casing (psi)Nivel de Fluido (mts)



Los datos de produccin calculada a partir del desplazamiento de la bomba y la

produccin acumulada se pueden ver en la siguiente grafica.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

2-S

ep3

-Sep

4-S

ep5

-Sep

6-S

ep7

-Sep

8-S

ep9

-Sep

10

-Sep

11

-Sep

12

-Sep

13

-Sep

14

-Sep

15

-Sep

16

-Sep

17

-Sep

18

-Sep

19

-Sep

20

-Sep

21

-Sep

22

-Sep

23

-Sep

24

-Sep

25

-Sep

26

-Sep

27

-Sep

28

-Sep

29

-Sep

Fecha de la Prueba

Q.

Acu

mu

lad

o (

Bls

)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Q.

Tota

l (B

PD

)

Q Acum (BLS)

Q total (BDP)

0

20

40

60

80

100

120

2-S

ep

3-S

ep

4-S

ep

5-S

ep

6-S

ep

7-S

ep

8-S

ep

9-S

ep

10

-Se

p1

1-S

ep

12

-Se

p1

3-S

ep

14

-Se

p1

5-S

ep

16

-Se

p1

7-S

ep

18

-Se

p1

9-S

ep

20

-Se

p2

1-S

ep

22

-Se

p2

3-S

ep

24

-Se

p2

5-S

ep

26

-Se

p2

7-S

ep

28

-Se

p2

9-S

ep

Fecha de la Prueba

Lo

ng

itu

d d

e C

arr

era

(P

ulg

)

-

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

Ve

loci

da

d d

e B

om

be

o (

SP

M)

Long. Stroke (Pulg)

SPM



Las variables en periodo de estabilidad del pozo, muestran como se modifican a partir

de pequeos cambios de la velocidad de bombeo, particularmente se han reducido las

emboladas para evitar la interferencia de gas y mejoras el llenado de las bomba.

Fecha

Nivel de

Fluido,

mts.

Presin de

Revestidor,

psi.

Desplazamiento

de lquido,

BPD.

Caudal

Acumulado,

Bls.

SPM

Long. de

Carrera,

in.

14-Sep 823 181 61 483 2.08 112

15-Sep 933 175.6 69 552 2.08 112

16-Sep 1082.72 164.3 60 612 2.09 112

17-Sep 1116.3 175.5 60 672 2.07 112

18-Sep 1148.66 163.2 52 724 1.8 112

19-Sep 1177 163 52 776 1.8 112

20-Sep 1229.19 161.4 52 828 1.81 112

21-Sep 1281.5 161.6 52 880 1.81 112

22-Sep 1310.15 177 48.3 928.26 1.5 112

23-Sep 1331.81 165 43 971.26 1.52 112

24-Sep 1388.89 222.9 45 1016.26 1.52 112

De igual manera se representan los datos de presin y las posibilidades de un

incremento de produccin una vez que se conozca la presin esttica a las profundidades

de la bomba y las perforaciones.

Fecha / Hora

Presin a

la entrada

de la

Bomba

(psi)

Presin

Dinmica

en los

Disparos

(psi)

Sumergencia

100%

Liquida

(TVD) (m)

Presin en

la Interfase

Gas/Liquido

(psi)

Presin de

Revestidor

(psi)

Gradiente

de

liquido,

psi/ft

Gradiente

de Gas,

psi/ft

09/14/09 - 11:08 545.1 536.4 280 194.6 181.5 0.3815 0.016134

09/15/09 - 08:20 526.8 518.1 272 186.3 172.2 0.3816 0.015507



09/16/09 - 12:20 460.9 452.2 225 179.9 164.3 0.3807 0.014825

09/17/09 - 09:09 702.8 694.2 407 194.9 177.4 0.3804 0.016036

09/18/09 - 09:00 443 434.3 208 183.6 166.6 0.3801 0.015154

09/18/09 - 11:05 487.7 479.1 244 183.2 166.1 0.3804 0.015200

09/19/09 - 10:08 502 493.4 255 183 165.5 0.3813 0.015228

09/20/09 - 11:53 437.3 428.7 201 186.4 168 0.3805 0.015348

09/21/09 - 08:21 408 399.3 181 182.2 163.3 0.3802 0.015097

09/22/09 - 08:38 551.3 542.7 282 199.5 178.6 0.3802 0.016371

09/23/09 - 08:44 483.9 475.2 239 186.3 166.3 0.3795 0.015383

09/24/09 - 11:33 566.1 557.5 254 250.2 222.9 0.3791 0.020137

Los datos de presin arrojan un gradiente promedio de liquido de 0.3805 psi/ft y para

el gas en el anular un gradiente de 0.01586 psi/ft.

Pozo: AF-302






Intervalo de tiempo considerado representativo de la estabilidad del sistema (Pozo-

Equipo de Bombeo).

Fecha

Graveda

d del Gas

(Sp.Gr.AI

R)

Presin de

Revestidor

(psi (g))

Nivel de

Liquido TVD

(m)

Velocidad

Acstica

(m/s)

Sumergencia

total de la

bomba (TVD)

(m)

Sumergencia

!00% Liquida

de la bomba

(TVD) (m)

Flujo de

Gas en el

Anular

(Mscf/D)

09/17/09 - 09:25 0.69 155.7 276.35 386.453 1406 450 41



09/18/09 - 09:17 0.68 165.3 344.23 388.791 1338 463 32

09/18/09 - 11:22 0.68 145.8 350.83 388.35 1332 436 38

09/19/09 - 10:22 0.67 164 360.24 391.413 1322 458 32

09/20/09 - 12:03 0.68 173 389.52 389.995 1293 448 32

09/21/09 - 08:32 0.68 157 387.83 391.049 1295 413 42

09/22/09 - 08:51 0.68 186.8 437.39 389.608 1245 402 41

09/23/09 - 08:56 0.68 180.4 487.62 389.628 1195 371 48

Promedio 0.68 166 379.25125 389.411 1303.25 430.125 38.25

El comportamiento histrico del pozo, muestra una tendencia ha la poca disminucin

del la Sumergencia de la bomba con respecto a un incremento de la velocidad de bombeo

durante el periodo de estabilidad, sin embargo variables como Caudal de gas en el anular se

mantienen constantes sin grandes variaciones.

Velocidad y longitud de carrera.

0

100

200

300

400

500

600

700

11-S

ep

12-S

ep

13-S

ep

14-S

ep

15-S

ep

16-S

ep

17-S

ep

18-S

ep

19-S

ep

20-S

ep

21-S

ep

22-S

ep

23-S

ep

24-S

ep

25-S

ep

26-S

ep

27-S

ep

28-S

ep

29-S

ep

30-S

ep

Fecha de la Prueba

P C

asin

g (P

si)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Niv

el (

m)





Se puede apreciar como la produccin se controla eficientemente con los cambios de

velocidad, incrementando el desplazamiento de la bomba. Esta prctica se realizo tomando

en cuenta las cargas que podra generarse en el sistema y de cmo los esfuerzos actan

sobre la sarta de varillas, (ver anlisis Dinamomtrico).

Comportamiento de la produccin.

0

20

40

60

80

100

120

11

-Sep

12

-Sep

13

-Sep

14

-Sep

15

-Sep

16

-Sep

17

-Sep

18

-Sep

19

-Sep

20

-Sep

21

-Sep

22

-Sep

23

-Sep

24

-Sep

25

-Sep

26

-Sep

27

-Sep

28

-Sep

29

-Sep

30

-Sep

Fecha de la Prueba

Lon

gitu

d d

e C

arre

ra (

Pu

lg)

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Ve

loci

dad

de

Bo

mb

eo

(SP

M)

Long. Stroke (Pulg)

SPM



Datos operacionales y de produccin en el periodo estable del pozo.

Fecha

Nivel

de

Fluido,

mts.

Presin de

Revestidor,

psi.

Desplazamiento

de lquido,

BPD.

Caudal

Acumulado,

Bls.

SPM

Long.

de

Carrera,

in.

17-Sep 267.51 155.1 49 211 1.53 107

18-Sep 344.47 165.3 94 305 2.8 107

19-Sep 344.47 165.3 94 399 2.8 107

20-Sep 389.8 165.3 70 469 2 107

21-Sep 388.12 157 70 539 2 107

22-Sep 437.39 187 73.06 612 2.2 107

23-Sep 471.62 172 77.00 689 2.22 107

Calculo de presiones y gradientes de los fluidos en el anular del pozo.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

11-S

ep

12-S

ep

13-S

ep

14-S

ep

15-S

ep

16-S

ep

17-S

ep

18-S

ep

19-S

ep

20-S

ep

21-S

ep

22-S

ep

23-S

ep

24-S

ep

25-S

ep

26-S

ep

27-S

ep

28-S

ep

29-S

ep

30-S

ep

Fecha de la Prueba

Q.

Acu

mu

lad

o (

Bls

)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Q.

Tota

l (B

PD

)

Q Acum (BLS)

Q total (BDP)



Fecha /

Hora

Presin a

la entrada

de la

Bomba

(psi)

Presin

Dinmica

en los

Disparos

(psi)

Sumergencia

100%

Liquida

(TVD) (m)

Presin en

la Interfase

Gas/Liquido

(psi)

Presin de

Revestidor

(psi)

Gradiente

de

liquido,

psi/ft

Gradiente

de Gas,

psi/ft

09/17/09

- 09:25 725.2 671 450 159.6 155.7

0.3831 0.00430

09/18/09

- 09:17 751.3 697.1 463 170.4 165.3

0.3824 0.00452

09/18/09

- 11:22 698.2 644 436 150.4 145.8

0.3830 0.00400

09/19/09

- 10:22 743.5 689.3 458 169.2 164

0.3822 0.00440

09/20/09

- 12:03 741.1 687 448 179 173

0.3824 0.00470

09/21/09

- 08:32 680.8 626.6 413 162.4 157

0.3826 0.00424

09/22/09

- 08:51 698.2 644 402 194 186.8

0.3823 0.00502

09/23/09

- 08:56 653 598.8 371 188.2 180.4

0.3819 0.00488

Donde se calcula un gradiente de lquido en el pozo promedio de 0.3825psi/ft, y

0.00451 psi/ft para el gas en el anular.

Pozo: AF-305








Tomando en cuenta que el pozo AF-305 mantuvo un periodo de operaciones igual a

12 das, la estabilidad del pozo se alcanzo solo por dos das, determinado por el monitoreo

de los parmetros operacionales.

Fecha

Gravedad del

Gas

(Sp.Gr.AIR)

Presin de

Revestidor

(psi (g))

Nivel de

Liquido TVD

(m)

Velocidad

Acstica

(m/s)

Sumergencia

total de la

bomba (TVD)

(m)

Sumergencia

!00% Liquida

de la bomba

(TVD) (m)

Flujo de Gas

en el Anular

(Mscf/D)

09/22/09 - 09:10 0.61 164.3 213.26 413.867 1715 703 44

09/23/09 - 09:12 0.64 165.9 270.93 401.911 1657 697 41

Promedio 0.625 165.1 242.095 407.889 1686 700 42.5

Para considerar los datos de presiones de fondo a condiciones estables se resalta el

are correspondiente a los das 22 y 23 de septiembre.

Variaciones de velocidad y longitud de carrera.

0

100

200

300

400

500

600

17-

Sep

18-

Sep

19-

Sep

20-

Sep

21-

Sep

22-

Sep

23-

Sep

24-

Sep

25-

Sep

26-

Sep

27-

Sep

28-

Sep

29-

Sep

30-

Sep

Fecha de la Prueba

P C

asi

ng

(P

si)

0

100

200

300

400

500

600

700

Niv

el

(m)





Comportamiento de la produccin.

Resumen de las condiciones de produccin para el periodo estable,

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

18-

Sep

19-

Sep

20-

Sep

21-

Sep

22-

Sep

23-

Sep

24-

Sep

25-

Sep

26-

Sep

27-

Sep

28-

Sep

29-

Sep

30-

Sep

Fecha de la Prueba

Q.

Acu

mu

lad

o (

Bls

)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Q.

Tota

l (B

PD

)

Q Acum (BLS)

Q total (BDP)

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

17-

Sep

18-

Sep

19-

Sep

20-

Sep

21-

Sep

22-

Sep

23-

Sep

24-

Sep

25-

Sep

26-

Sep

27-

Sep

28-

Sep

29-

Sep

30-

Sep

Fecha de la Prueba

Lon

gitu

d d

e C

arre

ra (

Pu

lg)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

Ve

loci

dad

de

Bo

mb

eo

(SP

M)

Long. Stroke (Pulg)

SPM



Fecha

Nivel de

Fluido,

mts.

Presin de

Revestidor,

psi.

Desplazamiento

de lquido,

BPD.

Caudal

Acumulado,

Bls.

SPM

Long. de

Carrera,

in.

22-Sep 213 165 45.59 157 1.2 114

23-Sep 271.09 166 37.00 194 1.2 114

La distribucin de las presiones en el pozo se muestra en la siguiente tabla.

Fecha

Presin

en la

Entrada

de la

Bomba

(psi (g))

Presin

Dinmica

en los

disparos

(psi (g))

Sumergencia

100%

Liquida

(TVD) (m)

Presin en

la Interfase

Gas/Liquido

(psi (g))

Presin de

Revestidor

(psi (g))

Gradiente

de Liquido,

psi/ft

Gradiente

de Gas,

psi/ft

09/22/09 -

09:10 1042 687.6 703 167.1 164.3 0.37933074

0.00400188

09/23/09 -

09:12 1037.4 682.8 697 169.7 165.9 0.37944756

0.00427505

Donde se calcula un gradiente de lquido de 0.3793 psi/ft y 0.00414 psi/ft para el gas.

d. Anlisis Dinamomtrico.

Los mtodos para analizar el desempeo del sistema que se utilizaron en el

monitoreo de los pozos, se basan en la medicin permanente con equipo instalado en la

barra pulida (celda de carga UNICO) con interfase al controlador de bombeo RPC y equipo

porttil Echometer para validar la informacin y lecturas de celda fermente, a su vez estos se

encargan de medir la carga en la varilla lisa se registra grficamente en funcin de su

posicin para generar una grfica que representa el trabajo hecho en superficie por la

unidad de bombo para cada carrera de la bomba.



Los desarrollos recientes se han concentrado en refinar las tcnicas de interpretacin

de las caractersticas de esta curva de carga-desplazamiento para lograr un anlisis

detallado del sistema, entre los cuales se mencionan:

Distribucin de la carga en la sarta de varillas.

Carga y desplazamiento en la bomba.

Operacin y fuga de las vlvulas de la bomba.

Carga de fatiga y colapso de varillas.

Con la aplicacin de estos sistemas de adquisicin de datos digitales de alto

desempeo, ms atencin se ha dado a anlisis ms completos del desempeo de la unidad

de bombeo mecnico. Las mediciones simultneas de diversos parmetros dinmicos

(posicin de la varilla lisa, velocidad, aceleracin y carga, y carreras por minuto de la unidad)

son posibles efectivas. Esto permite la adquisicin de datos desde los transductores de

carga y de aceleracin con la finalidad de obtener anlisis avanzados del dinammetro.

Para un anlisis completo del desempeo de la bomba de subsuelo, la sarta de

varillas, separador de fondo y unidad de superficie, se ha seleccionado una medicin

dinamomtrica que representa el comportamiento promedio del sistema, tomando en cuenta

que se registraron diariamente.

AF-357 Anlisis Dinamometrico.

Las mediciones del dinammetro a travs de equipo porttil Echometer y Equipo

permanente UNICO, promedian un comportamiento constante durante el periodo de prueba,

indicando el 100% del tiempo equivalente la condicin de BOMBA LLENA.

Las medidas de cargas en superficie (carta trazada a lnea azul), muestra la

inclinacin de las lneas de transferencia de carga, lo que se genera por la elongacin de la

sarta de varillas y la tubera de produccin. Comportamiento que se considera normal para

pozos desviados a profundidades promedio de 5,000f.00t (1,524.00 mts.) que no cuenta con

ancla de tubera.



De igual manera el registro muestra una variacin de cargas en la seccin superior de

la carrera ascendente, esto generado por la friccin debida a las desviacin del pozo y el

contacto varillas-tubera. stas cargas oscilan entre unas 1,000.00 Lbs.

El diagrama que representa el trabajo de las vlvulas (Carta de Fondo), certifica la

buena operacin de las vlvulas. Y algunas oscilaciones de cargas en el pistn de la bomba,

generadas por la friccin entre el barril y el movimiento del pistn, lo que se considera

normal en este tipo de pozos. Se puede observar como al final de la carrera descendente se

observa un ligero golpe del pistn, lo que se ha generado para evitar la entrada de gas y

eliminar los candados que puedan interferir en la apertura de la vlvula viajera y a su vez en

la produccin.



La siguiente tabla resume las condiciones del sistema a partir del anlisis

dinamometrico:

AF-357

PPRL, Lbs. MPRL,

Lbs.

PPUMPL,

Lbs.

MPUMPL,

Lbs. SPM

Pump

Displacement,

BPD.

Efective

Plunger

Stroke, in.

15,344.00

7,890.00

2,500.00

-3,844.00

2.33

87.2

105.00

Donde: PPRL = Cargas Mximas en la Barra Pulida, Lbs.

MPRL= Cargas mnimas en la Barra Pulida, Lbs.

PPUMPL= Cargas Mximas en la Bomba, Lbs.

MPUMPL= Cargas mnimas en la bomba, Lbs.

SPM= Velocidad de Bombeo, spm.

Las cargas negativas en la bomba (-3,844.00Lbs.) indican la friccin generada

durante el movimiento del pistn durante el ciclo de bombeo.

El anlisis de esfuerzos en la sarta de varillas se describe en la siguiente figura,

utilizando como mtodo de clculo: Goodman Modificado, prctica recomendada por API. La

norma API publicacin RP11BR recomienda el uso del Diagrama Modificado De Goodman

para calcular la tensin mxima permisible en cabillas API de acero.



El factor de servicio determina el grado de resistencia y la vida til de la sarta de

cabillas en un medio determinado, para los anlisis presentados se considero 0.85%,

practica recomendada por la Norma API 11RP (K. E. Brown, The Technology of

Artificial Lift Methods, Vol. 2 (Tulsa: Penn Well Books, 1980).

Se muestra que a partir de las cargas mximas registradas en la barra pulida y

tomando en cuenta que la capacidad de la unidad de bombeo ICI GR-20 es de

30,000.00Lbs respecto a las cargas mximas, esta se encuentra cargada al 50.1% de su

capacidad. Para el anlisis de la sarta de varillas, y tomando en cuenta la configuracin del

pozo (desviado), se ha considerado un factor de servicio de 0.85, para lo cual se calcula un

Stress de 45.8%, 52.9% y 32.8% las sartas de 1.00in, 0.875in y 1.00in Respectivamente.



Resumen: El equipo se encuentra trabajando a menos del 50% (sarta de varillas y

unidad de bombeo), se puede ver como la bomba trabaja completamente llena, lo que indica

que existe capacidad de resistencia a los incrementos de carga debido a cambios en la

operacin del sistema (aumentos de velocidad y/o longitud de la carrera).


El anlisis dinamometrico realizado durante el periodo de prueba refleja un buen

llenado de la bomba (99%), la grafica siguiente representa los valores promedios del

sistema. La carta de superficie muestra un coeficiente de estrs de las varillas bajo en

comparacin a los dems casos de estudio y teniendo en cuenta la desviacin del pozo y las

fricciones ocasionadas por tal causa.

De igual manera se muestran cargas adicionales generadas por las fricciones entre la

sarta de varillas y la tubera, y las generadas en la bomba. Para este caso las cargas



negativas en la sarta de varillas durante la carrera descendente generan compresin, los

cuales son controlados y soportados por las fuerzas de inercia en la sarta y los niveles de

resistencia de las mismas.

Los siguientes datos resumen el comportamiento del pozo:

AF-373

PPRL, Lbs. MPRL,

Lbs.

PPUMPL,

Lbs.

MPUMPL,

Lbs. SPM

Pump

Displacement,

BPD.

Efective

Plunger

Stroke, in.

20,022.00

8,127.00

7,658.00

-3,411.00

1.98

56.00

84.3

Se puede notar que no existe diferencia entre la longitud de la carrera de la barra

pulida y la del pistn en el fondo, esto nos indica que existe un balance en la distribucin de

las cargas y esfuerzos en la sarta de varillas durante el ciclo de bombeo, y la elongacin no

es significativa lo que garantiza mayor vida til a las varillas de bombeo.

De igual manera se muestran los porcentajes de cargas mximos registrados en la

sarta y la unidad de superficie.



La unidad de bombeo se mantuvo trabajando al 67.4% de su capacidad y la sarta de

varillas a 74.8%, 88.7% y 56.2% la configuracin de 1.00in, 0.875in y 1.00in

respectivamente.

Resumen: El equipo se encuentra trabajando a menos del 80% en promedio (sarta

de varillas y unidad de bombeo), se puede ver como la bomba trabaja completamente llena,

lo que indica que existe capacidad de resistencia a los incrementos de carga debido a

posibles cambios en la operacin del sistema (aumentos de velocidad y/o longitud de la

carrera).




La carta Dinagrfica muestra un comportamiento promedio del sistema (subsuelo-

superficie) reflejando un 100% de llenado, con una diferencia entre la carrera de superficie y

la de fondo de 16in, generada por la elongacin de la sarta de varillas. Aunque la tubera se

encuentra desanclada del Revestidor no se observan perdidas del recorrido del pistn

debido a la deformacin de la tubera (estiramiento).

Resumen de los datos del dinammetro.

AF-303

PPRL, Lbs. MPRL,

Lbs.

PPUMPL,

Lbs.

MPUMPL,

Lbs. SPM

Pump

Displacement,

BPD.

Efective

Plunger

Stroke, in.

19,722.00

9,142.00

7,169.00

-2,405.00

1.69

57.8

96.10



El anlisis de esfuerzos a partir del modelo matemtico del diagrama de Googman

Modificado (Norma API-RP11BR), la sarta de varillas se encontr operando con esfuerzos

equivalentes a 67%, 83.9% y 50.2% en el arreglo de 1.00in, 0.875in y 1.00in

respectivamente. La unidad de bombeo ICI registro en su desempeo un 65.7% de cargas

considerando las mximas registradas durante el ciclo de bombeo.

Resumen: El comportamiento general del sistema se mantuvo optimizado durante su

periodo de estabilidad de produccin, el personal de Cameron para llegar a ese objetivo

manipulo en varias ocasiones la velocidad de bombeo y el espaciamiento de la bomba ya

que inicialmente el pozo presento una interferencia de gas de 15% el volumen de la bomba.

Finalmente se puede observar como el llenado se recupero al 100% (carta Dinagrfica de

fondo), logrando mantener una produccin equivalente promedio de 60 BPD sin presencia

de candados de gas.




La carta Dinagrfica muestra un comportamiento promedio del sistema (subsuelo-

superficie) reflejando un 100% de llenado, con una diferencia entre la carrera de superficie y

la de fondo de 16in, generada por la elongacin de la sarta de varillas. Aunque la tubera se

encuentra desanclada del Revestidor no se observan perdidas del recorrido del pistn

debido a la deformacin de la tubera (estiramiento).

AF-302

PPRL, Lbs. MPRL,

Lbs.

PPUMPL,

Lbs.

MPUMPL,

Lbs. SPM

Pump

Displacement,

BPD.

Efective

Plunger

Stroke, in.

14,990.00

10,243.00

2,146.00

-1,456.00

2.28

88.4

108.0 0



En las lecturas se han registrado bajas cargas en la bomba debido a la flotacin de la

sarta de varillas ocasionada por el nivel de fluido cerca de la superficie, en el periodo de

estabilidad del pozo.

Nota importante: El hecho de que las cargas de fluido en la bomba no sean altas

(Mayores a 3,000.Lbs, lo que sera normal en pozos con bombas de 1.75in de dimetro del

pistn a profundidades cercanas a los 5,000.00Ft (1,524.00mts.)). NO QUIERE DECIR QUE

NO ESTE TRABAJANDO BIEN LA BOMBA.

El anlisis de esfuerzo en la sarta de varillas y cargas estructurales se presenta de la

siguiente manera.

La unidad de bombeo se encontr trabajando con cargas promedios a 50% de su

capacidad mxima, y la sarta de varillas segn el anlisis de tensin (Diagrama de



Goodman Modificado Norma API-RP11BR) esta cargada a 30.9%, 33.7% y 20.1% la

configuracin de 1.00in, 0.875in y 1.00in Respectivamente en relacin a las mximas

tensiones.

Resumen: El comportamiento general del sistema se mantuvo estable, con alta

Sumergencia de la bomba. Causa por la cual las cargas del pistn son bajas en relacin a

los otros casos de estudio.

La bomba se mantiene en su periodo de prueba con un 100% de llenado.


Las mediciones del dinammetro a travs de equipo porttil Echometer y Equipo

permanente UNICO, promedian un comportamiento constante durante el periodo de prueba,

indicando el 100% del tiempo equivalente la condicin de BOMBA LLENA.



De igual manera se muestran cargas adicionales generadas por las fricciones entre la

sarta de varillas - tubera, y las generadas en la bomba. Para este caso las cargas negativas

en la sarta de varillas durante la carrera descendente generan compresin, los cuales son

controlados y soportados por las fuerzas de inercia en la sarta y los niveles de resistencia de

las mismas.

La friccin en la bomba es excesiva (mayor a 5,000.00Lbs), por tal motivo se ha

mantenido una baja velocidad para disminuir la tendencia al desgaste de los componentes

de la bomba.

AF-305

PPRL, Lbs. MPRL,

Lbs.

PPUMPL,

Lbs.

MPUMPL,

Lbs. SPM

Pump

Displacement,

BPD.

Efective

Plunger

Stroke, in.

16,431.00

6,313.00

3,494.00

-5.819.00

1.52

57.9

106.9

El anlisis de esfuerzo en la sarta de varillas y cargas estructurales se presenta de la

siguiente manera.



La unidad de bombeo trabajo con porcentajes promedio de 54.7% y la sarta de

varillas con 64.2%.

Resumen: El comportamiento general del sistema se mantuvo estable, con bajos

porcentajes de cargas. La bomba se mantiene en su periodo de prueba con un 100% de

llenado, aunque presenta compresin en la sarta de varillas es controlada por las bajas

velocidades del equipo al igual que las fricciones en el fondo.



IV.- Evaluacin contra Expectativas

Los principales resultados alcanzados en relacin a las expectativas de Pemex, tenemos:

Se encuentran operando de manera continua los 5 pozos Agua Fra 302, 303, 305, 357 y

373.

El Bombeo ha superado los 6,312 barriles con un promedio de produccin de 60 BPD.

Se eficient el proceso operacional siguiendo los procedimientos propuestos en esta prueba.

Se establecieron los indicadores de desempeo y se trabaja para optimizar los pozos cada

uno de los pozos.

A la fecha en los Pozo AF303, AF373, AF 357 hemos alcanzado su optimizacin, operando

con una columna de 300 metros sobre el nivel de la bomba. Los 3 pozos restantes, se

trabajan observando su comportamiento, dando seguimiento diario con equipo automatizado

para el monitoreo, ecmetro para determinar el nivel y la calibracin del sistema en base a los

fluidos producidos. Es de resaltar que el monitoreo demuestra un llenado de la bomba del

100%. Diariamente se entregan, en el reporte de operacin, las cartas Dinamomtricas,

representativas de cada pozo.

Se trabaja de manera segura, operando en base a la normatividad de Pemex, as como a los

procedimientos de seguridad de Cameron.

Se estableci la metodologa para determinar y dar seguimiento a los costos operativos, los

cuales, en este periodo se reducen a la revisin de niveles de aceite hidrulico en la unidad

superficial.

Se logr restablecer e incrementar la produccin de los pozos que se encontraban cerrados o

produciendo de manera intermitente, debido a la obstruccin de arena. Las bombas

instaladas para esta prueba es la SandBuster Modelo API 25-175-RHBM-AC-24-5-0-0, que

tienen la peculiaridad de remover la arena que procedente del yacimiento y de las fracturas,

buscando que la intervencin del pozo por limpieza debida a arenamiento, sea minimizado o

erradicado.

Adicionalmente se enlistan las ventajas observadas.



La UBM, previo al arranque, ninguna bomba se enselv, por el tiempo de espera.

La unidades superficiales son esbeltas, por lo cual ocupan poco espacio, pueden izarse con

el mismo equipo de reparacin dado que no necesitan ningn mecanismo de retencin,

descansan sobre el cabezal.

Su reducido tamao y capacidad de carga hasta 30,000 lbs, dan flexibilidad para ser

aplicadas en los diversos tipos de pozo en el AIATG.

EL 100% de los competentes de una UBM, incluyendo varillas, ensamble de fondo y unidad

de superficie, se transport en un solo triler.

El tiempo promedio de instalacin de la unidad superficial, fue de una hora.

Las bombas fueron instaladas en la vecindad de los disparos, con el fin de garantizar lquido

y sumergido el equipo de fondo. Tambin instalamos por debajo de los disparos. Hemos

reducido la presencia de candados de gas y aquellos que se han presentado, los hemos

eliminado operando la unidad de manera manual, reduciendo el riesgo de perder la

operacin.

El tiempo para el mantenimiento, fue mnimo, sin paros en el bombeo.

El diseo de cada uno de los pozos, fue elaborado, instalado y se le da seguimiento diario,

para su optimizacin. Buscamos sacar el mximo caudal del pozo, mantener la mayor parte

del tiempo operando e incrementar la vida til y rentabilidad del equipo.

No hemos suspendido produccin, atribuible a las UBM.

Se ha observado que la ventaja operativa radica en que en las dimensiones de las unidades,

permitiran ocupar todos los pozos de una macropera, sin afectar la intervencin de alguno de

los pozos.

Estamos analizando la factibilidad tcnica, econmica y operativa para conectar la unidad de

potencia, para utilizar el gas del espacio anular del pozo.

El seguimiento diario, monitoreo continuo y soporte de ingeniera, han ayudado al logro de los

objetivos propuestos en esta prueba.



V. Experiencias

La siguiente tabla describe la secuencia de los eventos desde la cita para el arribo de

los equipos a la localizacin hasta la fecha en que inicio a produccin:

Pozo Traslado Instalacin Prueba de

Presin Inicio Prod

357 24-Ago 29-Ago 30-Ago 31-Ago

303 28-Ago 29-Ago 30-Ago 02-Sep

373 21-Ago 23-Ago 24-Ago 03-Sep

302 01-Sep 03-Sep 03-Sep 11-Sep

305 04-Sep 14-Sep 16-Sep 19-Sep

Instalacin

Profundidad de instalacin de la Bomba

En la preparacin de la instalacin de las primeras unidades, PEMEX solicit que la toma

de la bomba sub-superficial quedase por encima del rea de disparos, quedando as en los

pozos AF-357 y AF-373. Sin embargo, en la reunin del 26 de agosto se decidi que era

acceptable que las bombas se instalaran por debajo de la zona de disparos.

Ancla de Tubera de Produccin

Al llevar a cabo la primera instalacin, fu evidente que el ancla no se accionaba ya que la

friccin entre la tubera de revestimiento y la tubera de produccin era mayor que la

anticipada debido a la trayectoria tipo S del pozo que impeda rotar la tubera de

produccin para accionar el ancla. Como consecuencia, se decidi que el ancla no era

necesaria en pozos con esta caracterstica pues el objetivo de la misma se lograba con la

friccin de las tuberas y el movimiento de la tubera de produccin era mnimo.

Sarta de Varillas en el pozo AF-305

Durante la etapa de diseo del pozo AF-305 se not que la zona de disparos se

encontraba 200 metros ms abajo que en otros pozos, por lo que se decidi utilizar varillas

de alta resistencia en vez de las varillas grado D en las otras 4 instalaciones.



Arranque de las Unidades

Se observe que en el arranque de algunas unidades se requera de diversos ajustes para

que la bomba funcionara correctamente. Se concluy que esto era debido a interferencia

de gas o alguna basura atrapada en las vlvulas de la bomba.

Operacin

Interferencia de gas

El personal de campo observ que de vez en cuando ocurran interferencias de gas

Documents

Final Report Version Español ICI Artificial lift