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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO,
GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
“MEJORAMIENTO DEL SISTEMA DE INYECCIÓN DE AGUA DE
FORMACIÓN EN EL CAMPO AGUA CALIENTE - LOTE 31D”
TESIS
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL
ELABORADO POR:
JAVIER PRADO LEON
PROMOCIÓN: 2013-II
LIMA - PERU
2015
i
Dedicatoria
A toda mi familia, en especial a mis padres y mi hermano por estar siempre a mi lado brindandome su apoyo y comprensión.
ii
Agradecimiento
A dios por permitirme lograr mis metas, a mi Alma Mater la UNI en especial a la mejor facultad del mundo “FIP” y a todos mis mentores que de una u otra manera estuvieron involucrados y me ayudaron para la realización de este proyecto.
iii
SUMARIO
Uno de los mayores problemas que se presenta en la explotación de un reservorio de
hidrocarburos es la producción de agua asociada al mismo generando una disminución
del caudal del petróleo.
La explotación de petróleo en los campos maduros de la selva ha incrementado la
producción de agua convirtiéndose en un problema técnico-económico para la
empresa dedicada a la explotación de crudo, este es un problema que va en aumento,
ya que actualmente estos campos maduros presentan un alto corte de agua de
aproximadamente 99%.
Esta tesis busca incrementar la capacidad del sistema de disposición de agua de
formación del Campo Agua Caliente con el uso de bombas horizontales HPS,
permitiendo la reactivación de la Formación Cuchabatay en 4 pozos productores,
acondicionando pozos re-inyectores para mejorar el sistema de reinyección de agua
hacia el reservorio, ampliando la capacidad y facilidades en las dos baterías de
producción del campo, y ampliando la capacidad de generación de energía, mediante
el cual se incrementará la capacidad de producción de petróleo en aproximadamente
40% de la producción actual.
La metodología empleada para este proyecto es el diagnóstico del estado de las
bombas de desplazamiento positivo (BDP) que operan actualmente en el Campo Agua
Caliente. Así mismo se dimensionó el sistema de inyección de agua con una bomba
horizontal HPS. Además los datos que se utilizaron para la investigación fueron
recolectados mediante el uso de los parámetros siguientes:
1. Análisis de curvas de producción.
2. Análisis de curvas IPR.
3. Medición de presiones de inyección en el cabezal de los pozos inyectores.
4. Análisis del % de sólidos en el agua de formación.
5. Medición de la presión en las líneas de succión y descarga de las bombas BDP.
6. Medición del tiempo de operación de las partes internas de las Bombas de
Inyección.
Se realizó un análisis de la situación actual del sistema y de la proyección de
producción que se espera obtener. Se tomó en cuenta los factores que intervienen en
el sistema de inyección de agua de formación para reducir al mínimo las pérdidas de
presión.
iv
Finalmente se realizó un análisis económico para determinar la conveniencia
económica del proyecto, tanto de los costos de inversión para la implementación de la
mejora como el tiempo de retorno posterior a la ejecución del mismo, lo que permitió
determinar que el proyecto es viable económica y financieramente, ya que el Van de
S/. 1’692,740.61 es mayor a cero y el periodo de recuperación del proyecto es de 7.1
meses.
v
“MEJORAMIENTO DEL SISTEMA DE INYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN EN
EL CAMPO AGUA CALIENTE - LOTE 31D”
INDICE
Página
Dedicatoria i
Agradecimiento ii
Sumario iii
Índice v
Introducción 1
Capítulo I: Planteamiento del Problema 3
1.1. Problemática 3
1.2. Formulación del Problema 3
1.3. Justificación 4
1.4. Hipótesis General 4
1.5. Variables del Proyecto 5
1.6. Operacionalización de Variables 5
1.7. Matriz de Consistencia 8
1.8. Beneficios 9
Capítulo II: Objetivos del Proyecto 10
2.1. Técnico 10
2.2. Económica 10
Capítulo III: Marco Teórico 11
3.1. Antecedentes 11
3.1.1. Perspectiva Histórica 11
3.1.2. Mejora de la Capacidad de Bombeo de un Sistema de Inyección
para Disponer el Incremento del Volumen de Agua de Formación 14
3.1.3. Mejora de la Vida Operativa de las Partes Metálicas Internas de
las Bombas de Inyección BDP 16
vi
3.2. Bases Teóricas 17
3.2.1. Fundamentos 17
3.2.2. Tratamiento Químico antes de la Disposición del Agua Producida 19
3.2.3. Características de los Fluidos 22
3.2.4. Curvas de Declinación de la Producción 25
3.2.5. Índice de Productividad y el IPR 29
3.2.6. Leyes de Afinidad de las Bombas Centrífugas 31
3.2.7. Bombas Horizontales de Alta Presión Usadas en el Campo Petrolero 32
3.2.7.1. Bombas de Desplazamiento Positivo (BDP) 32
3.2.7.2. Bombas Centrífugas Horizontales Multi-etapas HPS 34
3.2.8. Curva de Performance de Bomba 49
3.2.9. Dimensionamiento del sistema de Bombeo Horizontal HPS 51
3.2.10. Pérdida de Carga 53
Capítulo IV: Ubicación y Características del Campo Agua Caliente (Lote 31-D) 54
4.1. Descripción Geológica 55
4.2. Propiedades Petrofísicas del Yacimiento 57
4.3. Propiedades de los Fluidos del Yacimiento 57
Capítulo V: Metodología de la Investigación 60
5.1. Análisis de Curvas de Producción 60
5.2. Análisis de Curvas IPR 65
5.3. Presión de Inyección en el Cabezal de los Pozos Inyectores 66
5.4. Análisis del % de sólidos en el Agua de Formación 67
5.5. Presión en las líneas de Succión y Descarga de las Bombas BDP 69
5.6. Tiempo Operativo de las Partes Internas de las Bombas de Inyección 70
Capítulo VI: Análisis de Resultados del Sistema Actual con la Proyección del
Sistema de Bombeo Horizontal HPS 72
Capítulo VII: Dimensionamiento del Sistema de Bombeo Horizontal 76
Capítulo VIII: Evaluación Económica 81
8.1. Comparación de Costos de Operación por Barril Bombeado para
cada uno de los Sistemas de Bombeo 81
vii
8.2. Cantidad de Ingresos Económicos que no se percibe de la producción de
petróleo al no poder incrementar la capacidad de inyección de agua 81
8.3. Inversión 82
8.4. Retribución 83
8.4.1. Ahorro del Extra Consumo del Combustible Diesel 83
8.4.2. Ahorro en Compra de Repuestos de las Partes Internas
de las Bombas BDP 83
8.5. Flujo de Caja 85
Capítulo IX: Conclusiones y Recomendaciones 87
9.1. Conclusiones 87
9.2. Recomendaciones 89
Bibliografía 91
ANEXO 93
Anexo I – Ensamble de la Cámara de Empuje
Anexo II – Diagramas Actuales de las Baterías de Producción N°1 y N°2
Anexo III – Valores de Producción – Tiempo del Campo Agua Caliente
Anexo IV – Curvas IPR de los Pozos productores L, M, O y Q
Anexo V – Registros Eléctricos de Pozos Evaluados
Anexo VI – Recomendaciones de Pozos Evaluados
Anexo VII – Análisis de Perdida de Presión para cada Pozo Inyector
Anexo VIII – Boleta de Fiscalización de Venta de Crudo – Lote 31D
Anexo IX – Curvas Características y Catálogos de las Bombas BDP
Anexo X – Proyección de la Capacidad de Producción Después de Implementar el Programa
de Rebaleo
Anexo XI – Diagrama Futuro de las Baterías de Producción N°1 y N°2
Anexo XII – Diagrama Futuro de la Planta de Generación Eléctrica
Anexo XIII – Resultados de los Parámetros de Operación de la Bomba Horizontal HPS
1
INTRODUCCIÓN
La cantidad de agua que acompaña al petróleo producido de los pozos, una vez
separada en los procesos de deshidratación, se debe tratar de una manera adecuada
según sea su disposición final. Una de las técnicas más usadas para cuando la
producción de agua es alta y se pueda disponer de una manera amigable con el medio
ambiente es retornarla a su lugar de origen por medio de pozos disposal, cuyo principal
fin es almacenar el agua producida en un acuífero.
Muchas operadoras que adoptan por el sistema de pozos disposal para la reinyección
del agua de formación reacondicionan pozos que dejaron de ser económicamente
productivos o que fueron abandonados por sufrir algún daño mecánico y otras
empresas perforan pozos nuevos en los acuíferos del yacimiento.
La primera operación conocida de inyección de agua en la industria del petróleo fue
efectuada de manera accidental hace más de 100 años en el área del Condado de
Pithole City al oeste de Pensilvania (1865), cuando el agua proveniente de algunas
arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de agua superficiales se movía
a través de formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos
perforados e incrementaba la producción en los pozos vecinos, sin embargo el uso de
esta técnica no fue muy usado hasta la década de los 40 donde se inicia la inyección
de agua tomando en cuenta el concepto de disposición en el yacimiento Fry del
Condado Brown en Texas (1936).
Los sistemas de Inyección de agua de disposición de aquella época fueron diseñados
con bombas de desplazamiento positivo, que eran las predominantes en operaciones
de perforación de pozos y reinyección de agua de formación en compañías
productoras de petróleo.
Las bombas de desplazamiento positivo, siempre han estado ofreciendo su aporte
tecnológico y el adelanto de las mismas ha sido muy grande, pero a medida que se
fueron requiriendo grandes caudales tuvo que recurrirse a diseñar bombas de tipo
dinámico o centrifugas.
En el año 1980, la compañía ARCO tenía un sistema de inyección de agua con bombas
BDP en el Bloque “The East Velma West Block sims Sand Unit”, Condado “Stephene”-
Oklahoma, diseña de la mano con Centrilift-Hughes la Bomba Horizontal Centrifuga
Multi-etapa. La instalación de estas bombas permitió incrementar la capacidad de
bombeo del sistema de inyección, debido a su flexibilidad en su amplio rango de
operación para manejar volúmenes por encima de 10 000 BFPD, demostrando ser una
2
alternativa rentable en comparación con otros sistemas de bombeo como el de turbina
vertical y los diseños de las bombas BDP.
Las bombas horizontales centrifugas son utilizadas en aplicaciones tan diversas como
el bombeo de crudo, el traslado de propano líquido, disposición de agua, inyección de
agua, inyección de CO2, pruebas de presión para integridad, etc.
Con la segunda generación de las Bombas Horizontales Centrífuga Multi-etapa, las
mejoras aumentaron en cuanto a fiabilidad y tiempo mínimo fuera de servicio en
aplicaciones exigentes. Todos los componentes mayores pueden intercambiarse
dentro de 2 a 3 horas y, a excepción del motor, no requerirá la realineación antes de
reiniciar la bomba.
En la presente tesis, se hace énfasis en proporcionar información en cuanto a
seleccionar y dimensionar el sistema de bombeo, mediante la bomba horizontal HPS
con sus respectivas características para un volumen específico de fluido a inyectar en
un número de pozos inyectores.
3
CAPITULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Problemática
Actualmente la producción del Campo maduro Agua Caliente presenta un alto corte de
agua de aproximadamente 98%, donde la producción de agua de formación se está
incrementando en cantidades considerables generando una disminución del caudal del
petróleo. Además al no poder manejar el incremento del volumen de agua de formación
que se obtiene en el campo con las bombas de desplazamiento positivo (BDP), resulta
más económico mantener cerrados ciertos pozos productores. Esto es un indicio que
las bombas BDP, no tienen la suficiente capacidad de bombeo para manejar
volúmenes mayores a 10 000 BFPD, debido a que son bombas antiguas que trabajan
en rango de eficiencia entre 60-80%.
1.2 Formulación del Problema.
Existen varias razones por lo cual ocurre el problema mencionado anteriormente, las
cuales son explicadas a continuación:
El sistema de Re-inyección de Agua de Formación en el Campo Agua Caliente
fue diseñado en años donde las bombas BDP eran las predominantes para la
re-inyección de fluidos de producción en compañías productoras de petróleo.
Estas bombas tienen una capacidad de desplazamiento (bfpd) menor en
comparación con las bombas horizontales HPS de hoy que utilizan un sistema
centrifugo multi etapa.
Los componentes principales (camisas y pistones) y los parámetros de
operación de las bombas BDP no tienen las dimensiones adecuadas que
permitan desplazar volúmenes de fluido mayores a 10 000 bfpd.
Es notoria la baja eficiencia de trabajo de las bombas BDP, debido a su
antigüedad y un gran inventario de reparación de sus partes.
El Campo Agua Caliente es un campo maduro y presenta un mecanismo de
empuje de agua “Water Drive” sumamente activo, que ha llevado al corte de
agua hasta un 98% aproximadamente.
Por último, se sabe que el problema existe, pero no se ha intentado o propuesto
solucionarlo.
4
1.3 Justificación.
Las consecuencias generadas al no poder manejar el incremento del volumen de agua
de formación que se obtiene en el campo con las bombas de desplazamiento positivo
son:
Primero, la incapacidad de no poder manejar el incremento del volumen de
agua, hará que se cierren ciertos pozos productores que han dejado de producir
cantidades de petróleo económicamente rentable. Consecuentemente, la
producción de petróleo se verá afectada bastante por el cierre de estos pozos
ya que se aumentará las reservas remanentes que se tiene en el campo.
Segundo, el sistema de reinyección del Campo Agua Caliente se ve afectado
por un incremento del volumen de agua de formación debido a que aumenta la
capacidad de bombeo para poder desplazar toda el agua producida en el
campo hacia los pozos inyectores. Además incrementa el riesgo de no tener
suficiente capacidad en los tanques de almacenamiento y tratamiento del agua
de reinyección.
Tercero, al no poder manejar el incremento del volumen de agua, esto impide
realizar trabajos de reacondicionamiento de pozos para mejorar la
productividad del reservorio como Rebaleo, Fracturamiento Hidráulico,
Squeeze, Acidificación Matricial, etc.
Cuarto, los Equipos de Bombeo también son afectados por el incremento del
volumen de agua de formación pues el contenido de finos (sedimentos) que
proviene del pozo también ha incrementado ocasionando el desgaste (erosión)
de las piezas metálicas de las bombas y los costos de mantenimiento y
reparación son considerables.
1.4 Hipótesis General
La implementación de la bomba horizontal multi-etapa HPS para el mejoramiento del
Sistema de Inyección de Agua de Formación en el Campo Agua Caliente, permitirá
incrementar la capacidad de producción de petróleo, manejar el incremento del
volumen de agua de formación, aumentar la presión de inyección en los pozos y reducir
pérdidas de presión, y prolongar la vida operativa de las bombas de alta presión.
5
1.5 Variables del Proyecto
VARIABLES TIPO
Capacidad de Producción de Petróleo
Volumen de Agua de Formación
Presión de Inyección en los pozos
Perdidas de presión
Vida Operativa de las Bombas.
Independiente
Independiente
Independiente
Independiente
Independiente
Pozos ATA Dependiente
Dimensionamiento de la bomba HPS Dependiente
Diferencial de presión (Pd — Ps) Dependiente
Fricción en las líneas de inyección Dependiente
Cabeza de Succión Neta Positiva (NPSH) Dependiente
Porcentaje de sólidos en suspensión Dependiente
1.6 Operacionalización de Variables.
1.6.1 Capacidad de Producción de Petróleo
Indicador: Declinación de la producción de petróleo y Tiempo de vida útil
del reservorio.
Formula: 𝑞 = 𝑞𝑜𝑒[−𝑏(𝑡−𝑡𝑜)] ; 𝑞𝐿.𝐸= 𝑞𝑛𝑜е
−𝑏𝑡
Información Requerida: Rate de petróleo (bopd) y Último rate de
producción conocido (𝑞𝑛𝑜)
Fuente de Información: Curva de producción (QO vs. t) y Reporte diario
de producción.
1.6.2 Volumen de Agua de Formación
Indicador: Aumento de la producción de agua
Formula: Cualitativo
Información Requerida: Rate de agua (bwpd)
Fuente de Información: Curva de producción (Qw vs. t) y Reporte diario
de producción.
6
1.6.3 Presión de Inyección en los Pozos
Indicador: Presión manométrica en cabezal del pozo.
Formula: 𝑃𝑖𝑛𝑦 = 𝑃𝑑 − 𝐻
Información Requerida: Presión de descarga (𝑃𝑑) y Pérdidas de presión
(H).
Fuente de Información: Reporte diario de inyección.
1.6.4 Pérdidas de Presión
Indicador: Variación de presión entre Pd y Piny.
Formula: 𝐻 = 𝑃𝑑 − 𝑃𝑖𝑛𝑦
Información Requerida: Presión de descarga (𝑃𝑑) y Presión de inyección
en los pozos (Piny.).
Fuente de Información: Reporte diario de inyección.
1.6.5 Vida Operativa de las Bombas
Indicador: Tiempo Operativo.
Formula: Cualitativo.
Información Requerida: Intervalo de tiempo entre el cambio de las partes
(hrs).
Fuente de Información: Mantenimiento de producción.
1.6.6 Pozos ATA
Indicador: Historial de Producción por pozo, Curva IPR y Producción al
Límite Económico.
Formula: 𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝑠 − 𝑞
𝑗 ; 𝑞𝐿.𝐸 =
𝐶
𝑂−𝑆
Información Requerida: Rate de petróleo por pozo (bopd), Presión de
fondo fluyente (Pwf), Producción acumulada (Qo), Presión estática (Ps),
Costo de operación al L.E ($/día), Precio del Crudo ($/bl), Monto de
regalías, impuestos, etc. ($/bl) .
Fuente de Información: Curva de producción por pozo (Qo vs. t), Reporte
diario de producción, Análisis de pruebas de presión, Precio internacional
del crudo (WTI), Contrato del Lote 31-D y Reporte de costos.
1.6.7 Dimensionamiento de la Bomba HPS
Indicador: Caudal de Flujo Deseado y Rango de Operación
Recomendado.
7
Formula: Gráfico: Curva de performance de la bomba.
Información Requerida: Presión de descarga deseada, Presión de
entrada disponible, número de etapas de la bomba, Gravedad específica
del fluido.
Fuente de Información: Requerimiento del sistema de bombeo del campo
y Software de la Compañía de Servicios.
1.6.8 Diferencial de Presión (Pd – Ps)
Indicador: Presión de trabajo de la bomba.
Formula: 𝛥𝑃𝑝 = 𝑃𝑑 − 𝑃𝑠
Información Requerida: Presión de descarga (Pd) y Presión de succión
(Ps).
Fuente de Información: Software de la Compañía de Servicios.
1.6.9 Fricción en las líneas de inyección
Indicador: Formula Hazen-Williams.
Formula: ℎ𝑓 = (10.679
𝐶1.852)× (
𝐿
𝐷4.87) × 𝑄1.852
Información Requerida: Longitud de tubería (m), I.D tubería (m) y Caudal
de Inyección (m3/s).
Fuente de Información: Mapa de ubicación de pozos y Reporte de
inyección de campo.
1.6.10 Cabeza de Succión Neta Positiva (NPSH)
Indicador: Prueba al vacío (Cavitación).
Formula: 𝑁𝑃𝑆𝐻 = 𝑃𝑠 + 𝐻 −𝐹 − 𝑉
Información Requerida: Presión de la superficie del líquido (ft), Pérdida
de presión total en el sistema de succión (ft) y Presión de vapor del líquido
@ Tmáx. (ft).
Fuente de Información: Software de la Compañía de Servicios.
1.6.11 Porcentaje de Sólidos en Suspensión
Indicador: Prueba de Agua y Sedimentos (B&SW).
Formula: Cualitativo.
Información Requerida: Muestra del agua de formación (cc).
Fuente de Información: Análisis del agua de formación por Refinería
Pucallpa.
8
1.7 Matriz de Consistencia.
CUADRO N°1.1 Matriz de Consistencia
Problema Un Alto Corte de Agua de Formación en el Campo Agua Caliente – Lote 31D
Objetivo
Incrementar la capacidad del
sistema de inyección del campo con el uso de bombas HPS, el
cual permitirá incrementar la capacidad de producción de
petróleo.
Dimensionar los equipos del sistema de
bombeo HPS
Incrementar la Presión de
Inyección en los pozos, para
mantener las condiciones de fractura en las formaciones
destinadas a la disposición del
agua.
Disminuir las pérdidas de presión en el sistema de inyección
Prolongar la vida operativa de las bombas BDP y
HPS
Hipótesis
La capacidad de producción de
petróleo aumentará por la apertura de
pozos ATA, debido a que su producción
no era rentable económicamente.
Así mismo se podrá realizar trabajos de
reacondicionamiento de pozos para
mejorar la productividad del
reservorio.
El incremento del volumen de agua de formación será manejado con el
dimensionamiento de la bomba
horizontal multi-etapa para
manejar volúmenes de inyección de hasta 10 000
bwpd.
La presión de inyección en los
pozos (Piny) aumentará por la
mayor presión que entrega la
bomba horizontal al sistema (Pd-Ps) y la mínima
presión de succión (Ps) que se requiere para el trabajo de la
bomba.
Las pérdidas de presión serán menores si se
evita que aumente la
fricción en las líneas de inyección debido al
rozamiento de las moléculas
de agua contra las paredes del
tubo.
La vida operativa de las bombas
será mayor si se tiene una Cabeza de Succión Neta Positiva (NPSH)
mayor que la presión del vapor
del fluido. Además el fluido
debe tener un menor porcentaje
de sólidos en suspensión.
Variables Pozos ATA Dimensionamient
o de la bomba HPS
Diferencial de presión (Pd —
Ps)
Fricción en las líneas de inyección
Cabeza de Succión Neta
Positiva (NPSH) y % sólidos en el
Agua de Formación.
Operacio- nalizacion
Curva IPR Producción al límite
económico Historial de prod.
por pozo
Caudal de flujo deseado Rango de operación
recomendado
Presión de trabajo de la bomba
Fórmula Hazen-Williams
Prueba al vacío / Prueba de Agua y
Sedimentos (B&SW)
Metodo- logía
Se realizará el diagnóstico del estado de las bombas BDP que operan actualmente en el Campo Agua Caliente. Así mismo se dimensionará el sistema de inyección de agua con una bomba horizontal HPS. Se incrementará la capacidad de generación de energía del campo para abastecer el nuevo sistema de inyección. También se analizará el incremento de la capacidad de producción de petróleo por la apertura de pozos ATA y la reactivación de la Formación Cuchabatay en 4 pozos productores. Además se acondicionará pozos inyectores para la disposición del agua, tomando en cuenta los factores que intervienen en el sistema de inyección para reducir al mínimo las pérdidas de presión. Se ampliará la capacidad en las dos baterías de producción del campo para almacenar el incremento del volumen de agua de formación. Se realizará el diagnóstico de la vida operativa de las bombas BDP y HPS. Se presentará un análisis de la situación actual del sistema y de la proyección de producción que se espera obtener. Finalmente se presentará un análisis económico del proyecto tanto de los costos de inversión para la implementación de la mejora como el tiempo de retorno posterior a la ejecución del mismo.
9
1.8 Beneficios
La capacidad de producción de petróleo aumentará por la apertura de pozos
productores que habían sido cerrados (Pozos ATA) debido a que su producción
no era rentable económicamente. Así mismo se podrá realizar trabajos de
reacondicionamiento de pozos para mejorar la productividad del reservorio
como Rebaleo, Fracturamiento Hidráulico, Squeeze, Acidificación Matricial, etc.
El incremento del volumen de agua de formación será manejado con el
dimensionamiento de la bomba horizontal multi-etapa para manejar volúmenes
de inyección por encima de 10 000 bwpd.
La presión de inyección en los pozos inyectores (Piny) aumentará por la mayor
presión que entrega la bomba horizontal al sistema (Pd-Ps) y la mínima presión
de succión (Ps) que se requiere para el trabajo de la bomba.
Las pérdidas de presión serán menores si se evita que aumente la fricción en
las líneas de inyección debido al rozamiento de las moléculas de agua contra
las paredes del tubo.
La vida operativa de las bombas será mayor si se tiene una Cabeza de Succión
Neta Positiva (NPSH) mayor que la presión de vapor del fluido. Además el fluido
debe tener un menor porcentaje de sólidos en suspensión.
10
CAPITULO II: OBJETIVOS DEL PROYECTO
2.1 Técnico
Incrementar la capacidad de producción de petróleo en aproximadamente 40%
de la producción actual al incrementar la capacidad del sistema de inyección
de agua de formación del Campo Agua Caliente con el uso de bombas
horizontales HPS.
Someter a un análisis técnico-comparativo de los sistemas de bombeo de
inyección horizontal HPS y las bombas de desplazamiento positivo BDP. Así
mismo dimensionar los equipos del sistema de bombeo HPS para manejar
caudales mayores a 10 000 bfpd.
Incrementar la Presión de Inyección (Piny) en los pozos, para mantener las
condiciones de fractura en las formaciones destinadas a la disposición del
agua.
Disminuir las pérdidas de presión en el sistema de inyección.
Prolongar la vida operativa de las bombas BDP y HPS.
2.2 Económica
Determinar los costos de operación por barril bombeado por cada uno de los
sistemas de bombeo (BDP y HPS) para determinar qué tan rentable es la
implementación del nuevo sistema de bombeo horizontal.
Determinar los ingresos económicos que no se percibe de la producción de
petróleo al no poder incrementar la capacidad de inyección de agua de
producción.
Reducir costos en compra continua de repuestos de las bombas BDP y HPS.
Determinar la rentabilidad del proyecto mediante una evaluación de flujo de
caja.
11
CAPITULO III: MARCO TEÓRICO
3.1 Antecedentes.
3.1.1 Perspectiva Histórica.
La primera operación conocida de inyección de agua en la industria del
petróleo fue efectuada de manera accidental hace más de 100 años en el área
del Condado de Pithole City al oeste de Pensilvania (1865), cuando el agua
proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones
de agua superficiales se movía a través de formaciones petrolíferas, entraba
al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción
en los pozos vecinos, sin embargo el uso de esta técnica no fue muy usado
hasta la década de los 40 donde se inicia la inyección de agua tomando en
cuenta el concepto de disposición en el yacimiento Fry del Condado Brown
en Texas (1936).
Figura 3-1. Foto del interminable campo de petróleo del Condado de Pithole (1865)
Los sistemas de Inyección de agua de disposición de aquella época (siglo
XVIII y XIX), fueron diseñados con bombas de desplazamiento positivo que
eran las predominantes en operaciones de perforación de pozos y reinyección
de agua de producción en compañías productoras de petróleo.
A inicios del siglo XIX, la Compañía Aldrich Pump Company of Allentown en
Pensilvania empozó a fabricar la primera línea en el mundo de bombas de
desplazamiento positivo usado por fábricas de acero y en procesos de
deshidratación de minas. En 1921, Jeumont-Schneider construyó bombas
con capacidad para bombear fluidos líquidos livianos como el agua y extra
12
pesados como cemento en la ciudad de Jeumont, Francia. Dos años más
tarde, en 1923, la Compañía Pacific Pumps of Huntington Park, California,
rápidamente enfoco el uso de las bombas de desplazamiento positivo en la
industria petrolera y refinera.
Figura 3-2. Bomba de Desplazamiento Positivo patente de Jeumont-Schneider (1921)
En la década de 1970, en North Bergen - New Jersey, se unen dos grandes
compañías manufactureras de bombas en el mundo, la Compañía Sier-Bath
y la Compañía Scienco Pumps. Estas desarrollaron una bomba de
desplazamiento positivo con capacidad para bombear fluidos no newtonianos,
altamente viscosos y de alta temperatura.
Las bombas de desplazamiento positivo, siempre han estado ofreciendo su
aporte tecnológico y el adelanto de las mismas ha sido muy grande, pero a
medida que se fueron requiriendo grandes caudales tuvo que recurrirse a
diseñar bombas de tipo dinámico o centrifugas.
Figura 3-3. Industria manufacturera de bombas de desplazamiento positivo, New
Jersey 1970.
13
En el año 1980, la compañía ARCO tenía un sistema de inyección de agua
con bombas BDP en el Bloque “The East Velma West Block sims Sand Unit”,
Condado “Stephene”-Oklahoma, diseña de la mano con Centrilift-Hughes la
Bomba Horizontal Centrifuga Multi-etapa. La instalación de estas bombas
permitió incrementar la capacidad de bombeo del sistema de inyección,
debido a su flexibilidad en su amplio rango de operación para manejar
volúmenes por encima de 10 000 bfpd, demostrando ser una alternativa
rentable en comparación con otros sistemas de bombeo como el de turbina
vertical y los diseños de bombas de desplazamiento positivo.
Figura 3-4. Bomba Horizontal Centrifuga Multi-etapa creada por la Compañía ARCO &
Centrilift-Hughes, Oklahoma 1980.
Con la segunda generación de las Bombas Horizontales Centrífuga Multi-
etapa (HPS), las mejoras aumentaron en cuanto a fiabilidad y tiempo mínimo
fuera de servicio en aplicaciones exigentes. Todos los componentes mayores
pueden intercambiarse dentro de 2 a 3 horas y, a excepción del motor, no
requerirá la realineación antes de reiniciar la bomba.
La bomba HPS no requiere ningún mantenimiento diario, un mantenimiento
rutinario es un cambio de lubricante trimestral y el chequeo de los
componentes. El silencioso y suave funcionamiento del equipo extiende su
vida útil y reduce ampliamente la aparición de goteos del sistema de bombeo
horizontal, convirtiéndose en una opción ideal para evitar impactos
ambientales y es una solución amigable con el medio ambiente.
14
3.1.2 Mejora de la Capacidad de Bombeo de un Sistema de Inyección para
Disponer el Incremento del Volumen de Agua de Formación.
De acuerdo a los siguientes estudios previos, publicados en la Sociedad de
Ingenieros de Petróleo (The Society of Petroleum Engineers, SPE):
Bombas Horizontales: Un nuevo enfoque de la presión de impulso para
la Inyección de agua: (Horizontal Pumps: A new Approach to water Injection
Pressure Boosting, SPE 14260-MS).
Se presenta un nuevo enfoque de un nuevo sistema de bombeo en las
operaciones de inyección y disposición de agua que permita obtener alta
presión de inyección de fluidos y manejar volúmenes de inyección por encima
de 10 000 bwpd.
Estas operaciones en el pasado consideraban una gran alternativa de
sistemas de bombeo cuando diseñaban e instalaban las bombas de
inyección. Entre los sistemas más tradicionales tenemos la bomba de
desplazamiento positivo, bomba de turbina vertical y las bombas electro
sumergible que operaban en pozos pocos profundos. Cada uno de estos
sistemas tiene sus ventajas y desventajas sin embargo en la industria del
petróleo se continúa investigando mejores maneras de operación de estas.
En el año 1980, la compañía ARCO tenía un sistema de inyección de agua
con bombas BDP en el Bloque “The East Velma West Block sims Sand Unit”,
Condado “Stephene”-Oklahoma, diseña de la mano con Centrilift-Hughes la
Bomba Horizontal Centrifuga Multi-etapa. La instalación de estas bombas
permitió incrementar la capacidad de bombeo del sistema de inyección,
debido a su flexibilidad en su amplio rango de operación para manejar
volúmenes por encima de 10 000 bfpd.
La experiencia ganada a partir de la primera instalación dejo un gran número
de aplicaciones con excelentes resultados.
15
Figura 3-5. Comparación de características de los principales sistemas de bombeo.
Bombas de Turbina Vertical de inyección de agua: (Vertical Turbine
Pumps for Waterflood Injection, SPE 2122-PA).
Se muestra los resultados comparativos entre bombas de turbina vertical y
bombas horizontales centrifugas multi-etapas, dos sistemas de inyección de
gran importancia en operaciones de recuperación secundaria y disposición de
agua para optimizar la producción del petróleo en una solución amigable con
el medio ambiente.
Pan American Petroleum Corp., realizó un análisis técnico-comparativo de los
sistemas de bombeo de inyección con bombas de turbina vertical VTP y
bombas horizontales HPS, se mostró que pequeños cambios de presión en
las bombas HPS causan grandes fluctuaciones en el rate de inyección. La
desventaja que presentan las bombas HPS en comparación con las bombas
de turbina vertical es el tamaño de la instalación del sistema de inyección,
debido a que las bombas VTP requieren un espacio mínimo para la instalación
de los equipos.
16
Figura 3-6. Curva comparativa de Presión en Cabeza versus Rate de Inyección Bombas
VTP y bombas HPS.
Figura 3-7. Estación de inyección con un sistema de bombas horizontales de
aproximadamente 15 x 45 ft de área total.
3.1.3 Mejora de la Vida Operativa de las Partes Metálicas Internas de las
Bombas de Inyección.
En Pruebas de Erosión en Laboratorio sobre superficies de acero inoxidable,
se observó la pérdida de masa debido a la erosión provocada por problemas
de alto contenido de sólidos en suspensión presentes en el agua de
disposición.
Se observó evidencia de la erosión – corrosión para varias muestras de agua
de disposición con diferentes concentraciones de sólidos en suspensión a un
17
bajo rate de bombeo. La erosividad incremento notablemente hasta un 50%
con el agua de mayor contenido de sólidos en suspensión.
Por lo anterior, puede inferirse que si tenemos menor cantidad de sólidos en
el agua de disposición, se tendrá un menor desgaste erosivo en las partes
internas de las bombas y líneas de superficie, con ello, mejorando la vida
operativa de las mismas.
Figura 3-8. Curvas de Pérdida de Masa versus Tiempo para pruebas de erosión de
especímenes de acero inoxidable.
3.2 Bases Teóricas.
3.2.1 Fundamentos. El término de disposición de agua lo definimos como la
inyección del agua de formación previamente tratada al subsuelo en
proyectos de protección ambiental. El propósito es confinar a las aguas en
estratos o zonas que no sean productores o rentables, para lo cual se debe
perforar y/o reacondicionar él o los pozos destinados a la reinyección del agua
de formación, de manera que se minimicen los impactos ambientales, la
integridad física de la población, fauna y flora de la selva peruana.
Existen dos sistemas para la reinyección de agua de formación:
Sistema Abierto. “En este sistema, el agua proveniente de los pozos es
recolectada en piscinas de hormigón y esta es transportada por bombas
para ser reinyectada a alta presión al subsuelo”. El sistema abierto puede
ser definido como aquella planta en el cuál el agua está en contacto con el
18
aire sin restricción alguna. Por el contrario, en muchas de estas plantas de
tratamientos, el agua es aireada intencionalmente con el fin de eliminar los
gases ácidos (H2S, CO2, etc.), o introducir oxígeno para oxidar los
compuestos solubles de hierro y manganeso a fin de precipitarlos. Si el
agua esta sobresaturada por carbonatos, para reducir su contenido será
necesario aumentar el pH del agua de inyección.
Sin embargo, de acuerdo a los resultados obtenidos en algunos campos,
este sistema presenta inconvenientes como el rápido deterioro de las
instalaciones de superficie y problemas futuros por taponamiento de las
formaciones receptoras. Este problema es debido a que el agua al entrar
en contacto con el oxígeno del aire, este altera las condiciones iniciales del
agua producida.
Figura 3-9.Sistema de tratamiento abierto para la reinyección de agua de formación.
Sistema Cerrado. El sistema de tratamiento de agua cerrado, puede ser
definido como aquella planta en la que se trata el agua en ausencia de aire.
Este sistema evita la disolución del oxígeno atmosférico en el agua. En
este sistema el agua de formación pasa primero por un tanque de lavado,
luego el agua pasa por un filtro, de ahí pasa a un tanque de
almacenamiento donde se inyecta químicos para su tratamiento, y es
bombeada por un sistema de alta presión al subsuelo.
19
Figura 3-10.Sistema de tratamiento cerrado para la reinyección de agua de formación.
3.2.2 Tratamiento Químico antes de la Disposición del Agua Producida.
El agua producida en superficie debe ser inyectada con un tratamiento
químico previo para mantener un régimen de inyección en los estratos
destinados para la disposición del agua producida.
Básicamente el tratamiento incluye diferentes tipos de productos para el
mejoramiento de la calidad del agua, que serán detallados a continuación:
Secuestrador de Oxígeno, producto químico usado para remover oxígeno
disuelto presente en sistemas de agua, para evitar corrosión por picadura.
Este producto hecho a base de bisulfito de amonio/sodio, efectúa el control
de oxígeno en base a una reacción química entre el bisulfito y el oxígeno
para precipitarlo en forma de sulfatos solubles en agua.
La reacción es la siguiente:
Na2SO2 + ½O Na2SO4
El secuestrador de oxigeno ayuda a eliminar las bacterias Aeróbicas
reductoras de sulfatos (BSR) en el agua de formación para prevenir la
liberación del H2S (agente corrosivo).
Biocida, productos que se utilizan para el control o eliminación de
microorganismos (BSR) en aguas producidas. Se aplica a dosis altas en
un tiempo adecuado de contacto, con tratamientos continuos o batch.
Clarificante, producto químico utilizado para remover el aceite soluble e
insoluble y sólidos suspendidos presentes en el agua producida. Son
generalmente polímeros de estructura molecular compleja dotados de
carga iónica (aniónicos, catiónicos y no catiónicos).
20
Ellos actúan en la interfase de las gotas de aceite desestabilizando el
aceite emulsionado (coagulación), y luego agrupan dichas gotas para
producir flóculos más grandes que facilitan la emersión del aceite hasta la
superficie (floculación).
Inhibidores de corrosión, reducen la pérdida del metal ya que atacan la
corrosión. Estos inhibidores pueden inferir con la relación anódica –
catódica y formar una barrera protectora en la superficie del metal contra
los agentes corrosivos.
Estos inhibidores contienen un extremo polar que se adhiere al metal y un
extremo apolar que atrae los hidrocarburos y el agua, lo cual incrementa la
efectividad de la película del inhibidor.
Los inhibidores de corrosión usados comúnmente son:
Anódico
Catódico
Ohmico
Orgánico
Para los campos petroleros, los inhibidores de corrosión que contienen
compuestos orgánicos de nitrógeno (amina) son los más usados, debido a
su efectividad y su disponibilidad. Los inhibidores orgánicos son
suministrados en forma de líquido y son inyectados con bombas de
químicos. Los inhibidores son inyectados dentro de los sistemas de agua
sobre una base continua. Un buen inhibidor debería ser efectivo a una
concentración de 5–25 ppm.
Inhibidores de Incrustación, son químicos que retardan, reducen o
previenen la formación de incrustaciones. Las incrustaciones son
compuestos resultante de la cristalización y precipitación de iones
minerales presentes en el agua que está asociada en los yacimientos de
petróleo. Estas incrustaciones se originan cuando los iones presentes en
el agua sobrepasan el límite de solubilidad que tiene el agua para
mantenerlos en solución, de esta manera se unen y se precipitan formando
depósitos sólidos.
21
El hecho de que muchos inhibidores de incrustación usados comúnmente
funcionan para inhibir el crecimiento de los cristales de incrustación
significa que el inhibidor debe estar presente en el agua en el punto donde
los cristales empiezan a formarse.
Los inhibidores de incrustación usados comúnmente son:
Esteres fosfatos
Fosfonatos
Polímeros
Filtración, permiten remover sólidos en suspensión presentes en el agua
de reinyección, pues es probable que tapen la formación. En instalaciones
superficiales para una mejor filtración se emplea filtros que usen un medio
retrolavable que permitan remover los sólidos suspendidos del filtro.
Los filtros más comunes usados son arena, carbón de antracita, carbón
(grafito) y filtro de cáscara de nuez.
Los diferentes tamaños del medio filtrante son colocados en un recipiente
en forma de capas. En el fondo se colocan las partículas más grandes del
medio filtrante, y las sucesivas capas se componen de partículas de
diámetro más pequeño.
Figura 3-11.Filtro de arena multicapa.
Las dosis y la periodicidad del uso de los agentes químicos se incluyen de
acuerdo a las especificaciones del proveedor y tomando en cuenta las
muestras y los análisis físico químicos que se realizan diariamente.
22
3.2.3 Características de los Fluidos.
Es importante conocer las propiedades y características de los fluidos que
serán desplazados por las bombas horizontales de alta presión, ya que un
mal control de estos parámetros podría afectar los componentes de la bomba
y del sistema de inyección.
Gravedad específica (δ). La gravedad especifica (sp.gr) de un líquido es la
razón de su densidad a una temperatura especificada a la del agua a una
temperatura estándar, 60°F (15.5°C). La gravedad específica se puede
obtener a partir del °API que posee un fluido, mediante la siguiente relación:
°API = 141.5
δ− 131.5
Donde
δ = sp.gr (gr/cm3)
La densidad para el agua es 62.37 lbs/ft3 a 60°F (15.5°C) y todas la curvas
de bombas son corregidas para agua fresca con sp.gr = 1.0 @ 3500 RPM.
La gravedad específica es un multiplicador directo en cálculos de presión, empuje y potencia de la bomba horizontal.
𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 =ℎ𝑒𝑎𝑑(𝑓𝑡) 𝑥 𝑠𝑝.𝑔𝑟
2.31 𝐶𝑎𝑏𝑒𝑧𝑎 =
𝑝𝑠𝑖 𝑥 2.31
𝑠𝑝.𝑔𝑟
𝐸𝑚𝑝𝑢𝑗𝑒 = 𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝐻𝑇𝐶 𝑥 𝑠𝑝. 𝑔𝑟
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 𝐵𝑃𝐷 𝑥 𝑇𝐷𝐻 𝑥 𝑠𝑝.𝑔𝑟
136 000 𝑥 𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎
Viscosidad. Es la propiedad de un fluido que tiende a oponerse a su flujo
cuando se le aplica una fuerza. Los fluidos de alta viscosidad presentan una
cierta resistencia a fluir; los fluidos de baja viscosidad fluyen con facilidad. La
viscosidad se mide por varios métodos y su unidad de medición es el
centipoise (0.01 poise). El centipoise se define como la fuerza requerida en
dinas para mover un plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de
igual área y separado un centímetro de distancia entre sí y con el espacio
relleno del líquido investigado, para obtener un desplazamiento de un
centímetro en un segundo.
23
La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener desde 0.2 hasta
más de 1 000 centipoise. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre
la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente
concerniente a crudos pesados y extrapesados. La viscosidad de un fluido es
inversamente afectada por la temperatura y en condiciones de bombeo afecta
la cabeza de succión positiva neta requerida (NPSHR), presión, flujo, HP, y
eficiencia de la bomba.
La viscosidad de un fluido disminuye con la reducción de la densidad que
tiene lugar al aumentar la temperatura (figura N° 3-12). En un fluido menos
denso hay menos moléculas por unidad de volumen que puedan transferir
impulso desde la capa en movimiento hasta la capa estacionaria. Esto, a su
vez, afecta a la velocidad de las distintas capas. El momento se transfiere con
más dificultad entre las capas, y la viscosidad disminuye.
Figura 3-12.Efecto de la temperatura sobre la viscosidad.
Temperatura del Fluido. La temperatura del fluido afecta a los componentes
del sistema de inyección de la siguiente manera:
Los elastómeros del sello de las bombas pueden ser desfavorablemente
afectados por altas temperaturas.
Aumenta la agresividad de los fluidos corrosivos en materiales.
Ocasiona expansión termal de los componentes de la bomba en un tiempo
relativamente corto.
Disminuye los rangos de presión de los componentes y la fortaleza de los
materiales.
La máxima temperatura del producto es 175°F (79°C) para un sistema de
bomba.
24
Presión de Vapor. La presión de vapor o más comúnmente presión de
saturación es la presión de la fase gaseosa o vapor de un sólido o un líquido
sobre la fase líquida, para una temperatura determinada, en la que la fase
líquida y el vapor se encuentran en equilibrio dinámico; su valor es
independiente de las cantidades de líquido y vapor presentes mientras existan
ambas.
El punto al cual el líquido hierve es la presión de vapor del mismo. La presión
de vapor de los fluidos variara con los cambios de presión y temperatura; y
será crítico en los cálculos de NPSH y selección de sello.
Contenido de Sólidos. Es una medida de la cantidad total de los sólidos
separados por filtración de una muestra de agua de formación. Los sólidos
suspendidos pueden ser sustancias de naturaleza orgánica e inorgánica.
La composición de los sólidos suspendidos en lo posible sirve para averiguar
el origen de dichos sólidos (productos de corrosión, partículas de incrustación,
arena de formación, etc.) y de esta manera puede ser tomada una acción de
remediación. El conocimiento de su composición química es también
importante desde el punto de vista de un procedimiento de limpieza para evitar
taponamiento.
La determinación de la forma de la partícula visualmente o examinada por
medio de un microscopio electrónico y la distribución del tamaño de las
partículas es muy útil en la determinación de las necesidades de filtración y
para la selección del filtro.
El contenido de sólidos puede conducir a un daño interno de la bomba, por:
Abrasión
Erosión
En la mayoría de casos podría requerir sistemas de filtrado antes de la entrada
de la bomba, ya que altas velocidades con alto contenido de sólidos
incrementará el desgaste y reducirá el performance de la bomba.
25
3.2.4 Curvas de Declinación de la Producción.
Las curvas de declinación permiten hacer estimaciones cercanas a la realidad
a través de extrapolación de curvas de declinación de producción y son
utilizadas para evaluar el comportamiento del yacimiento, grupo de pozos y/o
pozos individuales. El primer método utilizado fue graficar la producción
contra el tiempo (figura N° 3-13), se basa en el hecho de que después de un
periodo durante la cual la producción fue estable, llegará un momento en el
cual los pozos ya no pueden mantener la producción pedida y en
consecuencia, está disminuirá gradualmente o sea que declinará conforme el
tiempo.
Curvas típicas obtenidas de la historia de producción. Los datos de la
historia de producción de un yacimiento, pueden graficarse de diversas
formas, los tipos más comunes son:
a. Ritmo de producción contra el tiempo, qo vs. t.
b. Ritmo de producción contra producción acumulativa, qo vs. Np.
c. Porcentaje de agua en la producción contra producción acumulativa, WOR
vs. Np (WOR = Razón agua-aceite)
d. Presión contra producción acumulativa, P vs. Np.
e. Profundidad del contacto agua-aceite contra producción acumulativa, D vs.
Np.
f. Producción acumulativa de gas contra producción acumulativa de aceite,
Gp vs. Np.
Figura 3-13. Curvas típicas obtenidas de la historia de producción.
26
Las gráficas de qo vs. t. y qo vs. Np mostradas en la figura N° 3.13, son las
que se utilizan con mayor frecuencia para fines de interpretación de la
declinación de la producción.
Obtención del gasto al límite económico. La extrapolación gráfica o
analítica, deberá llevarse hasta un momento en el que el valor de la
producción sea equivalente a los gastos de producción, ya que de continuar
con la explotación, serían mayores las erogaciones que los ingresos.
Para esto se determina el valor de la producción que pague los costos de
operación y mantenimiento de equipos y personal empleado, pago de
regalías, etc., valor que se conoce con el nombre de límite económico, para
su obtención se hace uso de la siguiente expresión:
𝑞𝐿. 𝐸 = 𝐶
𝑂 − 𝑆 (𝑚3
𝑎ñ𝑜)
Donde:
qL.E = Gasto límite económico, (m3/año)
C = Costo estimado de operación al límite económico, ($/año)
O = Precio del aceite por metro cúbico, ($/m3)
S = Monto de regalías, impuestos, etc. ($/m3)
Clasificación y métodos de extrapolación de las curvas de declinación.
Las curvas de declinación de la producción, de acuerdo con el tipo de
declinación, se clasifican en los tres siguientes grupos:
a. Exponencial
b. Hiperbólica
c. Armónica
Se dice que una curva, ritmo de producción-tiempo o ritmo de producción
acumulativa muestra una declinación tipo “exponencial”, cuando al ser
graficados los datos en papel semilogaritmico, éstos muestran una tendencia
lineal. Si se observa una tendencia lineal cuando los datos son graficados en
papel doble logaritmo, entonces se podrá decir que la declinación es de tipo
“hiperbólica”.
La declinación “armónica” es un caso particular de la declinación hiperbólica.
27
Existen tres métodos para el análisis de las curvas de declinación, las cuales
son:
1. Método empírico de extrapolación
2. Método estadístico (Regresión)
3. Método gráfico
El concepto del que se parte es el mismo. “El comportamiento futuro del
yacimiento está gobernado por alguna tendencia o relación matemática que
se basa en su comportamiento pasado”.
De los tres métodos mencionados anteriormente, únicamente se desarrollará
el método empírico de extrapolación, ya que el desarrollo de los dos restantes
se sale del alcance de este trabajo.
Método Empírico de Extrapolación.
Declinación Exponencial. La declinación exponencial, también llamada
geométrica, semilogaritmica o de porcentaje constante, se caracteriza, por
el hecho de que la caída en el ritmo de producción por unidad de tiempo, es
proporcional al ritmo de producción; esto es:
q = a ∗ e−bt
Donde:
“b” es la constante de proporcionalidad y esta ecuación es de tipo
exponencial, representa la expresión matemática de las curvas de declinación
exponencial.
Definición de la tendencia lineal. Si se grafica los valores de ritmo de
producción contra el tiempo en un papel semilogaritmico en la forma como
se indica en la figura N° 3-14 se observa que tienen una tendencia lineal,
luego se puede ajustar una ecuación.
Para poder ajustar la ecuación de la recta y obtener los valores de las
constantes (a) y (b) se pueden utilizar cualquiera de los siguientes métodos:
selección de puntos, promedios o mínimos cuadrados.
28
Figura 3-14. Tendencia lineal de los valores de producción contra el tiempo en un
papel semilogaritmico.
Según el método de promedios los valores de las constantes (a) y (b), se
puede encontrar utilizando las siguientes expresiones:
Donde:
n = Número de datos disponibles.
Cabe aclarar que de los datos graficados, los únicos que se toman en cuenta
son los que muestran un alineamiento rectilíneo. Conocidos (a) y (b), se
tiene definida la ecuación:
𝑞 = 𝑞𝑜 ∗ 𝑒−𝑏𝑡
Que corresponde a la recta ajustada a los puntos graficados de producción
contra el tiempo.
Gastos futuros y tiempo de vida útil. Los regímenes de producción futuro
se calculan a partir de la ecuación exponencial ya determinada:
𝑞 = 𝑎 ∗ 𝑒−𝑏𝑡
Donde “q”, es el ritmo de producción correspondiente a un tiempo “t”.
29
El tiempo de vida útil del reservorio se puede calcular a partir de la expresión
que se indica a continuación:
𝑞𝐿. 𝐸 = 𝑞𝑜𝑛 ∗ 𝑒−𝑏𝑡
Donde:
qL.E = Gasto límite económico
qon = Gasto correspondiente al último dato de producción conocido.
3.2.5 Índice de Productividad y el IPR
La presión de producción Pwf en el fondo del pozo se conoce como BHP
fluyendo, la diferencia entre esta y la presión estática del pozo Ps es el
abatimiento de presión. Esto se representa:
𝐴𝑏𝑎𝑡𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = 𝑃𝑠 − 𝑃𝑤𝑓 (𝑝𝑠𝑖)
La relación del gasto de producción de un pozo y el abatimiento de la presión
en este gasto particular se denomina índice de productividad IP y se
simboliza con la letra J; si la producción está en bl/día de líquido a condiciones
de almacenamiento y el abatimiento esta expresado en lb/pulg2, el IP se
define como:
𝐽 = 𝑞
𝑃𝑤𝑓 − 𝑃𝑠 (𝑏𝑙𝑠
𝑑𝑖𝑎)/(
𝑙𝑏
𝑝𝑢𝑙𝑔2)
A menos que se especifique otra cosa, el IP se basa en la producción neta de
líquidos (producción de aceite más la producción de agua).
De la ecuación de flujo radial, resulta claro que para el flujo radial de un líquido
homogéneo de poca compresibilidad que está contenido en un yacimiento
horizontal y uniforme, se tiene la fórmula:
𝐽 = 𝑞
𝑃𝑤𝑓 − 𝑃𝑠=0.007082𝑘ℎ
𝐵𝑜𝜇 ln (𝑟𝑒𝑟𝑤) (𝑏𝑙𝑠
𝑑𝑖𝑎)/(
𝑙𝑏
𝑝𝑢𝑙𝑔2)
Si el valor de IP del pozo se toma como constante, independientemente de la
producción actual del pozo, se puede escribir la ecuación en la forma
siguiente:
𝑞 = 𝐽 𝛥𝑝 (𝑏𝑙𝑠/𝑑𝑖𝑎)
30
En la que Δp es el abatimiento. Así es evidente que la relación entre q y Δp
es una línea recta que pasa por el origen y tiene una pendiente J (figura N°
3.15).
La ecuación se puede escribir de la siguiente manera:
𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝑠 −𝑞
𝐽(𝑝𝑠𝑖)
En un momento particular de la vida del yacimiento, Ps tiene un valor
específico, por lo que si J es constante, al graficar Pwf contra q se obtiene
una línea recta (figura N° 3-15).
Figura 3-15. Izquierda: Gráfica de gasto contra el abatimiento; Derecha: Representación
gráfica del IP.
El ángulo Ѳ que forma esta línea con el eje de presión es tal:
tanѲ = 𝑂𝐵
𝑂𝐴= 𝐽
El valor de q en el punto B, es decir Jps, se llama potencial del pozo. Se debe
hacer énfasis en que la figura 3.15 (derecha) se refiere al comportamiento de
la formación, es decir, a la reacción de la formación a un abatimiento de
presión en el pozo, de tal manera que al referirse al potencial del pozo, se
está hablando en realidad del potencial de la formación: el gasto máximo al
cual la formación puede entregar el líquido hacia el pozo, lo que se presenta
cuando la BHP fluyendo es cero.
31
3.2.6 Leyes de Afinidad de las Bombas Centrifugas.
Al cambiar la velocidad operacional de una bomba centrifuga, las
características de desempeño de la bomba cambiarán respectivamente.
Estos cambios se pueden predecir mediante el uso de las Leyes de Afinidad,
las cuales gobiernan el desempeño de la Bomba Centrifuga, a medida que
ocurren cambios en la velocidad de operación. Las leyes de Afinidad se
derivaron del análisis adimensional de las máquinas rotativas.
Las leyes mostraron que para condiciones dinámicamente similares o
relativamente comunes, algunos parámetros adimensionales permanecían
constantes. Cuando se aplican a cada punto sobre una curva de desempeño
altura versus caudal, estas leyes demuestran con cambios de velocidad de
operación: “la capacidad es directamente proporcional a la velocidad; la altura
de elevación es proporcional al cuadrado de la velocidad; la potencia al freno
es proporcional al cubo de la velocidad y la potencia generada por el motor
es directamente proporcional a la velocidad.
La relación matemática entre estas variables se puede ilustrar de la siguiente
forma:
Q2 = Q1(N2/N1)
H2 = H1(N2/N1)2
BHP2 = BHP1(N2/N1)3
MPH2 = MPH1(N2/N1)
Dónde:
Q1, H1, BHP1, MPH1 y N1 = valores iniciales de: Caudal de producción, Altura
de elevación, Potencia al freno, Potencia generada por el motor y Velocidad.
Q2, H2, BHP2, MPH2 y N2 = valores nuevos de: Caudal de producción, Altura
de elevación, Potencia al freno, Potencia generada por el motor y Velocidad.
Usando las leyes de afinidad se pueden construir las curvas de desempeño
para cualquier velocidad dada, para predecir el comportamiento de la bomba
partiendo de una velocidad determinada. Para cualquier punto en la curva de
velocidad estándar, se pueden encontrar puntos equivalentes en las nuevas
curvas de velocidad que tengan condiciones hidráulicas casi idénticas, patrón
de flujo, equilibrio del empuje axial del impulsor y eficiencia de bombeo.
32
3.2.7 Bombas Horizontales de Alta Presión Usadas en el Campo Petrolero.
Un equipo de bombeo horizontal es un trasformador de energía mecánica,
que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc. La convierte en
energía, que un fluido adquiere en forma de presión, de posición y de
velocidad.
Las bombas horizontales de alta presión más utilizadas en el campo petrolero
serán detalladas a continuación:
3.2.7.1. Bombas de Desplazamiento Positivo Tipo Pistón (BDP)
En estas bombas desplazan líquido mediante la creación de un desequilibrio
de presiones dentro de un entorno cerrado. Este desequilibrio hace que el
líquido se mueva de un lugar a otro por el movimiento de uno o más pistones
en un intento de equilibrar la presión. “El movimiento del desplazamiento
positivo” consiste en el movimiento de un fluido causado por la disminución
del volumen de una cámara.
- Características. La principal característica de este tipo de bombas, es el
tipo de ciclos o emboladas por minuto (strokes). Conforme aumenta la
velocidad de la bomba de desplazamiento positivo, aumenta su capacidad
de bombeo.
Las bombas de desplazamiento positivo presentan 2 tipos de flujo, y cada
tipo es aplicado dependiendo el tipo de operación. El Flujo Continuo,
cuando se trabaja a bajas presiones, bajas velocidades y se requiere un
largo tiempo de operación (operaciones de reinyección de agua). El Flujo
Intermitente, cuando se trabaja con altas presiones, altas velocidades y
se requiere un tiempo corto de operación (trabajos de servicio de pozos).
- Codificación de las bombas BDP. La codificación de las bombas BDP
nos permite identificar las características de las bombas que se utilizan en
el campo petrolero, como el número de cilindros y pistones, el tipo de ciclo
de trabajo, la potencia máxima, etc.
33
Figura 3-16.Codificación de las Bombas BDP.
- Componentes de la bomba BDP. El tamaño de una bomba de potencia
se indica primero con el diámetro del pistón y después la longitud de la
carrera en pulgadas, ejemplo. 4 x ½”. Existen básicamente dos
componentes principales que permiten el funcionamiento de la bomba
BDP. La Sección de Fluidos (Fluid End), es la parte de la bomba donde
se efectúa el bombeo. Los componentes comunes son las Camisas, los
pistones y las válvulas. La Sección de Potencia (Power End), es la parte
de la bomba donde está instalado el propulsor, su función es convertir el
movimiento notorio de la maquina motriz, en movimiento alternativo en el
extremo para el líquido. Los componentes más comunes son el vástago,
cigüeñal, corona y la biela.
Figura 3-17.Componentes de la bomba BDP.
34
3.2.7.2. Bombas Centrifugas Horizontales Multi-etapas (HPS)
El sistema de Bombeo Horizontal HPS es una bomba centrífuga de muchas
etapas montadas horizontalmente sobre un rodillo y dentro de un
recubrimiento llamado housing, usado en una variedad de aplicaciones como
servicio de bombeo de CO2, transferencia de crudo y líquidos de gas natural,
etc. Cada etapa consta de un impulsor y un difusor. El impulsor rota con el eje
a las revoluciones dadas por el motor eléctrico y el difusor gira el fluido dentro
del impulsor de la siguiente etapa mientras este se queda estático.
- Características. La bomba horizontal está diseñada para operar 24x7x
356 días de servicio al año. Trabaja con Presiones de Succión que varían
desde 1 a 3000 psi y permite incrementar la Presión de Descarga
aumentando el número de etapas. Su rentabilidad reemplaza a muchas
bombas de desplazamiento positivo y otras bombas para aplicaciones de
presión, ya que permite manejar volúmenes por encima de 40 000 bfpd.
- Codificación de las bombas HPS. La descripción de las bombas HPS
esta detallada con una letra y un número que determinan la serie a la que
pertenece la bomba.
Figura 3-18.Codificación de las Bombas HPS.
35
- Componentes de la bomba HPS. El sistema de bombeo horizontal
centrífugo multi-etapa consta de los siguientes componentes principales:
1. Estructura (skid).
2. Motor.
3. Acople.
4. Cámara de empuje.
5. Sección de entrada.
6. Bomba centrífuga multi etapa.
7. Sección de descarga
8. Switches de presión y de vibración.
9. Controles eléctricos (panel de arranque suave-variador de frecuencia).
Figura 3-19.Componentes de la bomba HPS.
- Descripción de los Componentes de la Bomba HPS. A continuación
daremos una breve descripción de los componentes de los sistemas de
bombeo horizontal centrífugo multi-etapa:
a. Estructura (skid)
El skid está construido con un perfil de viga determinado y tubería de
sección cuadrada, viene con los soportes para la cámara de empuje y
switches, y además con grapas para la bomba, que permiten hacer girar a
la bomba 360°. El montaje del skid requiere de una base reforzada de
concreto y hierro con un espesor de 4 a 6” y con un mínimo borde de 1 pie
alrededor del skid.
36
Los datos requeridos para hacer una selección del skid son los siguientes:
Caballos de fuerza requeridos de la bomba
La longitud de la bomba
Requerimientos de presión de succión.
Figura 3-20.Tipos de perfiles de vigas para el skid.
b. Motor
Un motor eléctrico es una máquina eléctrica que transforma en energía
mecánica la energía eléctrica que absorbe por sus bornes. Los motores de
corriente alterna asincrónicos, tanto monofásicos como trifásicos, son los que
tienen una aplicación más generalizada gracias a su facilidad de utilización,
poco mantenimiento y bajo costo de fabricación.
Se puede utilizar dos tipos de motores: motores eléctricos, de combustión a
diesel o gas natural.
Las especificaciones generales de un motor eléctrico son:
460 V/ 3 fases / 60 Hz. (Disponibles otros voltajes).
Trifásico
3600 RPM.
Amperaje
Tipo de carcaza, TEFC, ODP (entre las más comunes).
Clase de aislante (B, F, H y C).
Eficiencia.
1.15 factor de servicio.
Torque NEMA A o B.
Frame I o T. (viga de soporte del motor).
Eje corto (dirección de rotación).
Jaula de ardilla.
37
Figura 3-21.Acople Skid – Motor de una bomba HPS.
c. Acople del Motor y de la cámara de empuje
Se usan dos tipos de acoplamiento para los mecanismos de transmisión de
motores eléctricos; tipo espaciador o tipo rejilla.
Los coples más comunes usados para el acoplamiento Motor – Cámara de
empuje es del tipo Falk acoplamiento de rejilla debido a su tolerancia de
alineamiento de eje y bajo mantenimiento.
Existen 3 tipos de cople Falk T10 Grid, usados de acuerdo a la potencia
requerida por la unidad de bombeo:
1070 Usado arriba de 400 Hp de potencia.
1080 Usado arriba de 800 Hp de potencia.
1090 Usado arriba de 1500 Hp de potencia.
Los materiales para la fabricación de los componentes del cople Falk tipo T10
Grid son:
Acero al carbón 1146
Celda aleación de acero 6150
Cubierta aleación de aluminio
Figura 3-22.Acoplamiento tipo espaciador.
38
Figura 3-23.Acoplamiento Falk T10 tipo rejilla.
d. Cámara de empuje
La cámara de empuje absorbe el empuje generado por la bomba y acoplada
al motor con un acople de acero (Falk). El eje estándar de la cámara absorbe
un empuje de 10 000 lbs a 3 600 RPM, y puede absorber hasta 25 000 lbs.
en unidades de alto rendimiento.
La cámara de empuje está formada interiormente por cojinetes de bolas de
empuje radial, totalmente lubricados por aceite e incluye en sus extremos
sellos del eje que operan a una misma presión en ambos sentidos, estos
sellos mecánicos impiden que ingrese el aceite u otro fluido al motor. La
disposición de los cojinetes (tipo contacto en “TANDEM”), permite manejar el
empuje con baja generación de calor. Con apropiado mantenimiento, las
cámaras de empuje pueden operar sin fallar durante muchos años.
Figura 3-24.Componentes de la cámara de empuje.
39
o Características de la cámara de empuje
Las cámaras de empuje tienen 1 o 3 contactos angulares de soporte de
empuje basados en el cálculo de la condición de servicio de la carga de
empuje. La carga de la cámara de empuje máxima ocurre cuando la bomba
ejerce el empuje máximo hacia abajo (Downthrust), usualmente se
incrementa mientras el flujo se reduce, alcanzando el máximo cuando la
válvula se cierra (flujo cero), es decir el empuje es dirigido hacia el intake.
Además las cámaras también contienen dos soportes radiales para
estabilizar el eje.
El housing de la cámara tiene o-rings de carbono montado sobre los sellos
y la temperatura normal máxima del fluido lubricador interno es 200°F. Las
cámaras de empuje se pre-alinean en función de su ensamble al skid y por
ello no se requiere la alienación adicional.
Un gráfico secuencial de varios estados de ensamble de la cámara de
empuje se muestra en el Anexo N°1.
Figura 3-25.Partes internas de la cámara de empuje.
e. Sección de entrada (cámara de succión)
Está montada entre la cámara de empuje y la bomba, esta puede rotar 360°
para posicionarse en cualquier dirección la tubería de succión. Esta incluye
un sello mecánico ya que sus caras están sometidas a un diferencial de
presión. Para altas presiones de succión esta cámara se diseña con aceros
316 SS y bridas de alta presión. Se construyen también en materiales
resistentes a la corrosión recubiertos por materiales sintéticos.
40
f. Bomba Horizontal Centrifuga Multi-etapa
El sistema de Bombeo Horizontal (HPS) es una bomba centrífuga de muchas
etapas montadas horizontalmente sobre un eje y dentro de un recubrimiento
llamado housing. Cada etapa consta de un impulsor y un difusor. Cada etapa
producirá una cantidad dada de flujo y levante (cabeza) a un RPM del motor.
o Composición de la Bomba Centrifuga
La composición de la bomba centrífuga está compuesta por:
Impulsores y difusores
Eje
Centralizadores
Camisas (housing)
Cabezas y Bases
Cojinetes
Impulsores y Difusores. El impulsor rota con el eje a las revoluciones
dadas por el motor eléctrico y el difusor gira el fluido dentro del impulsor de
la siguiente etapa mientras este se queda estático.
El tipo del impulsor es determinado por el proceso de diseño de la etapa.
Esto es dictaminado por cuanto flujo y cabeza del impulsor se desea
obtener así como el diámetro dentro del cual tiene que trabajar.
Figura 3-26.Impulsor y Difusor de la bomba HPS.
41
Figura 3-27.Parte lateral del Impulsor.
Los impulsores vienen en varios tipos, dependiendo del diámetro y taza de
flujo. Pero principalmente se tienen dos tipos básicos: “flujo radial” y “flujo
mezclado”
Impulsor de flujo radial. Es este tipo de impulsor las cantidades de flujo
en las etapas son dirigidas radialmente al exterior del eje. El patrón de flujo
es generalmente perpendicular (radial) con respecto al eje de la bomba.
Mientras mayor sea el diámetro de la etapa mayor será la cabeza dada por
cada etapa. El impulsor cuenta con una arandela de empuje la cual evita
el desgaste prematuro y fugas de fluido.
Impulsor de flujo mixto. En este tipo de impulsor el fluido se mueve a
través de la etapa, radial y axialmente. Este diseño consta de huecos que
ayudan a minimizar el empuje hidráulico, por tal motivo este diseño de
etapa tiene la más alta eficiencia (vs. Flujo radial). El impulsor podría no
tener arandelas de empuje y no presenta anillo de desgaste.
Figura 3-28.Impulsor con patrón de flujo Radial.
42
Figura 3-29.Impulsor con patrón de flujo Mixto.
De acuerdo a la posición de los impulsores se tiene los siguientes diseños
de bomba:
Diseño de Bomba de Compresión. Este diseño es el preferido para el
caso de bombas horizontales. Los impulsores son fijados al eje y apilados
una tras otra, por lo que cualquier carga axial generada por los impulsores
es transmitido a través del centro del impulsor adyacente al eje.
Espaciadores son colocados en el coupling (junta) entre la HTC y la bomba
para que este transmita la carga a la cámara de empuje como downtsrust.
Un espaciamiento incorrecto en el diseño de Bomba de compresión dará
como resultado el contacto entre el impulsor y el difusor con la bomba. En
este diseño el empuje de la bomba es dirigida hacia la cámara de empuje
solo mediante el eje, los impulsores podrían no tener arandeles de empuje
y los anillos de desgaste no son reemplazables.
Diseño de Bomba Flotadora. En este diseño en particular los impulsores
son libres de deslizarse hacia arriba y abajo o “flotar” en el eje. Todo el
empuje generado por el impulsor es absorbido por las arandelas de empuje
y/o los hoyos de balance hidráulico. Además solo la carga de empuje
transmitida por el eje es la presión de descarga de la bomba.
Bombas en Tándem. Si las bombas están en una configuración tándem
(un solo cuerpo), la bomba más grande y más larga tendría que ser
colocada lo más cerca posible al intake (entrada de la bomba). Siempre se
trata de usar bombas Tándem con un número de etapas y longitudes de
housing iguales.
43
Desetapando. Es una práctica estándar para reducir el número de etapas
(impulsores / difusores) de un housing lleno de etapas, con el fin de cumplir
un Head (presión) específico como requerimiento de una aplicación
específica. Este procedimiento consiste en eliminar etapas y reemplazarlas
con secciones espaciadoras apropiadas (tubo de compresión). Una forma
de evitar la práctica del desetapando, se puede considerar operar el
variador de frecuencia de manera que se use una bomba de housing lleno.
Eje de Bomba. En el eje se montan todas las etapas de la bomba
horizontal. El material que generalmente se usa en la manufactura del eje
estándar es llamado Monel K500. De otro lado se tiene el material Inconel,
el cual incrementará el rango de potencia de la bomba. Para ambos
materiales el eje tendrá las mismas dimensiones, excepto que el segundo
requiere de un tiempo mayor de ensamblaje y una inversión mayor. Para
bombas con diseño en tándem, usualmente solo la primera bomba es la
que se requerirá un eje de inconel para trasmitir el pico de potencia.
Housing de Bomba. El housing es un dispositivo con diseño de alta
presión que almacena las etapas de la bomba. Las etapas son
comprimidas en el housing por la cabeza y la base. El housing es sujetado
por abrazaderas para prevenir el campaneo y un consecuente goteo. El
espesor de la pared y el diámetro OD del housing está en función de la
presión de operación de la bomba HPS. El material para la manufactura
del housing es acero al carbón o 9Cr-1Mo.
Cabezas y Bases. La cabeza y la base de la bomba son enroscados
en el housing de la bomba. La base solo está diseñada para soportar la
presión del Intake y no para soportar la máxima presión de trabajo del
sistema.
El material usado para la manufactura de la cabeza y base de bomba es
acero al carbón, así como el 316SS (Reduce la máxima presión de trabajo
permitida MAWP) y 416SS (Opción de aplicación de alto cloruro).
Cojinetes resistentes a la abrasión. Los cojinetes de bomba son
colocados en el eje de la bomba a intervalos regulares a través de toda la
longitud de la bomba para minimizar la deflexión del eje.
La designación del cojinete está determinada de acuerdo al diseño del
cojinete, como se muestra el siguiente cuadro:
44
CUADRO N°3.1 Tipos de Cojinetes de Bomba.
Tipo de Cojinete
Designación Diseño
S Estabilizador
C Compresión
CS Estabilizador de Compresión
ARS Estabilizador resistencia a la abrasión
ARM Resistente a la Abrasión Modular
ARC Resistente a la Abrasión
SP/SSP Bomba de arena / S-Bomba de arena
AR Flotador resistente ala abrasión (1:1)
Lo cojinetes se colocan en varios rangos y puede ser especificada de la
siguiente manera:
1:1 1 Cojinete por etapa
1:2 1 Cojinete cada 2 etapas
1:3 1 Cojinete cada 3 etapas
Estos rangos son de acuerdo al diseño, el cual depende de las condiciones
de operación del sistema de inyección y de las propiedades del fluido a
tratar.
g. Sección de descarga
La sección de descarga permite medir la presión del sistema de bombeo
horizontal a la salida de la bomba. Esta presión varía con la velocidad y razón
de flujo e influye cuando se tenga que hacer la selección del housing de la
bomba y de la sección de descarga.
Figura 3-30.Brida de unión de la sección de descarga.
45
La sección de descarga presenta una brida de unión que cumple con las
especificaciones ANSI. Estas bridas pueden ser de tipo RF y RTJ y están
disponibles en diferentes diámetros, tal como se muestra en el siguiente
cuadro:
CUADRO N°3.2 Bridas de unión de tipo RF y RTJ.
h. Switches de presión, vibración y de nivel de aceite. Estos instrumentos
e interruptores nos permiten controlar y monitorear el sistema de la bomba
horizontal. El sistema debería ser diseñado para anticipar una válvula cerrada
o una línea de flujo rota, el sistema debe ser cerrado bajo ciertas condiciones,
como:
Si el NPSHA cae a un nivel que puede causar una cavitación destructiva
en la bomba.
Si la presión de descarga se mueve fuera de los límites aceptables.
Si los niveles de vibración aumentan sobre los límites aceptables.
Si los niveles de aceite de la HTC se mueven fuera de los límites
aceptables
Conectando los instrumentos (eléctricos y de tuberías)
Conexión de los instrumentos hacia las tuberías del cliente.
o Switch de presión. Los accesorios Murphy (interruptores y manómetros)
son plenamente usados para anticipar una válvula cerrada o una línea de
flujo rota, debido a su simplicidad, confiabilidad, disponibilidad, costo y son
a prueba de explosión.
Generalmente los interruptores de alta y baja presión van juntos así que si
se da ya sea una presión alta o baja esto apagará el sistema. Para
monitorear la presión de entrada / descarga del sistema, se provee un
46
instrumento Murphy (serie 45APE), adecuado para trabajar a alta/baja
presión.
El swich de presión me permite evitar una parada por baja carga de presión
adicionando un tiempo de espera antes de que el sistema se apague,
permitiendo que la presión aumente antes que sea monitoreada.
Figura 3-31.Swich de presión Murphy (Serie 45APE).
o Switch de nivel de aceite. Este interruptor de seguridad permite asegurar
que la unidad se apague en caso de una eventual pérdida de aceite en la
cámara de empuje.
Figura 3-32.Swich de nivel de aceite Murphy (Serie L129).
Para monitorear la perdida de aceite del HTC, se provee un dispositivo
cerrado Murphy (serie L129), que permite detectar el nivel bajo/alto de
aceite para proteger la HTC de problemas de fundición cuando el nivel cae.
o Switch de vibración. Este dispositivo permite apagar el sistema en un
evento donde haya excesiva vibración. La vibración se da en cualquier
sistema mecánico que posee masa y elasticidad, produciendo un
movimiento relativo. Si este movimiento se repite después de un periodo
de tiempo dado es conocido como vibración.
47
La vibración en maquinaria de rotación es causada por la acción de fuerzas
desiguales alrededor de una línea centro, que pueden ser ocasionadas por
desequilibrio, alineación pobre, fuerzas eléctricas en el motor y fuerzas
hidráulicas del fluido bombeado.
Para monitorear la vibración del equipo de bombeo horizontal, se provee
un dispositivo Murphy (serie VS2) que se monta sobre la cámara de empuje
por medio de bandas de acero inoxidable y también es posible montar el
swich VS2 en una abrazadera encima de la bomba para monitorear la
vibración.
Figura 3-33.Swich de vibración Murphy (Serie VS2).
Existen pruebas de vibración realizadas para diagnosticar la causa de la
vibración en los sistemas de bombeo horizontal, permiten determinar la
magnitud de la vibración (plg/s) a una frecuencia dada, donde la vibración
máxima aceptable es 0.156 plg/s en cada plano horizontal o vertical.
También se realizan análisis de espectro para localizar y diagnosticar la
vibración no deseada en los puntos de prueba más sensibles en una
bomba horizontal.
Figura 3-34.Puntos de vibración de prueba en una Bomba horizontal.
48
i. Controles eléctricos (panel de arranque suave - variador de
frecuencia).
Los controles eléctricos permiten arrancar el encendido del motor para poner
en funcionamiento el sistema de bombeo horizontal, así como prolongar el
tiempo de encendido para lograr un arranque suave del motor. Cuando se
arranca un sistema con un panel de control, la frecuencia y el voltaje son los
mimos en las terminales de entada y salida, dando como resultado un
funcionamiento a velocidad fija, que mediante un variador de frecuencia se
puede aliviar estas restricciones.
o Panel de control de arranque suave. Este dispositivo electrónico regula
la tensión del motor, y proporciona una suave transición desde la aplicación
parada hasta la máxima velocidad de funcionamiento.
El panel de control de arranque suave es un tablero completo de tensión,
que consiste de un fusible desconectado, un cortador de vacío y un
trasformador de control de rango completo, todo en un housing según el
estándar de protección NEMA 3R.
El arranque suave del motor puede evitar los siguientes daños:
Problema eléctrico debido a transitorios de tensión y de intensidad de
corriente provocados por los arranques directos o en estrella triangulo.
Problemas mecánicos que afectan a todo el accionamiento, desde el
propio motor hasta el equipo accionado, pudiendo llegar a provocar
esfuerzos extremos en los materiales.
Problemas funcionales, como pueden ser aumentos bruscos de presión
en condiciones de líquidos.
Figura 3-35.Panel de control de arranque suave.
49
o Variador de frecuencia VSC. Es un dispositivo electrónico que permite
variar la velocidad de los motores trifásicos, convirtiendo las magnitudes
fijas de frecuencia y tensión de red (voltaje) en magnitudes variables.
Este controlador de velocidad variable, permite ajustar la velocidad de la
bomba, el rate de flujo y la cabeza necesaria, eliminando la necesidad de
una válvula de choque y mejorar la eficiencia promedio del sistema.
Los efectos del VSC en Bombas Horizontales Centrifugas son:
El desempeño de la bomba es presentada por la curva Cabeza vs. Flujo
a un específico RPM. Si el RPM cambia una nueva curva se genera.
La ley de afinidad es usada para predecir los cambios.
La frecuencia máxima es 63 Hz (Si el diseño lo permite).
La selección del motor influye en la posterior selección del variador.
La frecuencia mínima es dependiente del diseño del sistema.
Figura 3-36. Variador de frecuencia VSC.
3.2.8 Curva de Performance de Bomba.
Una curva típica de rendimiento permite apreciar el comportamiento de la
eficiencia de la bomba, la potencia requerida y el rango óptimo de operación
en función del rate de descarga, la cual depende de la velocidad de rotación,
tamaño del impulsor, diseño del impulsor, número de etapas, la cabeza o
altura de columna en contra de la cual la bomba debe operar y las
propiedades físicas del fluido a bombear.
La curva de la altura de columna es trazada usando los datos de desempeño
reales. Como puede observarse, cuando la capacidad aumenta, la altura
dinámica (o presión) que la bomba es capaz de desarrollar se reduce.
50
Generalmente, la columna más alta que una bomba puede desarrollar, se
desarrolla en un punto en que no hay flujo a través de la bomba; esto es,
cuando la válvula de descarga está completamente cerrada.
La curva de potencia al freno (BHP), se traza con base en los datos de prueba
de desempeño real. Esta es la potencia real requerida por la bomba
centrífuga, tomando como base los mismos factores constantes que se
mencionaron anteriormente, para entregar el requerimiento hidráulico.
Figura 3-37. Curva característica para una etapa a 60 Hertz y 3500 RPM.
El rango de operación, es el rango óptimo en el cual la bomba opera con
mayor eficiencia. Si la bomba opera a la izquierda del rango de operación, a
una tasa de flujo menor, la bomba puede sufrir desgaste por empuje
descendente (downthrust). Si la bomba se opera a la derecha del rango de
operación, a una tasa de flujo mayor, la bomba puede sufrir desgaste por
empuje ascendente (upthrust).
Las bombas de comprensión tienen un rango de operación expandido
(izquierda) debido a que el empuje es absorbido en la cámara de empuje. La
selección de la cámara de empuje es crítica basada en el desarrollo del down
thrust.
51
La eficiencia de la bomba centrifuga no se puede medir directamente, debe
ser computada de los datos de la prueba ya medidos. La fórmula para calcular
el porcentaje de eficiencia es:
𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 (%) = 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑙𝑢𝑚𝑛𝑎 𝑥 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑥 𝐺𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑐í𝑓𝑖𝑐𝑎 𝑥 100
3960 𝑥 𝐵𝐻𝑃
Dónde:
Altura de columna: (pies)
Capacidad: (gl/m)
BHP= Potencia al freno (HP)
Empuje hacia arriba (Upthrust). Ocurre cuando la bomba está operando
demasiado al lado derecho de la curva. La carga de empuje es hacia la
descarga. Típicamente se incrementa cuando el flujo se incrementa,
alcanzando el máximo cuando la válvula abre completamente (flujo máximo),
como se ve generalmente durante el arranque. En esta caso la bomba “rueda
libremente” durante el proceso de llenado de línea y recibe fluido de la bomba
de abastecimiento. La carga es transmitida a las arandelas de empuje
superiores.
Empuje hacia abajo (Downthrust). Ocurre cuando la bomba está operando
demasiado hacia el lado izquierdo de la curva. La carga es transmitida hacia
la cámara de empuje (HTC). Usualmente se incrementa mientras el flujo se
reduce, alcanzado el máximo cuando la válvula se cierra (Flujo cero).Este
empuje hacia abajo varía de acuerdo a la serie de la bomba y se incrementa
con la cantidad de etapas.
3.2.9 Dimensionamiento del Sistema de Bombeo Horizontal (HPS)
El dimensionamiento básico de un sistema de bombeo horizontal HPS toma
en cuenta parámetros de diseño, tales como: presión de descarga, presión de
succión y potencia requerida.
Presión de descarga (Pd). Es la presión necesaria para inyectar el fluido a
una velocidad requerida, es decir es la sumatoria de la presión de inyección
más las pérdidas de presión que se generan desde la cabeza del pozo hasta
la estación de inyección.
52
Presión de succión (Ps). Es la presión que se tiene en la succión de la
bomba, esta puede ser el nivel del fluido en un tanque o la presión que
entregue una bomba de alimentación (bomba booster).
Diferencial de presión (𝜟𝑷𝒑), Es la diferencia matemática entre la presión
de descarga y la presión de succión. Este valor permite determinar la presión
requerida por el sistema, es decir la presión que tiene que ser entregada por
la bomba.
Cabeza de Succión Neta Positiva (NPSH), también conocido como Altura
Neta Positiva en la Aspiración, es la diferencia en cualquier punto de un
circuito hidráulico, entre la presión en este punto y la presión de vapor del
líquido en ese punto.
La NPSH es un parámetro importante en el diseño: Si la presión en el sistema
de reinyección es menor que la presión de vapor del líquido, éste entrará en
algo parecido a la ebullición, se vaporiza, produciéndose el fenómeno de
cavitación, que puede dificultar o impedir la circulación de líquido, y causar
daños en los elementos de la bomba y además del sistema.
𝑁𝑃𝑆𝐻 = 𝑃𝑠 +𝐻 − 𝐹 − 𝑉
Dónde:
Ps: La presión en la superficie del líquido (pies absolutos).
H: La distancia de la línea central de la bomba a la superficie del líquido
(pies).
F: La pérdida de presión total en el sistema de succión (pies de líquido).
V: Presión de vapor del líquido a la temperatura máxima de operación (pies
absolutos)
La cavitación es la implosión de burbujas de vapor dentro del líquido interno
de una bomba, resultado de una disminución rápida de presión local
ocurriendo cerca del toque de la camisa de la bomba o el impulsor. Cuando
la reducción de presión continúa, estas burbujas colapsan generando un ruido
aleatorio dentro de la bomba. Las ondas de impacto que rasgan el metal
dentro de la bomba pueden selectivamente picar el metal, liberando
elementos duros debajo y atacando los elementos débiles en la aleación.
Siempre que la implosión de cavitación ocurre, producirá vibraciones de alta
frecuencia que pueden dañar los sellos y cojinetes.
53
Caudal de flujo deseado (Qd), Con el valor del caudal escogemos un tipo de
bomba y el levantamiento por etapa, y entonces podremos determinar la
cantidad de etapas.
Potencia requerida (HHP). La potencia de la bomba es igual al producto de
los HP / etapa por la cantidad de etapas de la misma. Debe considerarse
aproximadamente un 20% de seguridad para escoger la potencia del motor
respecto a los HP que requiere la bomba, y entonces poder seleccionar el
motor del sistema de bombeo horizontal.
El agua se lleva por una línea de diámetro y espesor adecuado, que no genere
pérdidas de presión grandes para los requerimientos de inyección futuros,
porque debemos anotar que con el tiempo se producirá más agua que
petróleo.
3.2.10 Pérdida de Carga
Los líquidos no son perfectos ya que son viscosos en mayor o menor grado y se
desarrollan en ellos, al moverse, esfuerzos tangenciales que influyen notablemente en
los caracteres del movimiento.
La carga H no se mantiene constante, sino que una parte de ella se emplea en vencer
la resistencia que se oponen al movimiento del líquido. A esta pérdida de H se le
denomina perdida de carga.
Existen numerosas expresiones de origen experimental para representar las pérdidas
de carga en las tuberías, pero las más utilizada es:
La fórmula de Hazen – Williams, expresada en función del caudal:
hf = (10.679
C1.852) × (
L
D4.87) × Q1.852
Donde:
hf = pérdida de carga (m)
L = longitud de la tunería (m)
D = diámetro interno (m)
Q = caudal (m3/s)
Los valores de los coeficientes “C” se sacan de tabla, según material y años de uso de
las tuberías. Para el caso de un poliducto usado el coeficiente C es 100.
54
CAPITULO IV: UBICACIÓN Y CARACTERISTICA DEL CAMPO AGUA
CALIENTE (LOTE 31D)
El yacimiento Agua Caliente -Lote 31D- se encuentra ubicado en la Región Andrés
Avelino Cáceres, en la parte central de la Cuenca del Ucayali, a 77 Km. al Sudoeste
de la ciudad de Pucallpa. Fue descubierto por la Compañía Ganzo azul en julio de
1938 con el pozo AC-1X, perforado hasta la profundidad de 5124 pies, encontrando
hidrocarburos en las Fms. Raya y Cushabatay; y puesto en producción entre los años
1938-1939, pero su extracción no fue comercial. Recién a partir de 1970 se cuenta con
información y el campo Agua Caliente Alcanzó su máxima producción a mediados de
los 70’s con 3,000 BOPD y a la fecha son yacimientos muy maduros, depletados y con
baja presión de reservorio. A diciembre del 2013 se han perforado 43 pozos, de los
cuales 22 pozos son productores, 10 pozos no productores, 8 pozos inyectores de
agua y 3 pozos abandonados.
Figura 4-1. Ubicación del Campo Agua Caliente 31-D.
55
4.1 Descripción Geológica
La edad del campo Agua Caliente corresponde a la era cretácica inferior.
Estructuralmente es un anticlinal asimétrico de aspecto dómico de 12 Km de
largo y 7.5 km de ancho, con un cierre horizontal de 16,000 acres y un cierre
vertical de 600 pies.
Su eje longitudinal tiene una dirección Noroeste-Suroeste y está afectado en su
flanco oriental por una falla inversa regional que buza al oeste. En el sector Sur
de la estructura, se ha identificado una falla normal que levanta 50 pies el bloque
Sur, lo que favorece la posibilidad de continuar el desarrollo del yacimiento hacia
el Sur.
En el reservorio de Agua Caliente, la roca reservorio está en la formación
Cushabatay y Raya. De acuerdo a las correlaciones lito-estatrigráficas la
formación Cushabatay se ha definido en 3 reservorios denominados de base a
tope: C1, C2 y C3. En la formación Raya, 6 reservorios de los cuales 3
corresponden al miembro Aguanuya: RA1, RA2 y RA3 y 3 al miembro Paco: RP1,
RP2 y RP3.
Formación Cushabatay
Esta formación está constituida por areniscas cuarzosas, blanca amarillenta, de
grano medio, grueso a conglomerado. Presenta estratificación cruzada con
delgadas intercalaciones de areniscas tufáceas de color púrpura a gris verdosa,
capas de lutitas y limolitas grises, como accesorios contiene cristales de pirita y
fragmentos de carbón.
La formación Cushabatay tiene un espesor de 116 mt aproximadamente con
buena porosidad de 21 a 25% y buena permeabilidad de 10 a 6700 md. La roca
sello la constituyen las lutitas basales de la formación Raya y las intercalaciones
tufáceas de la formación Cushabatay.
Formación Raya:
Esta formación se divide en 2 miembros: Aguanuya y Paco.
- Miembro Aguanuya:
Sobreyace a la formación Cushabatay en contacto transicional está conformado
por lutita gris a gris verdosa con intercalaciones de limolita y areniscas de grano
56
fino. Su espesor promedio es de 21 mt. La porosidad es de 17 a 20% y la
permeabilidad es de 5 a 100 md.
- Miembro Paco:
Descansa sobre el miembro Esperanza. Está conformado por lutitas gris, gris
rojiza a gris marrón, intercalado con capas de limolita y areniscas gris
blanquecinas de grano fino. El espesor promedio es de 46 mt, la roca sello para
este reservorio lo constituyen las capas de lutitas intercalados entre ellos. La
porosidad es de 21 a 25 % y la permeabilidad es de 5 a 110 md.
Para los reservorios del miembro Aguanuya, sus intercalaciones lutáceas y las
lutitas del miembro Esperanza y para los reservorios del miembro Paco, sus
capas lutáceas que se intercalan tanto en la parte media como en el tope.
Figura 4-2. Columna Geológica del Campo Agua Caliente.
57
4.2 Propiedades Petrofísicas del Yacimiento.
Las propiedades petrofísicas de interés de las formaciones productoras del
campo Agua Caliente son porosidad (Ф), permeabilidad del petróleo (Ko) y
saturación del agua (Sw), propiedades inherentes en la determinación del
volumen de petróleo original en sitio (POES).
Los valores de porosidad para cada reservorio han sido tomados de los núcleos
convencionales de los pozos C, L, D y Q.
Los valores de la resistividad del agua de formación para el yacimiento fueron
determinados mediante grafico RT vs. Porosidad. La salinidad se obtuvo en base
a la información del pozo Q y los valores de saturación de agua fueron a partir
de la información de núcleos y registros eléctricos del pozo L.
CUADRO N°4.1 Propiedades petrofísicas del yacimiento
4.3 Propiedades de los Fluidos del Yacimiento.
En el cuadro N°4.2 se presenta las características más importantes de los fluidos
producidos en el campo Agua Caliente, en las que se puede notar parámetros
permisibles respecto a la salinidad y contenido de azufre, propiedades que lo
convierten en un fluido bajamente corrosivo.
Desde noviembre de 1996 se iniciaron los trabajos de inyección de agua
producida orientados a disponer el agua de producción. A diciembre de 2013, se
inyectó 9’229,933 barriles de agua de formación en 8 pozos que se muestran en
el cuadro N°4.3.
Tope Base Ht Hn Hn(oil) ø GOR K Sw So Boi FR POES
(ft) (ft) (ft) (ft) (ft) (%)(SCF/B
ls)(mD) (%) (%) (Bls/STB) (%) (MSTB)
C1 23 - 150-2000 5631
C2 21 - 100-1500 12371
C3 20 - 10-100 9459
RA1 19 - 5-15 1379
RA2 17 - 5-35 4322
RA3 18 - 15-100 7906
RP1 20 - 10-100 910
RP2 17 - 5-10 550
RP3 18 - 5-45 795
52.8
41.9
30
45
45 55
50 50
100
29
16
55 1.12
1.12
1.1218858747
377
67
111
1082 1459 135
1015 1082 29
FM.
CUCHABATAY
MBRO.
AGUANUYA
MBRO.
PACO
CAMPO AGUA CALIENTE
ARENAS
58
CUADRO N°4.2 Propiedades de los fluidos del yacimiento.
CUADRO N°4.3 Estado Actual de Pozos Inyectores en el Campo Agua Caliente
La producción actual de agua en el Campo Agua Caliente es de 4 000 bwpd
(barriles de agua por día) aproximadamente inyectados en el Mbo. Aguanuya y
la Fm. Cuchabatay.
N.R.: No Registrado / N.D. : No Detectable / N.A. : No Aplicable
H2S Indisociable (mg/L)
Petróleo
Densidad δo (gr/cm3)
°API
Viscosidad (CTS)
Conductividad (µS/cm)
Oxígeno Disuelto (mg/L)
pH
Densidad δw (gr/cm3)
Salinidad (ppm)
Temperatura max. (ºF)
Aceites y Grasas (mg/ L)
Alcalinidad Carbonato (mg CaCO3/L)
Cloruros (mg Cl-/L)
CO2 (mg/L)
Sólidos Totales Disueltos (mg/L)
Sólidos Totales Suspendidos (mg/L)
Bacteria Sulforeductoras (A/P)
Bario (mg/L)
Plomo (mg/L)
1.00
7835
0.93
7.25
120
70-80
14
4.5
ND
ND
Principales caracteristicas de los fluidos del Campo Agua Caliente
20
ND
1040
47.4
1.718
4797
Agua
de
Formación
0.815
43
1.8
Pozo
Inyector
Formación de
Disposición
Estado
Actual
I1 Cuchabatay - Aguanuya Inyector
I2 Cuchabatay - Aguanuya Inyector
I3 Aguanuya Inyector
I4 Aguanuya SD
I5 Aguanuya SD
I6 Aguanuya SD
I7 Aguanuya SD
I8 Aguanuya SD
SD: Cerrado por orden
59
Figura 4-3.Curva de inyección de agua – Campo Agua Caliente.
De la figura N° 4-3, se observa que a partir de Setiembre 2013, el volumen del
agua de producción se incrementa en una cantidad considerable, generando
incapacidad en las bombas BDP para desplazar volúmenes mayores a 4000
bwpd.
El campo Agua Caliente cuenta con un sistema de inyección orientado a la
disposición del agua producida, para ello cuenta con dos Baterías de producción
(Batería N°1 y N°2). El fluido (petróleo más agua) una vez extraído de los pozos,
es conducido a través de líneas de flujo de 2 7/8”, desde el cabezal hacia los dos
(02) manifolds que están presentes en cada batería. Los manifolds o múltiples
de producción es una combinación de válvulas y tuberías, las cuales direccionan
el flujo de los pozos hacia los tanques de prueba o los tanques de producción
total.
El petróleo es separado del agua por gravedad en los tanques totales de ambas
baterías (T-101 y T-205). El agua proveniente del T-205 se dirige al T-201, donde
se acumula para luego ser bombeado al tanque de agua de la Batería N°1 (T-
102), donde se realiza el tratamiento del agua. El agua tratada almacenada en
el T-102 se dirige por nivel a la estación de inyección donde se encuentran las
bombas BDP, las mismas que envían el agua hacia los pozos inyectores. Los
rates de inyección de agua de formación son medidos en campo de los
flujómetros (medidor de turbina) instalados en los pozos inyectores. Todo este
proceso se muestra en el Anexo N°2.
60
CAPITULO V: METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN
La investigación se realizó en las oficinas de la Compañía Maple Gas, en la ciudad de
Pucallpa y en el área de operaciones del Campo Agua Caliente, en el Lote 31-D en
Huánuco, Ucayali.
Se realizó el diagnóstico del estado de las bombas BDP. Así mismo se dimensionó el
sistema de inyección de agua con una bomba horizontal HPS. También se analizó el
incremento de la capacidad de producción de petróleo por la apertura de pozos ATA,
la reactivación de la Formación Cushabatay en 4 pozos productores y el
acondicionamiento de pozos inyectores para la disposición del agua. Se realizó el
diagnóstico de la vida operativa de las bombas BDP y HPS. Para ello, se hizo uso de
los siguientes parámetros y/o pruebas:
5.1 Análisis de Curvas de Producción.
Se analizó las curvas históricas de producción basadas en todos los pozos que
están drenando en el yacimiento. Se realizó un estudio de las curvas de
producción e inyección de agua para determinar la declinación de la producción
de petróleo, el incremento considerable del volumen de agua de formación, así
como del corte de agua, pozos productores que han dejado de producir
cantidades de petróleo económicamente rentable y el tiempo de vida útil del
reservorio que se tiene en el campo Agua Caliente. Se hizo uso de las siguientes
curvas de producción:
Historial de producción de petróleo (bl/día vs. t).
Historial de producción de agua de formación (bl/día vs. t).
Relación agua/petróleo (%WOR vs. t).
Producción diaria vs. Producción acumulativa de petróleo (qo vs. Qo).
Producción de petróleo versus tiempo en escala semilogaritmica
El histórico de producción diaria del Campo Agua Caliente se muestra en la figura
5-1. Se ha logrado atenuar la declinación natural de la producción de petróleo,
desde el inicio del contrato (1994), mediante los trabajos de workover para
estimular las arenas productivas del reservorio y los trabajos de servicios
realizados a los pozos para lograr un mantenimiento eficiente de las bombas de
subsuelo.
61
Figura 5-1. Historia de Producción Diaria.
La producción del agua de formación ha experimentado un incremento
considerable a partir de abril 2009, donde se realizó la perforación de 5 pozos de
desarrollo, y en los años 2011 y 2012, donde se realizó dos campañas de
fracturamiento hidráulico que permitieron incrementar la producción de petróleo
hasta 200 bopd y la producción de agua de formación hasta 4000 bwpd
aproximadamente.
El corte de agua es la relación de agua producida comparada con el volumen
total de líquidos producidos. En la figura 5-1 se aprecia valores del corte de agua
muy elevados de hasta 98% aproximadamente, ya que se trata de un campo
maduro con un mecanismo de empuje de agua “Water Drive” sumamente activo.
Este es un problema que va en aumento, ya que actualmente la producción de
agua de formación se está incrementando en cantidades considerables
generando una disminución del caudal del petróleo.
De los informes mensuales de producción se determinó los pozos que fueron
cerrados años anteriores debido a que su producción de crudo no era
económicamente rentable o no se pudo manejar el incremento del volumen de
agua de formación que se obtiene en el campo con las bombas de
desplazamiento positivo (BDP), resultando más económico mantener cerrados y
abandonados temporalmente dichos pozos productores. Los nombres de los
pozos se omiten por ser información restringida de la empresa.
62
CUADRO N°5.1 Pozos Cerrados debido al Alto Corte de Agua
La producción al límite económico (𝑞𝐿. 𝐸), es el valor de la producción que pague
los costos de operación y mantenimiento de equipos y personal empleado, pago
de regalías, etc. Para su obtención se hace uso de la siguiente expresión:
𝑞𝐿. 𝐸 = 𝐶
𝑂 − 𝑆 (𝑚3
𝑎ñ𝑜)
Donde:
C: Costo operativo anual para el yacimiento (22 pozos) 883 300 ($/año/yac)
O: Precio del crudo (98.17 $/bl)* 617.49 ($/m3)
S: Monto de regalías, impuestos, etc.* 318.94 ($/m3)
(*) Los valores corresponden a Jul 2014.
Reemplazando los valores en la ecuación:
𝒒𝑳.𝑬 = 𝟐𝟗𝟓𝟖. 𝟔𝟑𝒎𝟑
𝒂ñ𝒐/𝒚𝒂𝒄
Por lo tanto la producción diaria en bls/día al límite económico por pozo será:
𝒒𝑳.𝑬 = 𝟐. 𝟑𝟐𝒃𝒍𝒔
𝒅𝒊𝒂/𝒑𝒐𝒛𝒐 ≡ 2 bls/día/pozo
Las curvas de producción histórica por pozo actualizadas a Julio 2014
permitieron identificar los pozos que han dejado de producir cantidades de
petróleo económicamente rentable en lo últimos dos años de producción (2013
– 2014), mostrados a continuación en el siguiente cuadro:
Pozos Estado pozoUltima
producción
Fecha de
cierre
A ATA 0x35x24 nov-09
B SD 1x19x24 dic-05
C SD 1x330x24 ene-98
D ATA 0x15x24 ago-08
E SD 2x260x24 jun-11
F SD 2X585X24 Set 2009
G SD 1x19x24 oct-05
H ATA 0X165X24 jul-09
I SD 1x51x24 Set 2004
J SD 1x270x24 ago-08
K SD 3X1130X24 mar-11
63
CUADRO N°5.2 Pozos que han dejado de producir cantidades de petróleo
económicamente rentable.
Pozos Estado
Producción rentable Producción no rentable
BFPD Ultima
Fecha BFPD
Fecha
Actual
L SD 2x731x24 Jul 2008 1x640x24 Ago 2013
M Productor 3x52x24 May 2014 1x28x24 Jul 2014
N SD 2x223x24 Abr 2014 1x316x24 Jun 2014
O Productor 9x1125x24 Jun 2014 7x1180x24 Jul 2014
P SD 4x164x24 Ene 2001 0x2x24 Jul 2014
Q SD 2x184x24 Jun 2008 1x98x24 Jul 2014
Se calculó la vida útil del yacimiento teniendo en cuenta el “método empírico” de
extrapolación. Nos basamos en el método de extrapolación de las curvas de
declinación, para ello graficamos el ritmo de producción de petróleo versus
tiempo en escala semilogaritmica y el ritmo de producción petróleo versus la
producción acumulada para determinar la tendencia de dichos datos, tal como
se muestra en las figuras 5-2 y 5-3 respectivamente.
Figura 5-2. Gráfico del ritmo de producción de petróleo versus tiempo en escala semilogaritmica.
64
Figura 5-3. Gráfico de ritmo de producción diaria contra producción acumulativa, qo vs. Np.
Evidentemente de las figuras 5.2 y 5.3 se observa una tendencia lineal cuando
graficamos el ritmo de producción de petróleo versus tiempo en escala
semilogaritmica y el ritmo de producción petróleo versus la producción
acumulada, determinando que la declinación de la producción es de tipo
“exponencial”.
Los valores de producción – tiempo del campo Agua Caliente de los gráficos 5.2
y 5.3 se muestra en el Anexo Nº3, considerando un periodo desde el inicio de
contrato (1994) hasta el año 2007, donde la data de producción presenta un buen
ajuste lineal.
Aplicando el método de promedios, se puede encontrar los valores de las
constantes (a) y (b) resolviendo las siguientes expresiones:
26.0005= 7loga + 0.4343*189*b
25.6869= 7loga + 0.4343*238*b
Donde:
a = qo = 7 712.397 m3/año
b = -0.01473
65
Conocidos (a) y (b), definimos la ecuación de declinación que corresponde a la
recta ajustada a los puntos graficados de producción contra el tiempo:
𝒒 = 𝟕𝟕𝟏𝟐.𝟑𝟗𝟕𝒙𝒆−𝟎.𝟎𝟏𝟒𝟕𝟑∗𝑻
La producción anual al límite económico es:
𝒒𝑳.𝑬 = 𝟐𝟗𝟓𝟖. 𝟔𝟑𝒎𝟑
𝒂ñ𝒐/𝒚𝒂𝒄
Para determinar el tiempo de vida útil, se sustituye el valor de qL.E en la ecuación
de declinación ya determinada; esto es:
𝟐𝟗𝟓𝟖.𝟔𝟑 = 𝟕𝟕𝟏𝟐.𝟑𝟗𝟕𝒙𝒆−𝟎.𝟎𝟏𝟒𝟕𝟑∗𝑻
Despejando (T) y efectuando operaciones, se tiene que:
T = 65.01 años ≡ 65 años
Como el campo ya estuvo en producción 45 años (1970 – 2014), el tiempo de
vida útil será:
Tv.u = 20 años
5.2 Análisis de Curvas IPR
Se realizó el análisis mediante curvas IPR de los pozos que han dejado de
producir cantidades de petróleo económicamente rentable en lo últimos dos años
de producción (2013 – 2014), para determinar que pozos requieren trabajos de
reacondicionamiento para mejorar su productividad.
Los datos de Presión de reservorio y presión de fondo fluyente fueron tomados
del reporte de la campaña de fracturamiento que se realizó en el Campo Agua
Caliente, emitido por la compañía Schlumberger en el año 2012. La presión de
reservorio inicial fue de 910 psi, para efectos de la simulación se usó el valor
conservador de 160 psi como presión de reservorio actual.
Mediante el análisis de curvas IPR, mostradas en el anexo N°4, se determinó
que las formaciones productoras de pozos L, M, O y Q no son capaces de
producir a un ritmo estabilizado de producción y que ningún cambio en el
mecanismo de bombeo dará la producción requerida, determinando que estos
66
pozos requieren trabajos de reacondicionamiento (Rebaleo) para mejorar su
productividad.
Así mismo debido al incremento de agua que se generará al rebalear dichos
pozos productores, se ampliará la capacidad de reinyección del pozo inyector I2
y se reaperturará el pozo reinyector I4 mediante trabajos de rebaleo para tener
suficiente capacidad para disponer de manera óptima el incremento de agua de
producción.
La segunda etapa del análisis comprendió la interpretación de los registros
eléctricos (Gamma Ray y Resisitividad) de los pozos L, M, O y Q para determinar
arenas productoras con potencial para producir hidrocarburos económicamente
rentables, y de los pozos I2 y I4, los cuales van hacer reaperturadas mediante
operaciones de Rebaleo. En el Anexo N°5 se muestra los registros eléctricos de
los pozos evaluados.
Finalmente se realizó las recomendaciones de workover de los pozos para
dejarlos listos para que entre el equipo de baleo y realice los trabajos de
punzonamiento. En el Anexo N°6 se muestran las recomendaciones de los pozos
evaluados y la comparación de diagramas Post Baleo respectivamente.
5.3 Presión de Inyección en el Cabezal de los Pozos Inyectores.
Las mediciones fueron calculadas en el campo Agua Caliente de los manómetros
de alta presión colocados en el puente de inyección de los pozos inyectores,
para determinar si esta presión está en el rango adecuado para mantener las
condiciones de fractura en las formaciones destinadas a la disposición de agua.
Antes de realizar las mediciones, revisamos los datos de Gradiente de Presión
de las formaciones donde se dispondrá el agua de formación, para ello se revisó
reportes de la campaña de fracturamiento que se realizó en el Campo Agua
Caliente en los años 2011 y 2012; determinando valores promedios de
gradientes de 0.32 psi/pie y 0.30 psi/pie para el Mbo. Aguanuya y la Fm.
Cuchabatay respectivamente. Los resultados fueron los siguientes:
67
CUADRO N°5.3 Presiones de Inyección medidas en el Campo AC.
También se analizó las pérdidas de presión que se generan desde la estación
de inyección hasta la cabeza del pozo (H), con la finalidad de calcular el extra
consumo de diesel por perdidas de presión. Se hizo corridas empleando la
fórmula de Hazen-Williams, mostradas en el anexo N°7, para determinar las
pérdidas de presión variando el número de líneas de inyección. Los resultados
son mostrados en el cuadro N°5.4.
Con estos resultados se calculó el costo y ahorro del extra consumo del
combustible Diesel en el Campo agua Caliente.
CUADRO N°5.4 Pérdida de presión a lo largo de las líneas de inyección.
5.4 Análisis del % de Sólidos en el Agua de Formación.
De la boleta de fiscalización del crudo producido del Lote 31 D, elaborada en la
Refinería de Pucallpa y mostrado en el Anexo N°8, se determinó que el
porcentaje de BSW fue de 0.05 %. Este valor está en el rango permitido que
debe cumplir un crudo para su transporte y comercialización, el cual no debe ser
mayor al 0.5 % del contenido de agua y sedimentos.
Longitud*
(m) BWPD GPM Tubos Forros
I1 980 1500 44 400 360 0 40
I2 1420 1200 35 400 355 0 45
I3 1734 1200 35 400 355 0 45
Longitud*
(m) BWPD GPM Tubos Forros
I1 980 750 22 400 389 0 11
I2 1190 600 18 400 391 0 9
I3 1734 600 18 400 388 0 12
(*) Distancia aproximada de linea de flujo desde la estación de inyección hasta el cabezal del pozo inyector.
Pérdida de presión con una linea de 2-7/8"
Pérdida de presión con dos lineas de 2-7/8"
PozoRate de Inyección (Q) Presión de
descarga (psi)
Presion Inyección (psi) Perdida de
presión (psi)
Perdida de
presión (psi)
Rate de Inyección (Q) Presion Inyección (psi)Pozo
Presión de
descarga (psi)
68
Queda claro que el % de sólidos en el agua de formación está en el rango
recomendado para evitar producir problemas de erosión y/o corrosión graves en
las partes de las bombas.
El grado relativo de taponamiento de las formaciones donde se va a disponer el
agua será determinado mediante una prueba básica, que consiste en forzar un
volumen dado de agua a través de un filtro de membrana (tamaño de poro de
0.45 μm) bajo una presión constante.
La velocidad de flujo versus el volumen acumulado son ploteados en un papel
semilogaritmico. La pendiente de la línea indica la “calidad”, o grado de
taponamiento tal como se ilustra en la siguiente figura:
Figura 5-4. Curva de Calidad del Agua de Formación.
La interpretación de la curva azul mostrada en la figura N°5-4, se observa una
muestra de agua de formación donde la velocidad de flujo decrece cuando el
volumen acumulado se incrementa, indicando el taponamiento del filtro, por ende
esta agua ocasiona un leve taponamiento de las formaciones donde se va a
disponer el agua.
La curva roja muestra una excelente calidad de agua (ideal), donde no ocurre
taponamiento puesto que la velocidad del flujo permanece constante
aproximadamente a través de la prueba.
69
5.5 Presión en las Líneas de Succión y Descarga de las Bombas BDP.
Las mediciones fueron calculadas de los manómetros de alta presión colocados
en la estación de inyección, durante el funcionamiento de las bombas de
desplazamiento positivo (bomba Unión y bomba Gardner Denver) que a la fecha
operan en el campo Agua Caliente.
Figura 5-5. Bombas de desplazamiento Positivo. Derecha: Bomba Duplex Gardner
Denver, Izquierda: Bomba Triplex Union.
Para ambas bombas se determinó sus características y parámetros de
operación, para ello utilizamos las curvas características y los catálogos de las
bombas mostradas en el Anexo N°9, con la finalidad de evaluar el
desplazamiento de la bomba (bls/stk), tal como se muestra en los cuadros N°5.5
y 5.6.
CUADRO N°5.5 Diseño, características y parámetros de operación de la Bomba de
Desplazamiento Positivo “Union”.
Actuales Futuras
3 3
2 3/4" 4"
3.5" 3.5"
483 318
1344 1200
350 313
Actuales Futuras
115 75
85% 85%
20 - 50 20 -85
400 400
1400 1400
0.005467 0.011567
3800 5300
Marca / Tipo
Número de pistones
Diámetro del pistón (in)
Longitud de carrera (in)
Strokes por minuto (stk/min)
Desplazamiento bomba (bls/stk)
Rate de bomba (BPD)
Eficiencia (%)
2 (84 glns)
Peso (Kg) 5682
RPM (polea bomba)
RPM (motor)
Bomba BDP N°1
Presión de succión (psi)
Presión de descarga (psi)
Presión max. Descarga (psi)
Diseño
Potencia (HP)
Temperatura de trabajo
Material
Union / Triplex
Acero al carbón
-20°F a 260°F
Consumo de combustible (bls)
Características
Parámetros de Operación
70
CUADRO N°5.6 Diseño, características y parámetros de operación de la Bomba de
Desplazamiento Positivo “Gardner Denver”.
Esta comparación nos permitió determinar que los componentes y parámetros
de operación de las bombas BDP no tienen las dimensiones adecuadas que
permitan desplazar un volumen de fluido mayor a 6 800 BWPD.
Por tal motivo se decidió cambiar las dimensiones de las camisas y pistones de
ambas bombas mostradas en los cuadros N° 5.5 y 5.6. Con este cambio
significativo se logró incrementar la capacidad de desplazamiento del fluido de
inyección hasta 10 391 BWPD.
5.6 Tiempo Operativo de las Partes Internas de las Bombas de Inyección.
Se realizó el seguimiento de las salidas del almacén de las partes internas
principales de las bombas de desplazamiento positivo (Bomba Union y Gardner
Denver), para ello se revisó los reportes diarios de mantenimiento, horas
máquina y control operativo en el 2014, pues son los más representativos, con
el objetivo de determinar la frecuencia de cambio de dichas partes. Los
resultados se muestran en el siguiente cuadro:
Actuales Futuras
2 2
4 1/2" 6"
10" 10"
38 32
972 818
328 276
Actuales Futuras
50 42
55% 55%
20 - 50 20 - 85
400 400
1200 1200
0.05484 0.110482
3000 5091
Bomba BDP N°2
Diseño
Marca / Tipo Gardner Denver / Duplex
Temperatura de trabajo
Longitud de carrera (in)
Strokes por minuto (stk/min)
RPM (motor)
-20°F a 250°F
Material Acero al carbón
1.5 (63 glns)
Peso (Kg) 3216
Presión max. Descarga (psi)
Desplazamiento bomba (bls/stk)
Rate de bomba (BPD)
Consumo de combustible (bls)
Características
Parámetros de Operación
RPM (polea bomba)
Potencia (HP)
Eficiencia (%)
Presión de succión (psi)
Presión de descarga (psi)
Número de pistones
Diámetro del pistón (in)
71
CUADRO N°5.7 Frecuencia de cambio de partes internas de las bombas BDP.
Item RepuestoFrecuencia
de cambio (aprox.)
Costo unitario
de repuesto ($)
1 Jebe de pistones Trimestral 25
2 Vástago Anual 275
3 Empaquetaduras Trimestral 30
4 Jebes de válvulas Succ. / Desc. Cuatrimestral 80
5 Mangueras Bimestral 10
6 Rodajes Cuatrimestral 18
7 Retenes Cuatrimestral 20
8 Fajas 5 veces por mes 12
9 Filtro trimetral 130
Tiempo Operativo de las partes principales de las Bombas BDP
72
CAPITULO VI: ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL SISTEMA ACTUAL CON
LA PROYECCIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO HORIZONTAL HPS
A julio de 2014 se tiene 43 pozos perforados, de los cuales 21 pozos son productores,
11 pozos no productores, 8 pozos inyectores de agua y 3 pozos abandonados; y la
producción actual del campo es 115 bopd x 3472 bwpd.
La producción del agua de formación ha experimentado un incremento considerable a
partir de abril 2009, alcanzando picos de hasta 4 000 bwpd aproximadamente.
La proyección del historial de producción a Diciembre 2014 se muestra en la figura N°
6-1. En noviembre 2014, la producción del campo después de implementar el
programa de Rebaleo para reactivar las Fms. Cuchabatay y Aguanuya es 159 bopd x
8500 bwpd. Se experimentó un incremento en la capacidad de producción de petróleo
en aproximadamente 40% de la producción actual, el detalle del incremento de
producción se muestra en el Anexo N°10.
Figura 6-1. Proyección del Historial de Producción a Diciembre 2014.
La proyección del volumen de agua de disposición después de implementar el
programa de Rebaleo experimentó un incremento de volumen de agua en
aproximadamente 100% del volumen de disposición actual, el detalle del incremento
de disposición se muestra en el cuadro N° 6.1.
73
Cuadro 6.1 Proyección de la capacidad de disposición del agua producida en el campo Agua Caliente.
Debido al incremento de la capacidad de producción del campo, la producción del agua
de producción se incrementará en 5000 bwpd aproximadamente, incrementando el
riesgo de no tener suficiente capacidad en los tanques de almacenamiento y
tratamiento del agua de disposición. Por este motivo se ampliará la capacidad de las
baterías de producción con dos tanques de almacenamiento de 3 000 bls c/u, tal como
se muestra en el Anexo N°11.
El campo Agua Caliente tiene una planta de generación eléctrica que se encarga de
producir la energía requerida y suplir la demanda en las operaciones de producción y
workover.
La planta cuenta actualmente con los siguientes grupos electrógenos, presentados en
el cuadro 6.2.
CUADRO N°6.2 Características y parámetros de operación de los Grupos Electrógenos
actuales del campo Agua Caliente.
BDP HPS
BIPD Psi (BIPD) (Psi) (Psi)
I1 C-A 1500 360 I1 C-A 1940 389 690
I2 C-A 1200 355 I2* C-A 2420 391 690
I3 A 1200 355 I3 C-A 1950 388 690
I4* C-A 2190 390 690
3900 BIPD 8500
(*) Pozos inyectores que se le efectuó trabajos de reacondicionamiento (Rebaleo) para mejorar su capacidad de admisión de fluidos.
BIPD
Proyección
Proyección de la capacidad de disposición de agua producida después de implementar el programa de Rebaleo.
Actual
Presión de
InyecciónAgua de
DisposiciónFm.Pozo
Agua de
Disposición
Presión de
InyecciónFm.Pozo
Total de Agua Inyectada:Total de Agua Inyectada:
Componentes DescripciónGrupo
GE-511
Grupo
GE-512
Grupo
GE-522
Marca Caterpillar Cummins Cummins
Modelo 3306 6CTA NTA-885
Potencia 200 HP 208 HP 535 HP
Combustible Diesel B2 Diesel B2 Diesel B2
Marca Caterpillar Cummins Cummins
Modelo SR-4 B634MWH01 C350D6
Potencia 155 Kw 208 Kw 320 Kw
Motor
Generador
Grupos Electrógenos de la Planta de Generación Eléctrica
74
El consumo total de energía actual del campo es 257 KW, y es abastecido por los
grupos electrógenos GE-511 y GE-512 que funcionan juntos y alternan cada 10 días
con el GE-522 para abastecer de energía a las instalaciones (Batería N°1 y N°2,
Bombas de inyección, oficinas y campamento).
El principal combustible de los grupos electrógenos es el diésel, el cual es adquirido
de la refinería Pucallpa para abastecer la planta de generación eléctrica.
La planta cuenta con una subestación de distribución, la cual eleva el voltaje de los
grupos electrógenos hasta 34.5 Kv. Para la distribución de la energía se usa líneas
aéreas de 34.5 Kv, a través de la cual se suministra energía eléctrica a las estaciones
de producción y demás facilidades de la compañía.
La implementación de la bomba horizontal multi-etapas y la reapertura de pozos ATA
incrementará la capacidad de generación del campo, tal como se muestra en el cuadro
comparativo 6.3.
CUADRO N°6.3 Comparación del consumo de energía actual y futura del
campo Agua Caliente.
Debido al incremento del consumo de energía, se requerirá adquirir un grupo
electrógeno adicional para suplir de energía a la bomba horizontal multietapas, cuyas
características y parámetros de funcionamiento se detallan en el cuadro 6.4.
Actual Requerida
Motores elétricos de
equipos de pozos172 256
Motores elétricos de
equipos y otros85 85
Motor elétrico de
la bomba HPS0 160
Total de Consumo (Kw) 257 501
Consumo de energía (Kw)Detalle
75
CUADRO N°6.4 Características y parámetros de operación del nuevo Grupo Electrógeno.
El sistema de inyección stand by para el esquema futuro será proporcionado por las
bombas Union y Gardner Denver tal como se detalla en el diagrama de distribución
eléctrica futura del Anexo N°12.
Componentes DescripciónGrupo
Nuevo
Marca Volvo Penta
Modelo TAD1640GE
Potencia 530 HP
Combustible Diesel B2
Marca Leroy Somer
Modelo LSA47-2S5
Potencia 365 Kw
Motor
Generador
Nuevo Grupo Electrógeno
76
CAPITULO VII: DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA DE BOMBEO
HORIZONTAL HPS
(Por software de la compañía de servicios)
Para seleccionar y dimensionar la bomba horizontal que operará en el campo Agua
Caliente, tomamos en cuenta los siguientes parámetros de diseño:
Caudal de flujo deseado 10 000 bfpd
Presión de descarga deseada 713 psi
Presión de entrada disponible 13 psi
Gravedad específica 1.0 sp.gr.
Con estos parámetros de diseño y de las propiedades del fluido, la empresa de
servicios genera la curva característica de la bomba. La curva representa 1 etapa a
3500 rpm con una gravedad específica de 1.0 en un gráfico Caudal de flujo vs Cabeza
por etapa, HP requerido para generar flujo, y eficiencia. Todos estos parámetros serán
graficados en la figura N°7-1.
Figura 7-1.Curva característica por etapa de la bomba horizontal HPS.
A 10,000 bfpd esta bomba generara 96 pies de cabeza por etapa y requerirá 9 HP por
etapa con una eficiencia de 75.58%.
77
Determinamos la capacidad de la bomba a nuestro rpm de trabajo, ya que esta curva
representa condiciones a 3500 rpm (60 Hz y sp. gr de 1.0). La bomba horizontal trabaja
a 3575 rpm y queremos desplazar 10,0000 bfpd como régimen de inyección. Usamos
la ley de afinidad de las bombas para nuestra conversión, basándose en un diámetro
de impulsión constante (asumir que no existe ningún cambio en las etapas que podrían
variar la capacidad de bombeo).
Para ello seleccionamos una bomba que envía el flujo deseado a la más alta eficiencia
posible, tal como se muestra en la figura N° 7-2, y a partir de dichos parámetros de
operación de eficiencia máxima calculamos las condiciones a un rpm deseado (nueva
cabeza y potencia al freno por etapa).
Figura 7-2. Selección de bomba a la más alta eficiencia posible.
𝑁𝑢𝑒𝑣𝑎 𝐻𝑒𝑎𝑑3575 𝑅𝑃𝑀 = 𝐴𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝐻𝑒𝑎𝑑3500 𝑅𝑃𝑀 x (𝑁𝑢𝑒𝑣𝑜 𝑅𝑃𝑀
𝐴𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝑅𝑃𝑀)2
𝑁𝑢𝑒𝑣𝑎 𝐻𝑒𝑎𝑑3575 𝑅𝑃𝑀 = 95.85 x (3575
3500)2 = 𝟏𝟎𝟏 𝒇𝒕/𝒆𝒕𝒂𝒑𝒂
𝑁𝑢𝑒𝑣𝑜 𝐻𝑃3575 𝑅𝑃𝑀 = 𝐴𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝐻𝑃3500 𝑅𝑃𝑀 x (𝑁𝑢𝑒𝑣𝑜 𝐻𝑃
𝐴𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝐻𝑃)3
𝑁𝑢𝑒𝑣𝑜 𝐻𝑃3575 𝑅𝑃𝑀 = 8.9 x (3575
3500)3 = 𝟗.𝟒𝟖 𝑯𝑷/𝒆𝒕𝒂𝒑𝒂
78
Figura 7-3. Capacidad de la bomba a nuestro RPM de trabajo (3575 RPM, 60 Hz y 1.0 sp.gr).
Determinamos el número de etapas que serán requeridas para abastecer la presión
de descarga deseada. Primero calculamos la presión requerida por el sistema (ΔP),
es decir la presión que tiene que ser entregada por la bomba. Además la presión de
succión o entrada es 13 psi y la presión de descarga es 713 psi.
ΔP = 713 psi − 13 psi = 𝟕𝟎𝟎 𝒑𝒔𝒊
Convertimos la presión entregada por la bomba (psi) a cabeza (ft):
Cabeza (ft) = 700 𝑥 2.31
1.0= 𝟏𝟔𝟏𝟕 𝒇𝒕
Recordar que la cabeza por etapa fue 101 ft/etapa (3575 RPM), por lo tanto el número
de etapas será:
N° Etapas = 1617 𝑓𝑡
101 𝑓𝑡/𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎= 𝟏𝟔 𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬
Con el número de etapas obtenemos la curva característica de la bomba para las 16
etapas a 3575 RPM.
79
Figura 7-4. Curva característica de la bomba para las 16 etapas a 3575 RPM
La operación satisfactoria de la bomba requerirá que la vaporización del líquido que es
bombeado no ocurra bajo ninguna condición de operación. Así que la bomba necesita
tener siempre una cantidad de cabeza total de succión suficiente para impedir la
vaporización (NPSHr).
La curva del NPSHr que se muestra en la figura N° 7-5, es elaborada por la compañía
de servicios.
Figura 7-5. Curva NPSHr de la bomba HPS.
80
De la figura 7-5 se observa que el NPSHr a 10000 bpd es 18.92 ft. Tenemos una
presión de succión de la bomba de 30.03 ft (13 psi) y la cabeza de presión de vapor
del agua a 130°F es 5 ft aproximadamente.
Calculamos la cabeza de presión neta disponible NPSHa y la comparamos con la
NPSHr, tenemos:
NPSHa = 30.03 ft − 5 ft = 𝟐𝟓.𝟎𝟑 𝒇𝒕
El NPSHa a 10000 bfpd es alrededor de 25 ft, resultando ser aproximadamente mayor
en 6 ft de la NPSHr, por lo tanto la cavitación no ocurrirá.
Finalmente seleccionamos las características de las partes principales y los
componentes auxiliares de la bomba horizontal.
Con el N° de etapas calculamos la longitud del housing teniendo en cuenta el cuadro
N° 7.1.
CUADRO N°7.1 Modelos de Housing de las bombas HPS.
Del cuadro N° 7.1 se observa que el housing N°5 se acomodará a las etapas
requeridas.
El cálculo de la potencia para todas las etapas permite determinar el material del eje
de la bomba. La potencia requerida por el sistema de bombeo horizontal de 16 etapas
será calculada multiplicando el número de etapas por la potencia ajustada por etapa.
Potencia (HP) = 16 etapas x 9.48𝐻𝑃
𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎 x 1.0 s. g = 𝟏𝟓𝟏.𝟔𝟖 𝑯𝑷
Con esta información el motor y el material de la bomba apropiada podrán ser
definidos. En el Anexo N°13 se detalla un resumen de los resultados de los parámetros
de operación de la bomba, las características de las partes principales y componentes
auxiliares de la bomba horizontal HPS de 16 etapas.
16
81
CAPITULO VIII: EVALUACIÓN ECONÓMICA
8.1 Comparación de Costos de Operación por Barril Bombeado por cada uno
de los Sistemas de Bombeo.
En esta primera parte presentamos un análisis comparativo por sistemas de
bombeo. Para estos cálculos se ha tomado en consideración el volumen de 8 500
bpd de fluido inyectado, tanto por el sistema de bombeo HPS como por el sistema
BDP. En el cuadro N° 8.1 se muestra el detalle de los costos operacionales como
las unidades de bombeo BDP y HPS; los gastos mensuales adicionales como
mantenimiento, consumo de combustibles y compra de repuestos e insumos
(aceites); con el propósito de disponer de un costo por barril bombeado.
CUADRO N°8.1 Comparación de costos de operación por barril bombeado.
8.2 Cantidad de Ingresos Económicos que no se percibe de la producción de
petróleo al no poder incrementar la capacidad de inyección de agua.
Además se determinó la cantidad de ingresos económicos que no se percibe del
petróleo que se dejó de producir al no poder manejar el incremental de agua en el
campo Agua Caliente. El detalle se muestra en el cuadro N°8.2.
82
CUADRO N°8.2 Cantidad de ingresos económicos que no se percibe de la producción de
petróleo que se dejó de producir.
8.3 Inversión
La inversión está referida a los gastos generales requeridos para desarrollar el
proyecto, gastos como Trabajos de workover para reactivar 4 pozos productores,
Trabajos de workover para completar 2 pozos inyectores; adquisición de un (01)
flujómetro, una bomba HPS de inyección de agua, un grupo electrógeno de 365 KW;
la construcción de dos tanques desnatador de 3000 bls c/u; la elaboración del estudio
técnico medio ambiental y otros.
Los gastos por parte de los trabajos de workover para reactivar 4 pozos productores,
se emplearán en la instalación del equipo de levantamiento artificial, electrificación del
pozo, trabajos de baleo y acidificación, gastos administrativos y transporte.
Por otro lado los gastos por parte de los trabajos de workover para completar 2 pozos
inyectores, se emplearán en la instalación de fondo, trabajos de baleo y acidificación,
gastos administrativos y transporte. En el cuadro N°8.3 se muestra un resumen de las
inversiones y gastos mencionados.
Petróleo Agua ($/dia) ($/mes)
C ATA 1 330 ene-98 98.17 2945.1
E ATA 2 260 jun-11 196.34 5890.2
F ATA 2 585 sep-09 196.34 5890.2
I ATA 1 51 sep-04 98.17 2945.1
J ATA 1 270 ago-08 98.17 2945.1
K ATA 3 1130 mar-11 294.51 8835.3
N SD 1 316 jun-14 98.17 2945.1
Q SD 1 98 jul-14 98.17 2945.1
12 3040 1178.04 35341.2
* Precio del Crudo a Jul 2014 es 98.17 $/bl
Ultimo Rate de
Producción (bpd)Pozos EstadoFecha de
Cierre
Total de HCs
Ingreso de petróleo
que no se percibe
83
CUADRO N°8.3 Inversión y gastos para desarrollar el proyecto.
8.4 Retribución
Ahorro del Extra Consumo del Combustible Diésel
Debido a que se reducirá las pérdidas de presión que se generan desde la
estación de inyección hasta la cabeza del pozo (H), se realizó los cálculos del
ahorro de consumo de diesel para cada pozo reinyector. En el cuadro N° 8.5 se
muestra los resultados para cada caso.
Ahorro en Compra de Repuestos de las Partes Internas de las Bombas
BDP
Se cuantifico el ahorro por compra de repuestos de las partes internas de las
bombas BDP, se tomó como referencia la frecuencia de cambio de partes
principales de las bombas BDP, donde se comparó el costo total actual de
repuestos por año ($/año) con el costo total futura de repuestos por año (luego
de implementar la bomba HPS, determinando el porcentaje de ahorro en
compras de repuestos. En el cuadro N° 8.6 se muestra el ahorro por compra de
repuestos de las bombas BDP.
84
CUADRO N°8.5 Ahorro del extra consumo del combustible diésel
130000 BTU/gal
8000 btu/bhp-hr
3.3 $/gal
Rate de
inyecciónBHP
Consumo
Diesel
(GPM) (hp) (gal/día) ($/dia) ($/mes) ($/año)
I1 (AC-06) 44 1.134 5.58 18.43 560.19 6722.25
I2 (AC-06) 35 1.021 5.03 16.58 504.17 6050.02
I3 (AC-37) 35 1.021 5.03 16.58 504.17 6050.02
Pozo I1: Analisis consumo de dielsel para cada caso
ΔP Rate (Q) BHP Consumo
Diesel
Costo
consumo
Ahorro de
extra
consumo
(psi) GPM (hp) (gal/día) ($/dia) ($/dia)
Caso 1: 1 40 44 1.134 5.58 18.43 -
Caso 2: 2 11 21.88 0.150 0.74 2.44 15.99
Pozo I2: Analisis consumo de dielsel para cada caso
ΔP Rate (Q) BHP Consumo
Diesel
Costo
consumo
Ahorro de
extra
consumo
(psi) GPM (hp) (gal/día) ($/dia) ($/dia)
Caso 1: 1 45 35 1.021 5.03 16.58 -
Caso 2: 2 9 17.5 0.096 0.4748 1.57 15.02
Pozo I3: Analisis consumo de dielsel para cada caso
ΔP Rate (Q) BHP Consumo
Diesel
Costo
consumo
Ahorro de
extra
consumo
(psi) GPM (hp) (gal/día) ($/dia) ($/dia)
Caso 1: 1 45 35 1.021 5.03 16.58 -
Caso 2: 2 12 17.5 0.141 0.6924 2.28 14.30
45.31
16310.35
# lineas
Costo adicional de consumo DieselPozo
Consumo de Diesel el funcion de la perdida de presión
Poder calorífico del diesel:
Alta eficiencia de combustible bomba:
Costo Diesel:
# lineas
# lineas
Ahorro total ($/año):
Ahorro total ($/día):
85
CUADRO N°8.6 Ahorro en compra de repuestos de las partes internas de las Bombas BDP.
8.5 Flujo de Caja
La evaluación de flujo de caja se realizará utilizando los parámetros como la inversión,
ahorro del extra consumo del combustible Diésel y el ahorro en compra de repuestos
de las partes internas de las bombas BDP. Además se utilizarán indicadores que
permitirán evaluar el proyecto de inversión como ingresos, egresos (inversión), tasa
de descuento, valor actual neto (VAN) y Tiempo de retorno. En el cuadro 8.7 se
observa el cuadro de flujo de caja que muestra el resumen de las inversiones, gastos,
retribución y parámetros o indicadores de rentabilidad.
Item RepuestoFrecuencia
de cambio (aprox.)
Costo unitario
de repuesto ($)
Costo de
repuesto
anual ($/año)
1 Jebe de pistones Trimestral 25 100
2 Vástago Anual 275 275
3 Empaquetaduras Trimestral 30 120
4 Jebes de válvulas Succ. / Desc. Cuatrimestral 80 240
5 Mangueras Bimestral 10 60
6 Rodajes Cuatrimestral 18 54
7 Retenes Cuatrimestral 20 60
8 Fajas 5 veces por mes 12 720
9 Filtro trimetral 130 520
2149
645
70%
Costo total actual de compra de repuestos
Costo total futura de compra de repuestos
% Ahorro compra repuestos
Ahorro en compra de repuestos de las partes internas de las bombas BDP
86
CUADRO N°8.7 Flujo de caja.
Finalmente se puede observar que las ganancias obtenidas superan la inversión
realizada, es decir se pagó lo invertido para la mejora en el menor tiempo posible.
JUSTIFICACION ECONOMICA
Adquirir una bomba horizontal con capacidad de bombeo de agua de 10000 BPD, realizar trabajos de Workover para acondicionar 04 pozos productores y
02 pozos inyectores para producir 8660 BFPD con un corte de 1.85% de crudo. La ejecucion de este trabajo permitirá recuperar 44 BOPD adicionales.
TASA DE
DESCUENTOV.A.N (US$)
Monto de la inversión 928,764 US$ 10% 2077178.62
11% 1992458.85
Producción adicional de petróleo crudo (Bls/dia) 44 Bls/día 12% 1911898.86
Ingreso por barril de petróleo crudo 98.17 US$/BL 13% 1835246.05
Ingreso díario 4,319 US$/dia 14% 1762265.91
15% 1692740.61
16% 1626467.56
17% 1563258.26
18% 1502937.12
19% 1445340.51
20% 1390315.78
0 1 2 3 4 5 6 TOTAL (US$)
1,576,610.20 1,074,961.50 895,801.25 716,641.00 716,641.00 716,641.00 5,697,295.95
Ahorro repuestos 1,504.00 1,504.00 1,504.00 1,504.00 1,504.00 1,504.00 9,024.00
ahorro combustible 16,310.35 16,310.35 16,310.35 16,310.35 16,310.35 16,310.35 97,862.10
Tot. Ingr. 0.00 1,594,424.55 1,092,775.85 913,615.60 734,455.35 734,455.35 734,455.35 5,804,182.05
Inversion 928,764 0.00 0.00 0.00 0.00 928,764.25
Depreciacion (10%) 0.00 139,314.64 139,314.64 139,314.64 139,314.64 139,314.64 139,314.64 835,887.83
Mantenimiento 0.00 15,216.00 15,216.00 15,216.00 15,216.00 15,216.00 15,216.00 91,296.00
Consumo energía 0.00 120,450.00 120,450.00 120,450.00 120,450.00 120,450.00 120,450.00 722,700.00
Tot. Egr. 928764.25 274980.64 274980.64 274980.64 274980.64 274980.64 274980.64 2578648.08
NETO -928764.25 1319443.9125 817795.21 638634.96 459474.71 459474.71 459474.71 3225533.98
Acumulado -928764.25 390679.66 1208474.88 1847109.84 2306584.55 2766059.26 3225533.98
Tasa de Descuento 15.0% (La tasa debe expresarse anualmente o mensualmente según sea el caso)
PAY OUT 7.1 meses VAN (VPN) $1,692,740.61
Años/Meses
Ingresos
Egresos
FLUJO DE CAJA
87
CAPITULO IX: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
9.1 Conclusiones
El proyecto es viable económica y financieramente, ya que el Van de S/.
1’692,740.61 es mayor a cero y el periodo de recuperación del proyecto es de
7.1 meses es decir se pagará lo invertido para la mejora en el menor tiempo
posible.
Se estima al completar el proyecto alcanzar una producción en el campo Agua
Caliente de 160 bopd y 8500 bwpd.
La implementación de la bomba horizontal HPS permitirá manejar el volumen
de agua de formación al finalizar el proyecto, debido a que la bomba HPS será
dimensionada para manejar volúmenes de hasta 10 000 bwpd.
Se estima al completar el proyecto incrementar la capacidad de producción de
petróleo en aproximadamente 40% de la producción actual (44 bls adicionales
de petróleo), mediante la apertura de pozos ATA y el reacondicionamiento de
pozos (trabajos de rebaleo).
Los componentes y parámetros de operación de las bombas BDP que trabajan
actualmente no tienen las dimensiones adecuadas que permitan desplazar el
incremento de volumen de agua de producción (5 100 bls adicionales de agua),
por tal motivo se deberá cambiar las dimensiones de las camisas y pistones
de ambas bombas para incrementar la capacidad de desplazamiento del fluido
de inyección hasta 10 391 bwpd.
La vida útil del reservorio, la cual fue calculada mediante la ecuación de la curva
de declinación exponencial, es 20 años aproximadamente, el cual brinda el
tiempo de operación adecuado a la Bomba Horizontal HPS, ya que esta tiene
una vida útil de funcionamiento entre 10-15 años.
La presión de inyección en los cabezales de los pozos inyectores se
incrementará en 33 psi aproximadamente al implementar una línea de
inyección adicional en cada pozo inyector para reducir las pérdidas de presión
que se generan desde la estación de inyección hasta el cabeza del pozo
inyector.
88
El valor del porcentaje de sedimentos (0.05%) está en el rango permitido que
debe cumplir un crudo para evitar producir problemas de erosión y/o corrosión
graves en las instalaciones, sin embargo estos sólidos si ocasionan un leve
taponamiento de las formaciones donde se va a disponer el agua tal como
indica el ploteo de “calidad del agua”.
La vida operativa de las partes internas de las bombas será mayor debido a
que tenemos una cabeza de presión neta disponible (NPSHa) mayor en 6 ft de
la cabeza de succión neta requerida (NPSHr), por lo tanto la cavitación no
ocurrirá.
La bomba HPS no requiere ningún mantenimiento diario, un mantenimiento
rutinario es un cambio de lubricante trimestral y el chequeo de los
componentes. El silencioso y suave funcionamiento del equipo extiende su vida
útil y reduce ampliamente la aparición de goteos del sistema de bombeo
horizontal, convirtiéndose en una opción ideal para evitar impactos ambientales
y es una solución amigable con el medio ambiente.
El costo por barril bombeado es menor con el sistema de bombeo HPS (0.1754
$/bl) comparado con el sistema de bombeo BDP (0.2519 $/bl). El costo es
mayor en el sistema BDP por el mayor gasto en consumo de combustible
diésel, compra de repuestos, aceites y servicio de mantenimiento.
La reducción de las pérdidas de presión que se generan desde la estación de
inyección hasta el cabeza del pozo (H), permitirá obtener un ahorro económico
en el consumo de combustible diésel de 16 310.35 US$ anuales.
Luego de implementar la bomba HPS, el sistema de inyección “stand by” serán
las bombas BDP, esto permitirá obtener un ahorro económico de 70%
aproximadamente en compra de repuestos de las partes internas de las
bombas BDP.
89
9.2 Recomendaciones
Se requiere implementar las siguientes facilidades para lograr el objetivo
técnico de la mejora:
Comprar e instalar una bomba tipo horizontal multietapas HPS para manejar
el volumen de agua producida de aproximadamente 8 500 bls diarios, con
variador de frecuencia y sus respectivos accesorios.
Construcción de dos tanques verticales de 3 000 bls de capacidad en cada
una de las baterías de producción para manejar el incremento del volumen
de agua de disposición.
Comprar e instalar un grupo electrógeno de 365 Kw de capacidad para
suministrar energía de acuerdo a la demanda esperada, con sus respectivos
tableros eléctricos.
Es indispensable mejorar las facilidades de producción y reinyección de agua,
acondicionar pozos reinyectores, para manejar el sistema de disposición de
una manera ambientalmente seguro.
Implementar un filtro de arena en cada batería de producción que permita
remover una mayor cantidad de sólidos en suspensión, para minimizar el
taponamiento de las formaciones donde se va a disponer el agua.
Las dosis y la periodicidad del uso de los agentes químicos se incluyen de
acuerdo a las especificaciones del proveedor y tomando en cuenta las
muestras y los análisis físico químicos que se realizan diariamente.
Para el diseño y dimensionamiento de la bomba horizontal HPS, debemos
obtener la información precisa de los pozos inyectores, propiedades de los
fluidos y del reservorio, presiones (succión / descarga) y caudal de flujo
deseado.
Después de implementar la bomba HPS al sistema de disposición de agua,
realizar un control diario de los parámetros de los pozos inyectores (presión y
rate de inyección), para de esa forma tener información para poder advertir y
corregir problemas que se presentan con los equipos de bombeo o con las
facilidades de producción.
90
Asegurar y mantener en todo momento durante la disposición del agua de
formación, el buen funcionamiento de las bombas HPS y BDP, para prolongar
la vida operativa de estas en el campo y evitar que se ocasionen desgastes
prematuros.
91
BIBLIOGRAFÍA
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SPE Paper: Horizontal Pumps: A New approach to Water Injection Pressure
Boosting (SPE 14260).
SPE Päper: Vertical Turbine Pumps for Waterflood Injection (SPE 2122).
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Relative Erosity of Coal-Oil, Coal-Water, and Petroleum Coke-Oil Slurries.
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Benalcazar, Eduardo (2001), Operaciones de producción de petróleo,
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2001. (Tratamiento del agua y sistemas de tratamiento)
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(Características BDP)
92
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REDA, Manual Horizontal Pump System Selection Guide, 2000.
REDA, Manual Field Service horizontal Pump System, 2000.
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Mecánica de fluidos aplicada – Robert L. Mott 4 edición
Hazen & Williams equation and critical flow comes from GPSA Handbook, Tenth
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http://gestion.pe/economia/peru-contara-tarifas-electricas-competitivas-hasta-
2018-segun-afin-2094431.
93
ANEXO
94
ANEXO I
ENSAMBLE DE LA CÁMARA DE EMPUJE
95
ANEXO II
96
97
ANEXO III
(me
did
o)
(cal
cula
do
)
qo
i (b
ls/a
ño
)q
oi
(m3/
año
)lo
g q
iq
oi (
m3/
año
)
1994
2427
540
4378
3.64
1354
15
1995
2534
097
5421
3.73
4153
35
1996
2632
289
5133
3.71
0452
57
1997
2730
655
4874
3.68
7951
80
1998
2834
306
5454
3.73
6751
05
1999
2935
968
5718
3.75
7350
30
2000
3034
006
5406
3.73
2949
56
189
26.0
005
2001
3133
237
5284
3.72
3048
84
2002
3227
549
4380
3.64
1548
12
2003
3328
361
4509
3.65
4147
42
2004
3428
306
4500
3.65
3246
73
2005
3531
117
4947
3.69
4346
04
2006
3629
712
4724
3.67
4345
37
2007
3727
872
4431
3.64
6544
70
238
25.6
869
Cam
po
Agu
a C
alie
nte
(P
rod
ucc
iòn
de
Pe
tro
leo
)
Fech
ati
(añ
os)
𝑛/2
𝑖=1
𝑛/2
𝑖=1
𝑛/2
𝑖=1
𝑛/2
𝑖=1
98
ANEXO IV
99
100
101
102
ANEXO V
N° Etapa Formación Fecha
1 Cuchabatay
2 Cuchabatay
3 Cuchabatay
4 Cuchabatay
5 Aguanuya
6 Aguanuya
0x556x24 12x1020x24
Espesor neto de rebaleo = 43'
Resultados
Antes Despues
1090' a 1080'
1040' a1033'
1030' a 1024'
Trabajos de Rebaleo - Pozo L
Intervalos
1180' a 1173'
nov-14
1130' a 1120'
1120' a 1110'
1080' @ 1090'
1024' @ 1030'
1033' @ 1040'
1110' @ 1130'
1173' @ 1180'
103
N° Etapa Fecha
1
2
3
Intervalos
Trabajos de Rebaleo - Pozo O
9x1125x24 11x1310x24
nov-14
1062'-1070'
1070'-1082'
1082'-1088'
Espesor neto de rebaleo = 26'
Resultados
Antes Despues
1062'@1088'
800900
104
N° Etapa
1
2
3
Antes Despues
SD 10x985x24
Espesor neto de rebaleo = 20'
Resultados
Trabajos de Rebaleo - Pozo Q
Intervalos Fecha
952'- 960'
nov-14924'-934'
922' - 924'
922' @ 934''
952' @ 960''
105
N° Etapa Intervalos
1 1090'-1100'
2 1080'-1090'
3 1045'-1055'
Trabajos de Rebaleo - Pozo I2
Fecha
nov-14
1200bwpdx24x355psi 2190bwpdx24x390 psi
Espesor neto de rebaleo = 30'
Resultados
Antes Despues
1045' @ 1055''
1080' @ 1100''
106
N° Etapa
1
2
2190BWPDx24x390 psi
Espesor neto de rebaleo = 18'
Resultados
Antes Despues
SD
Trabajos de Rebaleo - Pozo I4
Intervalos Fecha
1050'- 1060'nov-14
1042'-1050'
1042' @ 1060''
107
ANEXO VI
Maple Gas Corporation del Perú, SRL
Operaciones Pucallpa
RECOMENDACIÓN DE WELL SERVICE
POZO MRX WO N° 14
DESCRIPCION : Rebalear Cushabatay y bajar Instalacion EBM
EQUIPOS Y MATERIALES
KB = 6' KB = 6' Equipo Frank Explorer
Bomba G. Denver 1.- Inspección de acceso, locación y existencia de anclotes
lineas de circulacion 2.- Transporte de equipos a Locacion
Broca de 6" 3.- Realizar charla de Seguridad, AST y Permiso de Trabajo
Rima de 7" Chequear herramientas de trabajo y recibir pozo de recorredor.
9 5/8" 105' 9 5/8" 105' Equipo de baleo
Equipo de swab Retirar EBM
Csg 7" Csg 7" Copas de swab 4,- Retirar sarta de varillas con BSS API-20-150 RSAC 10-2-0 c/strainer
Cauchos economizadores 5,- Verificar estado de las varillas, coples y BSS
01 tbg de 2 7/8" x 30' Según tarja de varillas reportar :
Sarta de tuberia de 2 7/8" x 1100' Ubicación de coples y varillas con desgaste
Bomba API 25-225 THM 9-4-3 Ubicación de centralizadores con desgaste
Unidad de bombeo Pump Jack 160 - Según resultados de inspección de los coples y varillas se efectuará
962' 962' Sarta de varillas 3/4" x 1070' reemplazo de sarta de tubería y coples con desgaste
M.E. de 40 HP 6,- Verificar fondo y reportar (último fondo registrado @ 1128')
967' 967' Tablero electrico par ME. De 40 HP 7,- Retirar sarta de tuberia 2 7/8" EUE
971' 971'
Rimar pozo
03-nov-13 Molienda de 2do tapón EZ a 1056' 8.- Bajar Rima de 7" con sarta de tuberia hasta 1120'
981' 981' 24-oct-13 Molienda de 1er tapón EZ a 1032' Sacar Rima
985' 985' 15-jul-13 Mantenimiento de BSS
Aguanuya 27-oct-12 Limpieza de fondo y cambio de BSS Rebalear Fm Cushabatay
993' 993' 19-jul-12 Limpieza de fondo con B. Hidrostatica 9.- Instalar BOP, brida S-1500 + equipo de baleo
997' 997' Estimulacion por swab, cambio de Bss 10.- Bajar herramienta GR-CCL y escopeta .
03-jul-12 Realiza Fracturamiento Hidraulico en Fm Correlacionar registros de GR-CCL
1007' 1007' Aguanuya; 967' - 1017'. Nota: El cero está referido al “KB” superficie.
1011' 1011' 28-dic-11 Cambio de BSS , presencia de carbonatos 11.- Rebalear Fm. Cushabatay con densidad de 04 TPP en el intervalo:
28-ago-11 Cambio de BSS Arena Tope (ft) Base (ft)
1013' 1013' 15-may-11 Cambio de Bomba por presencia carbonato Cushabatay 1042 1050 8
1017' NAC @ 1017' 1017' en strainer Cushabatay 1060 1062 2
27-mar-10 Limpieza de perforado con HCL en Cushabatay 1066 1074 8
Mbro. Aguanuya de 1017'-967' Cushabatay 1090 1097 7
22-sep-09 Mantenimiento de BSS Cushabatay 1102 1104 2
Cambió sarta de tubería completa
1030' 1017' 1030' 23-abr-09 Cambió tubo roto. Limpio fondo hasta 1023' 12.- Retirar herramienta GR-CCL y escopeta.
PT @ 1037' Mantenimiento de BSS 13.- Cerrar BOP y verificar presión en boca de pozo
1042' 1042' 27-feb-09 Cambió BSS
1042' 1042' 15-feb-09 Limpieza ácida de perforados con aditivos Bajar instalación final de producción
químicos en el Mbro Aguanuya: 967' - 1017' 14.- Bajar 01 tbg 2 7/8" x 30' c/pin de pare + NAC 2 7/8"c/ check valve + sarta tbg 2 7/8" x 30'
1052' 1050' 20-ene-09 Mantenimiento de BSS Dejar PT @ 1100', NAC 2 7/8" @ 1068'
16-feb-99 Reactivo con EBM Nota :
1060' 1060' 02-feb-78 ATA - Probar sarta de tubería con 800 psi (1er tubo y luego cada 15 tubos)
15.- Recuperar check valve del NAC
1066' 1062' PRODUCCION 16.- Instalar equipo de Swab
17.- Swab test, para determinar aporte y definir parametros de Unidad de superficie
1070' 1066' NAC @ 1068' Actual : 3 x 53 x 24 hrs x PU 18.- Retirar equipo de swab
1078' 1074' 19.- Bajar BSS API-25-200-RSAC-12-2-0 c/str + sarta de varillas 3/4" ,
1092' 1091' Esperada: 12 x 1040 x 24 Hrs x PU - A/C reemplazando todo cople y centralizador defectuoso.
PT @ 1100' Nota: Instalar centralizadores en la sarta de varillas para mantener
una carga de 50 lbs aproximadamente cada uno.
1100' 1099' 20,- Probar tubería con BSS sentada con 800 psi
1106' 1106' Cushabatay Reactivar Cushabatay con 1% de corte de crudo 21,- Colocar cabeza de PU, re-espacear BSS, instalar conexiones de
superficie, lanzar PU y entregar el pozo
1116' 1116'
1122' 1122'
Fondo @ 1128' Fondo @ 1128 ESTADO ACTUAL
1128' 1128'
1132' 1132' SARTA DE TUBOS
01 tbg cola 2 7/8" x 30' cola c/pin de pare
1138' 1138' NAC 2 3/8"
1197.5' FC 1197.5' FC 33 tbg 2 7/8" x 30'
1242.5' FS 1242.5' FS
SARTA DE VARILLAS
OH 8 1/2" OH 8 1/2" BSS 20-150 RSAC-10-2-0 c/str y malla
1438' TD 1438' TD 38 vllas 3/4" x 25'
Zona aislada por squeeze 04 Pony rod 3/4" x (4'+ 4' + 4' + 4')
01 vllon 1 1/4" x 16' x 3/4"
CSG 7", J-55, 23 lb/pie
ID : 6.366" Drift : 6.241" PT @ 1037,82'
Capac CSG 7" : 0.0393 bls/pie NAC @ 1017,82'
Capac Anular : CSG 7" - Tbg 2 7/8" : 0.0313 bls/pie Fondo @ 1128.4'
Capac Tbg 2 7/8" : 0.00579 bls/pie
Peso Tbg 2 7/8", J-55 : 9.5 lb/pie
PROGRAMA
ULTIMOS SERVICIOS
108
Maple Gas Corporation del Peru S.R.L
Operaciones Pucallpa
RECOMENDACIÓN DE WO
POZO LRX WS N° 01
DESCRIPCIÓN : Rebalear Aguanuya - Cushabatay y reinstalar EBM
KB = 6' KB = 6'
ft ACTUAL ft REQUERIDO Equipos y materiales
Equipo Frank Explorer
Power Swivel 1.- Reunion de charla de Pre-Trabajo
02 Tanque rectangular 2.- Transporte de equipos a Locacion
CSG NR CSG NR Bomba Mission 3.- Preparar Analisis Seguro del Trabajo y emitir Permiso de Trabajo
10 3/4" 10 3/4" Bomba G. Denver Chequear herramientas de trabajo y recibir pozo de recorredor.
lineas de circulacion
Rima de 7" Rimar pozo hasta 1200'
Broca de 6" 4.- Desempaquetar pozo
Tope Mbro Paco Tope Mbro Paco Equipo de baleo 5.- Bajar Rima de 7" con sarta de tuberia y tomar fondo (último fondo a 1200')
@ 677' @ 677' Bomba API 25-225 THM 9-4-3 Sacar rima de 7".
Sarta de tuberia de 2 7/8" x 1180'
Tope Mbro. Esperanza Tope Mbro. Esperanza Sarta de varillas 3/4" x 1150' Rebalear Mbro Aguanuya
@ 798' @ 798' M.E. de 40 HP 6.- Instalar BOP, brida S-1500 + equipo de baleo
Tablero electrico par ME. De 40 HP 7.- Bajar herramienta GR-CCL y escopeta .
Correlacionar registros de GR-CCL
Nota: El cero está referido al “GL” (Ground Level) superficie.
8.- Rebalear Mbro Aguanuya con densidad de 04 TPP en el intervalo:
ULTIMOS SERVICIOS Arena Tope (ft) Base (ft)
Aguanuya 1024 1030
10-ene-14 Perforó tapón de cemento hasta 1200' 1033 1040
para rebalear Cushabatay
05-sep-13 Perforó tapón PCR ubicado a 1050' 9.- Retirar herramienta GR-CCL y escopeta.
Limpio hasta fondo duro a 1169.9' 10.- Cerrar BOP y verificar presión en boca de pozo
11-feb-09 Limpieza ácida de perforados en
948' 948' Mbro Aguanuya 986' - 1040'. Rebalear Fm Cushabatay
21-sep-08 Perforó cemento de 1004.8' @ 1047.8' 11.- Bajar herramienta GR-CCL y escopeta .
954' 954' 20-sep-08 Block Squeze Cushabatay : 1056'-1076' Correlacionar registros de GR-CCL
Bombeo 7.4 bls de cmto de 15.3 ppg 12.- Rebalear Fm. Cushabatay con densidad de 04 TPP en el intervalo:
Arena Tope (ft) Base (ft)
Cushabatay 1180 1173
Cushabatay 1130 1120
986' 987' 986' 987' PRODUCCIÓN Cushabatay 1120 1110
Cushabatay 1090 1080
Actual: 0x556x24
1002' 1002' 13.- Retirar equipo de baleo
1012' 1012' 14.- Cerrar BOP y verificar presión en boca de pozo
Mbro Aguanuya Mbro Aguanuya Esperada : 12 x 1020 x 24 x PU -Aguanuya/Cushabatay
1016' 1016' Bajar instalación de producción
1024' 1024' 15.- Bajar 01 tbg 2 7/8" x 30' + NAM 2 7/8" c/ VF + 01 BDB BSS 25-225
THM 9-4-3 nuevo + sarta tbg 2 7/8" x 30'
1030' 1030' Dejar PT @ 1180' y NAM @ 1148'
1033' 1033' JUSTIFICACIÓN Efectuar prueba de hermeticidad de tbg con 800 psi cada 15 tubos
16.- Bajar pistón 2 1/4" con sarta de varillas reemplazando todo cople y
En Set-08, en squeeze realizado en la Fm Cushabatay centralizador defectuoso
1040' 1048' 1040' 1048' retornó cemento por los perforados del Mbro Nota: Instalar centralizadores en sarta de varillas para mantener una
Aguanuya: 986' - 1040'. carga de 50 lbs aproximadamente cada uno
Encontró tope de cemento @ 1004.8'; se molió y limpió 17.- Efectuar conexiones de superficie, reespacear BSS, alinear a batería
1056' 1056' hasta 1047.8'. y lanzar PU
Es probable que los perforados del Mbro Aguanuya se
1061' 1061' encuentren taponeados requiere rebalear
1063' 1062'
Reactivar Fm Cushabatay con 1% de corte de crudo
Set-53 GP 1206'-1228', Arena Pozo hasta 1199'
1071' 1072' GP y squeeze 1193'-1195'
GP 1173'-1190'. RPI: 80x0xSF (C-2)
1076' (C-3) 1076' Set-60 sentó DM a 1164' y squeeze 1173'-1190'
Cmto ene-00 GP 1063'-1071', 1081'-1095'
1081' 1080' A:7x476, D:385x0
set-71 sentó DM a 1076' y squeeze 1081'-1095'
(C-3) Cushabatay A:81x422, D:96x397
1095' 1090' ene-72 squeeze 1063'-1071'
1106' 1106' GP 1063'-1066' y 1066'-1071'
(C-3) 1110' A:76x375, D:75x261
1111' dic-76 aisla Cus c/tapón RBP a 1050'
Fondo a 1169.9' 1123' NAC @ 1148' GP 983'-998', 1008'-1012' y 1019'-1030' (A)
1173' 1173' Pozo seco
1177.5' ene-77 Fract Aguanuya, A: 35x382 (C), D:28x2 (A)
1180' PT @ 1180' jul-77 Saco RBP sentado a 1050'
1190' 1190' feb-81 Acidifica Cushabatay. A: 3x6, D:26x592
dic-94 squeeze 983'-1030'
1193' Cushabatay 1193' perfora tapón DM a 1076 y limpia hasta 1177.5'
(C-2) (C-2) GP 1058'-1060' y 1106'-1111' (C)
1195' Cmto 1195' A:4x110 (C-A), D:8x275 (C)
mar-95 squeeze 1106'-1111' (C), GP: 1056'-1076' (C )
Fondo a 1200' A:4x110 (C), D:4x315 (C)
1206' 1206' dic-97 Cierra pozo, 100%agua; 0x513
Cushabatay Cushabatay may-08 Reactiva pozo. A:ATA, D: 6x500 (C )
jun-08 GP; 986'-1002', 986'-1002', 1012'-1016', 1024'-
(C-1) (C-1) (C-1) 1030' y 1033'-1040' (A)
1228' 1228' A:4x530 (C ), D:2x731 (C-A)
ago-08 Verifica fondo, prueba C:0x610, y A:0x682
FC 1253' 1253' set-08 GP y squeeze 948'-954' (A)
1264' 1264' Aisla Cus c/tapón PCR a 1050' y con squeeze.
A: 100%agua, D:pozo seco
FS 1291' FS 1291'
ESTADO ACTUAL
TD 1541' TD 1541'
Zona aislada mediante squeeze
CSG 7", J-55, 23 lb/pie
Capacidad: 0.0394 bls/ft ID: 6.366"
Peso Tbg 2 3/8", J-55 : 4.7 lb/pie
Capac Tbg 2 3/8" : 0.00387 bls/pie
Peso Tbg 2 7/8", J-55 : 6.5 lb/pie
Capac Tbg 2 7/8" : 0.00579 bls/pie
FC
PROCEDIMIENTO
109
Maple Gas Corporation del Perú, SRL
Operaciones Pucallpa
RX WO Nº 01
KB = 6' KB = 6'
ACTUAL REQUERIDO Equipos y materiales PROCEDIMIENTO
Equipo Frank Explorer
Bela Hidrostática 1.- Inspección de acceso, locación y existencia de anclotes
Broca de 6" 2.- Transporte de equipos a Locacion
Rima de 7" 3.- Realizar charla de Seguridad, AST y Permiso de Trabajo
Equipo de baleo Chequear herramientas de trabajo y recibir pozo de recorredor.
CSG 81' CSG 81' 01 Bomba PCP NTZ 400*150*ST*78
10 3/4" 10 3/4" 01 Cabezal PCP NDH030DH20-HB Retirar PCP
01 Motor Electrico de 30 HP 4.- Retirar cabezal de PCP
5.- Retirar sarta de vllas 7/8" con rotor NTZ
Mbro Paco @ 645' Verificar estado de las varillas, coples y rotor
Según tarja de varillas reportar:
Mbro Esperanza @ 745' Ubicación de coples y varillas con desgaste por rozamiento
Ubicación de centralizadores con desgaste por rozamiento
Según resultados de la inspección se efectuará el reemplazo
de varillas, coples y centralizadores
5.- Verificar fondo, reportar. Ultimo fondo@ 1099.3', registrado el 22-10-2013
6.- Retirar sarta de tubería con estator PCP NTZ 400*150*ST*62 y ancla de torque.
7.- Si fondo esta sucio limpiar con B. Hidrostática hasta 1099.3'
ULTIMO SERVICIO Rimar pozo
932' 932' 8.- Rimar pozo hasta fondo.
28/11/2013 Cambio Sistema EBM por sistema PCP
Rebalear Fm Cushabatay (C-2)
22/10/2013 Mantenimiento de BSS 9.- Instalar BOP, brida S-1500 + equipo de baleo
10.- Bajar herramienta GR-CCL y escopeta .
24/ago- Perfora tapón PCR ubicado a 1030' y Correlacionar registros de GR-CCL
Mbro. AGUANUYA 03/set13 Limpia hasta 1099'. Instala EBM Nota: El cero está referido al “GL” (Ground Level) superficie.
11.- Rebalear Fm. Cushabatay con densidad de 04 TPP en el intervalo:
29/31-ene-09 Realiza estimulación acida a C-3, Arena Tope (ft) Base (ft)
con 188 gls de solución acida al 15% Cushabatay 1062 1070
Rinstala Bss THM Cushabatay 1070 1082
Cushabatay 1082 1088
Tope Cmto 970' CBL Tope Cmto 970' CBL 12/16-oct-08 Sentó PCR @ 1030'. Aisló Fm
Cushabatay (C-2) con squeeze 12.- Retirar herramienta GR-CCL y escopeta.
990' 988' 990' 988' 13.- Cerrar BOP y verificar presión en boca de pozo
994' 994' 25/27-nov-72 Efectuó squeeze en intervalo
1022'-1040' Bajar Instalación PCP NTZ 400*150*ST*78
1000' 1000' 1004' 14.- Bajar 01 PJ 2 7/8" x 2' + ancla de torque 7" x 2 7/8" + NA 2 7/8" c/check valve + niple de
1004' 1004' 1004' pare 2 7/8" + estator de PCP NTZ 400*150*ST*78 + tubo de extensión 3 1/2"x 30' + xo +
C3 C3 PRODUCCION 01 tbg 2 7/8" x 30'
1012' 1012' 15.- Probar con 800 psi para verificar sello del NAC
1022' 1022' Actual: 09 x 1125 x 24 Hrs x PCP C-A 16.- Bajar sarta de tubería de 2 7/8" x 30' y dejar Ancla de torque @ 1072'
1024' Probar c/15 tbg x 800 psi
Nota.- Usar agua limpia para las pruebas
1028' 1028' Esperado : 11 x 1310 x 24 Hrs x PCP C-A 17.- Recuperar check valve
18.- Bajar rotor NTZ ST78 + sarta de varillas 7/8" + 01 PR 7/8' con
1032' 1032' centralizadores de nylon ubicados intercalados en las varillas
1034' Efectuar espaciamiento del rotor de acuerdo a longitud de sarta de varillas
1036' 19.- Instalar cabezal NDH030DH20-HB con ME 30 HP y polea de 170 mm OD
1040' 1040' para trabajar con 317 RPM. Aprox = 1250 BFPD
20.- Lanzar pozo a Batería y tomar PR cuando pozo produce;
asimismo tomar amperaje
1051' 1051'
C2 C2
1057' 1057'
1064' 1063'
Ancla @ 1067'
1070'
1083' Ancla @ 1079'
1089' 1088'
1094' 1094' ESTADO ACTUAL
01 P.J. 2 7/8" x 4'
1100' Fondo @ 1099' 1100' Ancla de torque de 7" + NA + Niple de pare
Tpn Mercury 1100.8' Tpn Mercury 1100.8' Estator NTZ 400*150*ST*62
1115' 1115' 01 Tubo de 3 1/2" x 31'
C1 C1 32 tbg 2 7/8" x 30'
1118' 1238' 1118' 1238' Rotor de NTZ ST62
FC FC 01 PR 7/8" x 4'
40 varillas 7/8" x 25'
FS 1287' FS 1287' Varillon 1 1/4" x 22' x 7/8''
Hueco Hueco
9" OD 9" OD
TD 1412' TD 1412' Ancla de Torque @ 1067.85'
PT @ 1071.87'
CSG 7", J-55, 23 lb/pie Fondo @ 1099.6' (registrado el 28-11-13)
Tpn Mercury @ 1100.8'
CSG 7" J-55, 23 lb/ft
ID : 6.366" DRIFT : 6.331"
CAPAC: 0.0394 bls/ft
Tbg 2 7/8", J55, 6.5 lb/ft
CAPAC: 0,00579 bls/ft
Capac Anular CSG-Tbg 2 7/8": 0.0325 bls/pie
Cap. OH 9 1/2" - CSG 7" = 0.0401 bls/ft
RECOMENDACION DE WORK OVER
POZO O
Retirar PCP, rebalear Cushabatay y reinstalar sistema PCPDESCRIPCION:
110
Maple Gas Corporation del Perú, SRL
Operaciones Pucallpa
RX WO Nº 01
DESCRIPCION: Rebalear Cushabatay y bajar Instalacion EBM
KB = 7' KB = 7'
ACTUAL ACTUAL EQUIPOS Y MATERIALES PROCEDIMIENTO
Equipo Frank Explorer
Rima para casing de 5 1/2" 1.- Inspección de acceso, locación y existencia de anclotes
Broca de 4 1/2" 2.- Transporte de equipos a Locacion
Equipo de baleo 3.- Realizar charla de Seguridad, AST y Permiso de Trabajo
Sarta de tuberia de 2 7/8" x 950' Chequear herramientas de trabajo y recibir pozo de recorredor.
Sarta de varillas de 3 /4" x 25'
Bomba API 25-225 THM 9-4-3 Rimar pozo
Unidad de bombeo Pump Jack 160 4.- Desempaquetar pozo.
CSG 99' CSG 99' 5.- Bajar Rima hasta tomar fondo (último fondo a 973')
9 5/8" Sacar Rima.
Rebalear Fm Cushabatay
6.- Instalar BOP, brida S-1500 + equipo de baleo
7.- Bajar herramienta GR-CCL y escopeta .
Correlacionar registros de GR-CCL
Nota: El cero está referido al “GL” (Ground Level) superficie.
8.- Rebalear Fm Cushabatay con densidad de 04 TPP en el intervalo:
Arena Tope (ft) Base (ft)
249' Cushabatay 922 934
Cushabatay 924 934
Cushabatay 952 960
307'
30-may-14 Aisla Aguanuya 834'-880' con squeeze9.- Retirar equipo de baleo
Perfora tapón DM que aislaba Cushab10.- Cerrar BOP y verificar presión en boca de pozo
y limpia hasta FS a 973'
Bajar instalación de producción
07-jul-12 Realiza Fracturamiento hidraulico en 11.- Bajar 01 tbg 2 7/8" x 30' + NAM 2 7/8" c/ VF + 01 BDB BSS 25-225
Aguanuya 834'-880' THM 9-4-3 nuevo + sarta tbg 2 7/8" x 30'
Deja con EBM Dejar PT @ 970' y NAM @ 939'
10-jul-09 Perforo cemento desde 483.88' a 688' Efectuar prueba de hermeticidad de tbg con 800 psi cada 15 tubos
Limpio fondo hasta 894'. Bajo EBM 12.- Bajar pistón 2 1/4" con sarta de varillas reemplazando todo cople y
PT @ 881,5' y NAC @ 849,7' centralizador defectuoso
Nota: Instalar centralizadores en sarta de varillas para mantener una
09-jul-09 Squeeze en Mbro Paco 660' - 640' carga de 50 lbs aproximadamente cada uno
13.- Efectuar conexiones de superficie, reespacear BSS, alinear a batería
23-Nov-07.- Realizo squeeze para resanar y lanzar PU
csg roto entre 249'-307'
Tomo tope duro @ 204.43'
Probo tapón de cemento con 400 psi, Ok
14-Nov-05.- Recupero instalación de
fondo con PKR R-4 5 1/2"
660' 660' Realizo prueba de forros con PKR AD-1
Determino csg roto entre 249' y 307'
664' 664' PRODUCCION
Actual : ATA
Esperada : 10 x 985 x 24 x PU
Aguanuya/Cushabatay
833' 833'
834' 834'
NAC @ 846,7'
848' 848'
Reactivar Fm Cushabatay con 1% de corte de oil
857' 857'
859' 859'
866' 866'
880'
880' PT @ 887,8' 880' 880'
891'
ESTADO ACTUAL
900'
903' 903'
Cushabatay
911' 911' NAC @ 921'
922'
Cushabatay
934'
FC 940'
952' PT @ 953'
960' Fondo @ 973,15' (05-06-13)
Fondo a 973'
FS 973' FS 973'
TD 1100' TD 1100' 1100'
Zona abandonada con squeeze
CSG 5 1/2", J-55 , 17 lb/pie
ID : 4.892"
Drift : 4.767"
Capac CSG 5 1/2" : 0.0232 bls/pie
Capac Anular : CSG 5 1/2" - Tbg 2 7/8" : 0.0216 bls/pie
ULTIMOS SERVICIOS
JUSTIFICACION
POZO Q
RECOMENDACIÓN DE WORK OVER
111
Maple Gas Corporation del Peru SRL
Operaciones Pucallpa RECOMENDACIÓN DE WORKOVER
POZO I2RX WO N° 01-14
DESCRIPCION: Rebalear Cushabatay y dejar como reinyector en Aguanuya y Cushabatay
EQUIPOS Y MATERIALES PROCEDIMIENTO
ACTUAL REQUERIDO
Equipo WO
Bomba G. Denver 1.- Inspección de acceso, locación y existencia de anclotes
02 tanques rectangulares de 90 bls 2.- Transporte de equipos a Locacion
01 broca de 4 1/2" 3.- Realizar charla de Seguridad, AST y Permiso de Trabajo
01 rima para csg de 5 1/2" Chequear herramientas de trabajo y recibir pozo de recorredor.
10 3/4" 107' 10 3/4" 107' 01 Cup Pkr 5 1/2" para csg de 14 lb/ft
Registrador de presión Barton, esc 0-1500 psi Sacar Cup Pkr
Csg 5 1/2" Csg 5 1/2" Equipo de baleo 4.- Sacar sarta de tuberia con Cup PKr sentado a 930'
5.- Rimar pozo hasta el fondo (último fondo registrado a 1123.25')
Rebalear Fm Cushabatay
6.- Instalar BOP, brida S-1500 + equipo de baleo
7.- Bajar herramienta GR-CCL y escopeta .
Correlacionar registros de GR-CCL
Nota: El cero está referido al “KB” superficie.
8.- Rebalear Fm. Cushabatay con densidad de 04 TPP en el intervalo:
Arena Tope (ft) Base (ft)
Cushabatay 1045 1055
Cushabatay 1080 1100
9.- Retirar herramienta GR-CCL y escopeta.
10.- Cerrar BOP y verificar presión en boca de pozo
ULTIMO SERVICIO Bajar instalación de reinyección
Cup PKR @ 900' 11.- Bajar Cup PKR de 5 1/2 para Csg de 14 lbs/pie + NAC 2 7/8" c/check valve +
5-jul.-14 Molienda de tapones DM y DC para sarta de tubería 2 7/8 x 30'. Dejar Cup PKR @ 900'
919' 919' rebalear Cushabatay. Nota.- Bajar Cup PKR con las copas hacia abajo
12.- Probar tubería con 800 psi
9-oct.-13 Realiza tratamiento acido en Aguanuya y Nota: Usar agua de Fm limpia en las pruebas
923' 923' Cushabatay. 13.- Recuperar check valve del NAC
14.- Instalar conexiones de inyección en superficie y dejar pozo reinyectando por tubos
Cup PKR @ 929.77' 4-oct.-13 Realiza molienda de tapón de cemento y a Fm Cushabatay y Aguanuya.
tapón DM para dejar libre cushabatay
948' 948'
23-sep.-13 Repara casing roto (135'-160')
950' 950' 2-ago.-05 Bajó bela mecánica y limpió de 962' @ 968'
956' 956' Recuperó 50 kgs de arena con carbonato
Dejó pozo como inyector de agua
1-jul.-00 ATA
960' 960'
969' 969'
AGUANUYA AGUANUYA
972' 972' PRODUCCION
978' Cmto @ 974' 978' Cmto @ 974'
Actual: Pozo Reinyector de agua de Fm
981' 981' en Mbro Aguanuya y Cushabatay
995' Cmto @ 986' 995' Cmto @ 986' 1200bwpdx24x355 psi
1000' 1005' 1000' 1005' Esperado:
1008' 1008' Incrementar capacidad de reinyección
Tpn DM @ 1012' Tpn DM @ 1012' 2420bwpdx24x391 psi
1016' 1016' 1016' 1016'
1021' 1021'
1022' 1022'
1026' 1026'
CUSHABATAY CUSHABATAY
ESTADO ACTUAL
1045' 1045'
Cup PkR para csg de 5 1/2"
30 tbg 2 7/8" x 30'
1050' 1050'
NAC a 928.46'
1080' 1080' Cup Pkr a 929.77'
Fondo @ 1123.25'
CUSHB CUSHB
1100' 1100'
1124.5' FC 1124.5' FC
1176' FS 1176' FS
OH 9" OH 9"
1181' TD 1181' TD
Zona aislada mediante squeeze
CSG 5 1/2", J-55, 14 lbs/pie
ID : 5.012" Drift : 4.887"
Cap. Csg 5 1/2'' = 0.0244 bls/ft
KB = 7' KB = 7'
112
Maple Gas Corporation del Peru SRL
Operaciones Pucallpa RECOMENDACIÓN DE WORKOVER
POZO I4RX WO N° 01-14
DESCRIPCION: Rebalear Cushabatay y dejar como reinyector en Aguanuya y Cushabatay
ACTUAL REQUERIDO EQUIPOS Y MATERIALES PROCEDIMIENTO
K.B = 14' K.B = 14'
Equipo WO
Equipo de baleo 1.- Inspección de acceso, locación y existencia de anclotes
Sarta de tuberia de 2 7/82 x 550' 2.- Transporte de equipos a Locacion
Nac 2 7/8" 3.- Realizar charla de Seguridad, AST y Permiso de Trabajo
01 Cup Pkr para csg de 5 1/2" x 14 lb/pie Chequear herramientas de trabajo y recibir pozo de recorredor.
Csg 9 5/8'' Rebalear Fm Cushabatay
36 lb/ft, J-55 4.- Instalar BOP, brida S-1500 + equipo de baleo
ZG @ 102' 5.- Bajar herramienta GR-CCL y escopeta .
Correlacionar registros de GR-CCL
174' 174' Nota: El cero está referido al “KB” superficie.
6.- Rebalear Fm. Cushabatay con densidad de 04 TPP en el intervalo:
Arena Tope (ft) Base (ft)
ULTIMO SERVICIO Cushabatay 1045 1060 15
Csg roto
7-Jun-14 Limpia fondo y perfora tapón DM a 1041' 7.- Retirar herramienta GR-CCL y escopeta.
para dejar listo para rebalear Cushabatay 8.- Cerrar BOP y verificar presión en boca de pozo
315' 315' Rimo pozo hasta 1076'
17-Apr-04 Realiza prueba de integridad del csg y Bajar instalación de reinyección
detecta csg roto entre 196'-226'. 9.- Bajar Cup PKR de 5 1/2" para CSG de 14 lb/pie + NAC 2 7/8"
Realizo varios trabajos de squeeze c/check valve + sarta de tubería
para intentar sellarlo, sin éxito. Nota.- Bajar Cup PKR con las copas hacia abajo
7-Oct-04 Sacó EBM y quedo reinyector con 10.- Estacionar Cup PKR @ 550'
con PKR de compresión 5 1/2" a 469' 11.- Probar tubería con 1000 psi
Nota: Usar agua de Fm limpia en las pruebas
500' Tope de cemento 29-Jul-04 Spot acido con 80 gls de HCL al 15%, 12.- Bajar pescante, maniobrar y pescar; retirar check valve del NAC
desplazó con 5 bls de agua de Fm. 13.- Instalar conexiones de reinyección en superficie por tubos y entregar pozo
Bajó BSS API 20-150-RSAC-10-2-0 inyectando por tubos en Aguanuya y Cushabatay
Cup PKR @ 550'
16-Feb-01 Prueba de hermeticidad de CSG
Sentó PKR @ 902' y 315',
intentó probar forros, negativo.
Resentó PKR @ 174',
probo forros con 1000 psi, Ok
960' 960'
962' 962'
974' 974'
REINYECCIÓN
994' 994'
AGUANUYA Actual: Pozo reinyector cerrado
920 BWPD Mbro Aguanuya
1005' 1005' Presión de inyección = 120 psi
Esperado:
Incrementar capacidad de reinyección
1025' 1025' 2190BWPDx24x390 psi
Fondo @ 1031'
DM @ 1041' 1041'
1045' 1041' 1045'
CUSHABATAY
ESTADO ACTUAL
1052'
1060'
FC @ 1075'
ZG @ 1110'
Fondo @ 1076'
TD @ 1462' TD @ 1462'
CSG 5 1/2"" J-55 14 lb/pie Capac : 0.0244 bls/pie
ID : 5.012" Drift = 4.887"
Anular : CSG 5 1/2" - Tbg 2 7/8"Capac : 0.0164 bls/pie
Tbg 2 7/8" J-55 6.5 lb/pie Capac : 0.00579 bls/pie
113
ANEXO VII
Cam
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uaCa
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400
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360.0
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Pipe
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Pipe
veloc
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/s=6,0
0
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Pipe
veloc
ity, ft
/s=6,0
0
Pres
sure
psia
=14
.650
Pipe
Leng
th, ft
=32
15
Temp
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=60
Pipe
Leng
th, ft
=32
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Te
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°F =
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RESU
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GPM
1537
.606
BPD
H &
Z Flow
=21
.8752
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GPM
750
BPD
Pipe
Velo
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3.0ft/s
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000
P
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Drop
, psi
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1.00
0
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ssur
e Dr
op, p
sig
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Den
sity,
lb/g
al =
8.33
7
Am
bien
t Pre
s, p
sia
=14
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Den
sity,
lb/g
al =
8.33
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res,
psi
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0
C F
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r =10
0 C
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100
Pip
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, in
=2.
475
Pip
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, in
=2.
475
Pipe
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2 =
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Pipe
velo
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00
Pre
ssur
e ps
ia =
14.6
50Pi
pe ve
loci
ty, ft
/s=
6,00
P
ress
ure
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Pip
e Le
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, ft =
4659
T
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ratu
re °F
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Pip
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ngth
, ft =
4659
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T
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ratu
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=60
RES
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PM54
5B
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Vel
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Pipe
Vel
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Pipe
Vel
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Pipe
Vel
ocity
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1ft/
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on V
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Reyn
olds
No.
=11
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23
Note
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Pipe
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0
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Pipe
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0
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Pipe
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Pipe
Leng
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=56
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OS:
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Pipe
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2. A
t pre
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T
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IONS
: O
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T CO
NDIT
IONS
:IN
LET
COND
ITIO
NS:
OUT
LET
COND
ITIO
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Flujo
repo
rtado
, bwp
d =
Flujo
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rtado
, bwp
d =
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linea
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a de b
omba
, psi
= Pr
esion
de sa
lida d
e bom
ba, p
si =
116
ANEXO VIII
117
ANEXO IX
CURVA CARACTERÍSTICA – BOMBA TRIPLEX “UNIÓN TD - 120”
118
PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE BOMBA DUPLEX “G. DENVER”
Model
Length
Stroke
Max
Pump
RPM
Jack
Shaft
RPM
Input H
P
at
Max. S
peed
Max
Pump
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Jack
Shaft
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Input H
P
at Max.
Speed
Maxim
un
Piston
Load
in.mm
gpmlpm
bpdgpm
lpmbpd
psiKg/
cm2
7.5191
427161
6146
40637
2411
21840
30521
7.25
184398
1506
13646
594224
8203
66326
23
7178
371140
4127
20553
2093
18960
35025
6.5165
319120
7109
37474
1798
16251
40629
6152
270102
2925
7403
1525
13817
47734
5.5140
226855
7749
337127
6115
54567
40
5127
185700
6343
276104
5946
3686
48
4.5114
167630
5709
248941
8517
61743
* Base
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13480
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(6110
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entDis
placem
ent
*** Ma
ximun
Workin
g
Pressu
re
510133
.4
119
ANEXO X
Petróleo Agua Petróleo Agua
BOPD BWPD BOPD BWPD
R C-A 4 43 R C-A 4 44
S C-A 6 102 S C-A 6 105
T A 5 24 T A 5 17
M C-A 3 53 M** C-A 12 1040
O C-A 9 1125 O** C-A 11 1310
U C-A 7 36 U C-A 7 34
V A 4 26 V A 5 17
W A 8 777 W A 7 760
X C-A 3 268 X C-A 3 260
Y A 6 54 Y A 6 47
Z C-A-P 6 222 Z C-A-P 6 220
Q** C-A 10 985
F* A 2 585
K* A 3 1130
61 2730 87 6554
Petróleo Agua Petróleo Agua
BOPD BWPD BOPD BWPD
Ñ C-A 6 80 Ñ C-A 6 78
LL A 4 9 LL A 4 12
D C-A 4 261 D C-A 4 248
A1 A 2 14 A1 A 3 15
A2 A 2 16 A2 A 2 12
A3 C-A 5 194 A3 C-A 5 200
A4 P 2 4 A4 P 3 4
A5 A 9 3 A5 A 9 4
A6 A 16 3 A6 A 17 3
A7 A 4 86 A7 A 5 90
L** C-A 12 1020
E* C-A 2 260
54 670 72 1946
115 3400 159 8500
(*) Apertura de pozos que han dejado de producir cantidades de petróleo economicamente rentable.
(**) Pozos que se le efectuó trabajos de reacondicionamiento (Rebaleo) para mejorar su productividad.
Proyección
Pozo Fm.
Proyección de la capacidad de producción del campo después de implementar el programa de Rebaleo.
BAT N°2: BAT N°2:
BAT N°1:BAT N°1:
Pozo Fm.
Actual
TOTAL CAMPO: TOTAL CAMPO:
Pozo Fm. Pozo Fm.
120
ANEXO XI
121
ANEXO XII
122
ANEXO XIII
![Previo a la Obtención del título de - repositorio.ug.edu.ecrepositorio.ug.edu.ec/bitstream/redug/4536/1/3436..FRAIJO MORAN... · Medio Ambiente de Trabajo [Decreto Ejecutivo 2393],](https://img.pdfslide.net/doc/110x75/5bb1e4db09d3f2272e8bd660/previo-a-la-obtencion-del-titulo-de-moran-medio-ambiente-de-trabajo-decreto.jpg)
