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UNIVERSIDAD UTE
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ALTERNATIVAS TÉCNICAS PARA INCREMENTAR LA
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN POZOS CON ALTA
PRESIÓN DE CABEZA
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE
PETRÓLEOS
LUISA YADIRA MANTILLA TUQUERRES
DIRECTOR: ING. VÍCTOR FERNANDO PINTO TOSCANO
Quito, febrero 2020
© Universidad UTE. 2019
Reservados todos los derechos de reproducción
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
TRABAJO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 100403630-5
APELLIDOS Y NOMBRES: Mantilla Tuquerres Luisa Yadira
DIRECCIÓN: Gaspar Sangurima y Enrique Terán,
Sector Las Casas
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: -
TELÉFONO MÓVIL: +593 982130807
DATOS DE LA OBRA
TÍTULO: Alternativas técnicas para incrementar
la producción de petróleo en pozos
con alta presión de cabeza.
AUTOR O AUTORES: Mantilla Tuquerres Luisa Yadira
FECHA DE ENTREGA DEL
PROYECTO DE TITULACIÓN:
- 28 de Febrero del 2020
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN:
Ing. Víctor Fernando Pinto Toscano
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TÍTULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos
RESUMEN: Mínimo 250 palabras El El objetivo del presente trabajo de titulación fue analizar las alternativas técnicas para el incremento de producción de petróleo en pozos con alta presión de cabeza. El estudio inició con el análisis del historial de producción, datos mecánicos, de reservorio y de fluidos de los pozos, aquellos que presentaban presiones de cabeza mayores o iguales a 100 psi. Cumpliendo de esta manera, con los requisitos para ser intervenidos y optimizar el proceso de extracción. Esta información fue proporcionada por la empresa Sertecpet®. A partir de la cual se procedió a realizar la simulación en el Software Claw®, con las características de la geometría actual de la bomba. Los resultados del análisis nodal permitieron determinar el comportamiento de afluencia actual del pozo. Donde
x
encontramos el caudal máximo, el caudal de producción y el índice de productividad del pozo. Además de la curva de demanda que representa la eficiencia de la bomba con esa geometría. Seguido de eso, procedimos a diseñar la nueva geometría propuesta de la bomba, para lo cual se redujo la presión de cabeza y se determinó el caudal de cavitación y demás parámetros para la selección óptima de la misma. Finalmente, para cumplir con el objetivo principal del proyecto, se propuso la implementación en superficie de tanques de almacenamiento en las locaciones. Esto con la finalidad de reducir la presión requerida en cabeza. El resultado final del trabajo propuesto arrojó, además, la oportunidad de mejorar el aporte de los pozos; manteniendo el mismo sistema de levantamiento artificial, pero optimizando sus variables como presión de cabeza, diseño de la geometría de la bomba e instalación de tanques de superficie.
PALABRAS CLAVES: Bombeo hidráulico, bomba jet, análisis nodal, presión de cabeza, optimización, geometría de la bomba, incremento de producción.
ABSTRACT:
The following dissertation examines
technical alternatives aimed to an oil
production increase in high-pressure
wellheads. First, the reservoir features
are analized: production history,
mechanical facts and well fluids. The
analysis is focused specifically on
wells with a head pressure equal or
higher than 100 psi. Consequently,
the requirements needed to optimice
the extraction process during well
interventions are fulfilled. Sertecpet®,
an ecuadorean company that
operates in the electric power, oil and
gas sector, provided the information
embodied in this study. Using these
information, a simulation in Claw
Software® was carried out using the
pump’s current features. The nodal
analysis results determined well inflow
performance, where the maximum
flow, production rate and well
productivity index were established as
well as the demand curve showing the
pump’s efficiency due to the
mentioned geometry implementation.
Second, the pump’s new geometry
was designed by reducing head
pressure and therefore, determining
cavitation flow among other
parameters. At last, in order to
achieve the main goal of this
dissertation, the implementation of
storage tanks in each location is
proposed with the aim to reduce the
required head pressure. As a result of
this project, well productivity can be
improved by mantaining the same
artificial lift system and enhancing it’s
head pressure, pump geometry
design and storage tank
implementation.
KEYWORDS
Hydraulic pumping system, Jet Pump, Nodal Analysis, Head pressure, Optimization, Pump Geometry, Increase Oil Production.
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
f: __________________________________________
Mantilla Tuquerres Luisa Yadira
C.I. 1004036305
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, MANTILLA TUQUERRES LUISA YADIRA, CI 1004036305 autor del
proyecto de titulación: ‘’Alternativas técnicas para incrementar la
producción de petróleo en pozos con alta presión de cabeza” previo a la
obtención del título de Ingeniera de Petróleos en la Universidad UTE.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las
Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo
144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la
SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de
titulación de grado para que sea integrado al Sistema Nacional de
información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión
pública respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad UTE a tener una copia
del referido trabajo de titulación de grado con el propósito de generar
un Repositorio que democratice la información, respetando las
políticas de propiedad intelectual vigentes.
Quito, febrero de 2020
f: ________________________________________
Mantilla Tuquerres Luisa Yadira
C.I. 1004036305
DECLARACIÓN JURAMENTADA DEL AUTOR
Yo, MANTILLA TUQUERRES LUISA YADIRA, portador de la cédula de
ciudadanía No. 1004036305, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi
autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad UTE puede hacer uso de los derechos correspondientes a
este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su
Reglamento y por la normativa institucional vigente.
f: __________________________________________
Mantilla Tuquerres Luisa Yadira
C.I. 1004036305
DEDICATORIA
A la mujer de mi vida, mi madre, quien ha sido, es y será mi motor. Gracias a
ella por toda su entrega, su sacrificio y sobre todo por su AMOR. Por tomar
mi mano y caminar junto a mí durante estos 24 años. Gracias por haber
dado todo para poder cumplir con éste, que es nuestro sueño. A esa mujer
maravillosa, gracias infinitas. Gracias mi Teresita.
A mi padre, quien dejó en mí los mejores recuerdos, de quien aprendí las
mejores virtudes y a quien pido disculpas por mis defectos, espero algún día
llegar a ser al menos un poco del extraordinario ser humano que fue. A él,
quien desde su partida ha permanecido siempre en mi corazón y que ahora
estando junto a Dios, cuida de mí.
Mis logros, mis sueños y mi vida, se los dedico a ustedes.
Luisa Mantilla.
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por sostenerme entre sus brazos y convertirme en la mujer que soy.
Por haberme dado la sabiduría necesaria para tomar las mejores decisiones
en mi vida. Gracias por su incomparable amor y su infinita misericordia.
A mis padres, por todo cuanto he recibido. Por apoyarme en todas las
etapas de mi vida, por enseñarme a no rendirme jamás; su ejemplo me
mantuvo soñando cuando quise rendirme. Gracias por eso y más, espero
estén orgullosos.
A Andrés, por brindarme su apoyo incondicional durante estos años. Por
haber sido la mejor persona que la universidad me dejó y la vida me permitió
conocer. Por sus enseñanzas, sus consejos, pero sobre todo por su amor.
Gracias porque sin ti, este viaje no hubiese sido igual.
A mi mejor, Alexita, por haber estado en las mejores y peores travesías de
mi vida. Gracias por todo tu amor, por tu apoyo y por tu amistad durante
estos 12 años. Me has enseñado tanto sin darte cuenta. Estoy segura que
eres el ángel que Dios puso en mi vida.
A la Universidad UTE, a los docentes que me impartieron sus conocimientos
durante este tiempo de formación; en especial al Ing. Fausto Ramos por su
apoyo en todo cuanto pudo y al Ing. Víctor Pinto por su ayuda y dirección
para poder culminar con este proyecto.
A la empresa Sertecpet, por brindarme la apertura para realizar este
proyecto. De manera muy especial al Ing. Iván Martínez, quien con su
conocimiento ha sido incondicional y ha estado presto a ayudarme en todo
momento.
Finalmente, y no menos importante, quiero extender mi infinito
agradecimiento a Tecpetrol, mi segundo hogar durante el último año. A los
Ingenieros de GPWO, en especial al Ing. Rubén Narváez, quien se ha
convertido en mi mentor, gracias por enseñarme tanto en tan poco tiempo. Al
Ing. Oscar Fierro, mil gracias por creer en mí. Gracias por su confianza,
entrega y apoyo incondicional desde el inicio. Por haber sido el mejor jefe,
pero sobre todo por ser el mejor amigo que pude encontrar.
i
ÍNDICE DE CONTENIDO PÁGINA
RESUMEN 1
ABSTRACT 2
1. INTRODUCCIÓN 3
1.1 OBJETIVOS 10
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 10
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 10
2. METODOLOGÍA 11
2.1 PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO Y SELECCIÓN DE
LA BOMBA JET EN EL SOFTWARE CLAW® 11
2.2 ANÁLISIS DE LOS POZOS CANDIDATOS EN BASE A LOS
PARÁMETROS DE RESERVORIO Y OPERACIONALES 13
2.3 ANÁLISIS DE LAS CONDICIONES ACTUALES DE LOS POZOS
PARA LA SELECCIÓN DE LA CORRECTA CONFIGURACIÓN
DE LA BOMBA JET 13
2.3.1 CONDICIONES ACTUALES DE LOS POZOS
SELECCIONADOS 16
2.3.2 CONDICIONES OPTIMIZADAS DE LOS POZOS
SELECCIONADOS 16
2.4 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA OPTIMIZACIÓN DE
PRODUCCIÓN 16
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 19
3.1 CONDICIONES ACTUALES DE LOS POZOS SELECCIONADOS 19
3.2 CONDICIONES OPTIMIZADAS DE LOS POZOS
SELECCIONADOS 24
3.3 RESULTADOS ECONÓMICOS 37
3.3.1 CONSIDERACIONES ECONÓMICAS DEL PROYECTO 38
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 40
5. BIBLIOGRAFÍA 42
ANEXOS 45
ii
ÍNDICE DE TABLAS PÁGINA
Tabla 1. Identificación de boquilla y garganta con el área. 4
Tabla 2. Inyección Máxima Aproximada 4
Tabla 3. Producción Aproximada 5
Tabla 4. Tarifa por Barril de Proyecto ¡Error! Marcador no definido.
Tabla 5. Datos del Pozo 186 19
Tabla 6. Datos del pozo 43 20
Tabla 7. Datos del pozo 207 21
Tabla 8. Datos del pozo 197 21
Tabla 9. Datos del pozo 232 22
Tabla 10. Datos del pozo 65 23
Tabla 11. Resultados de geometría actual vs. geometría
propuesta Pozo 186 24
Tabla 12. Resultados de geometría actual vs. geometría
propuesta Pozo 43 27
Tabla 13. Resultados de geometría actual vs. geometría
propuesta Pozo 207 29
Tabla 14. Resultados de geometría actual vs. geometría
propuesta Pozo 197 31
Tabla 15. Resultados de geometría actual vs. geometría
propuesta Pozo 232 34
Tabla 16. Resultados de geometría actual vs. geometría
propuesta Pozo 65 36
Tabla 17. Perfil de Producción de los Pozos 37
Tabla 18. Resumen análisis económico de optimización de pozo 39
iii
ÍNDICE DE FIGURAS PÀGINA
Figura 1. Resultado de comportamiento de afluencia
actual del Pozo 186 25
Figura 2. Resultado de comportamiento de afluencia
optimizado del Pozo 186 26
Figura 3. Resultado de comportamiento de afluencia
actual del Pozo 43 27
Figura 4. Resultado de comportamiento de afluencia
optimizado del Pozo 43 28
Figura 5. Resultado de comportamiento de afluencia
actual del Pozo 207 30
Figura 6. Resultado de comportamiento de afluencia
optimizado del Pozo 207 30
Figura 7. Resultado de comportamiento de afluencia
actual del Pozo 197 32
Figura 8. Resultado de comportamiento de afluencia
optimizado del Pozo 197 33
Figura 9. Resultado de comportamiento de afluencia
actual del Pozo 232 34
Figura 10. Resultado de comportamiento de afluencia
propuesto del Pozo 232 35
Figura 11. Resultado de comportamiento de afluencia
propuesto del Pozo 65 36
Figura 12. Resultado de comportamiento de afluencia
propuesto del Pozo 65 37
ÍNDICE DE ANEXOS PÁGINA
Anexo 1. GRÁFICAS DE ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD
SIMULADO EN SOFTWARE CLAW® 45
Anexo 2. REPORTE DE ANÁLISIS NODAL DE BOMBA JET
SIMULADO EN SOFTWARE CLAW® 48
Anexo 3. PERFILES DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS
SELECCIONADOS 54
Anexo 4. ANÁLISIS ECONÓMICO 57
Anexo 5. DIAGRAMAS DE POZOS 64
1
RESUMEN
El objetivo del presente trabajo de titulación fue analizar las alternativas
técnicas para el incremento de producción de petróleo en pozos con alta
presión de cabeza. El estudio inició con el análisis del historial de
producción, datos mecánicos, de reservorio y de fluidos de los pozos,
aquellos que presentaban presiones de cabeza mayores o iguales a 100 psi.
Cumpliendo de esta manera, con los requisitos para ser intervenidos y
optimizar el proceso de extracción. Esta información fue proporcionada por
la empresa Sertecpet®. A partir de la cual se procedió a realizar la
simulación en el Software Claw®, con las características de la geometría
actual de la bomba. Los resultados del análisis nodal permitieron determinar
el comportamiento de afluencia actual del pozo. Donde encontramos el
caudal máximo, el caudal de producción y el índice de productividad del
pozo. Además de la curva de demanda que representa la eficiencia de la
bomba con esa geometría. Seguido de eso, procedimos a diseñar la nueva
geometría propuesta de la bomba, para lo cual se redujo la presión de
cabeza y se determinó el caudal de cavitación y demás parámetros para la
selección óptima de la misma. Finalmente, para cumplir con el objetivo
principal del proyecto, se propuso la implementación en superficie de
tanques de almacenamiento en las locaciones. Esto con la finalidad de
reducir la presión requerida en cabeza. El resultado final del trabajo
propuesto arrojó, además, la oportunidad de mejorar el aporte de los pozos;
manteniendo el mismo sistema de levantamiento artificial, pero optimizando
sus variables como presión de cabeza, diseño de la geometría de la bomba
e instalación de tanques de superficie.
Palabras Clave: Bombeo hidráulico, bomba jet, análisis nodal, presión de
cabeza, optimización, geometría de la bomba, incremento de producción.
2
ABSTRACT
The following dissertation examines technical alternatives aimed to an oil
production increase in high-pressure wellheads. First, the reservoir features
are analized: production history, mechanical facts and well fluids. The
analysis is focused specifically on wells with a head pressure equal or higher
than 100 psi. Consequently, the requirements needed to optimice the
extraction process during well interventions are fulfilled. Sertecpet®, an
ecuadorean company that operates in the electric power, oil and gas sector,
provided the information embodied in this study. Using these information, a
simulation in Claw Software® was carried out using the pump’s current
features. The nodal analysis results determined well inflow performance,
where the maximum flow, production rate and well productivity index were
established as well as the demand curve showing the pump’s efficiency due
to the mentioned geometry implementation. Second, the pump’s new
geometry was designed by reducing head pressure and therefore,
determining cavitation flow among other parameters. At last, in order to
achieve the main goal of this dissertation, the implementation of storage
tanks in each location is proposed with the aim to reduce the required head
pressure. As a result of this project, well productivity can be improved by
mantaining the same artificial lipies system and enhancing it’s head pressure,
pump geometry design and storage tank implementation.
Key Words: Hydraulic pumping system, Jet Pump, Nodal Analysis, Head
pressure, Optimization, Pump Geometry, Increase Oil Production.
INTRODUCCIÓN
3
1. INTRODUCCIÓN
La presión de fondo suficiente para elevar los fluidos del pozo a
superficie (flujo natural), se ve afectada con el tiempo y la producción del
yacimiento. Este evento provoca lo que conocemos como depleción de la
capa. Para combatir la depleción es necesario implementar un sistema
de levantamiento externo. La energía suficiente para transportar los
fluidos a superficie es generada por este sistema de levantamiento.
Dentro de estos métodos encontramos: bombeo mecánico, bombeo
hidráulico (tipo pistón y tipo jet), bombeo de cavidades progresivas,
bombeo electrosumergible y completaciones híbridas. Actualmente
existen dos tipos de bombeo hidráulico (BH); tipo pistón, utilizado para
bajos caudales y tipo jet para caudales mínimos hasta altos caudales.
(Lea & Rowlan, 2019).
El principio operacional que rige al BH es la Ley de Pascal, que indica: “la
presión aplicada en cualquier punto sobre un líquido contenido se
transmite con igual intensidad a cada porción del líquido y a las paredes
del recipiente que lo contiene". Por medio de esta Ley se transfiere la
presión por medio de una columna hidráulica, desde la superficie hasta
cualquier punto dentro de la completación. Obteniendo de esta manera la
energía necesaria del fluido motriz para recuperar los fluidos de
reservorio en cabeza de pozo. (Lea & Nickens, 2008)
El mecanismo del BH tipo jet, permite la inyección del fluido motriz
seleccionado a un caudal calculado, llegar a la boquilla de la bomba jet.
Este fluido de alta presión y baja velocidad al pasar a través de la
boquilla, se transforma en un fluido de alta velocidad y baja presión.
Cuando el mismo encuentra a los fluidos del pozo por medio del difusor
transforma la energía cinética en potencial. De esta manera se
transportan los fluidos del pozo y el inyectado a superficie. La relación
entre el área de la boquilla y la garganta, determinan las características
del rendimiento de la bomba. El fluido motriz y los caudales de
producción deben estar dentro de los parámetros de diseño del nozzle y
la garganta para su correcto funcionamiento. (Lea & Nickens, 2008)
El área interna de la boquilla (AN), por sus siglas en inglés, y el área de
la garganta (AT) establecen el rendimiento de la bomba. La restricción de
área y la inyección de un fluido permite realizar el efecto Venturi en este
tipo de bombas. El efecto Venturi, mencionado anteriormente, transforma
la energía cinética en potencial y viceversa. Por ende, al variar las
configuraciones de los elementos mencionados, los caudales de
producción e inyección variarán. (SERTECPET®, s.f.)
4
Las áreas internas (AT y AN) pueden combinarse geométricamente de
acuerdo al diseño previsto. La nomenclatura permite conocer el tamaño y
capacidad de las bombas. La boquilla se denomina con un número (#5,
#6, #8, etc) y la garganta con una letra (G, H, K, etc). (SERTECPET®,
s.f.).
Tabla 1. Identificación de boquilla y garganta con el área.
BOQUILLA GARGANTA
COD ÁREA (plg²) COD ÁREA (plg²)
6 0,0086 F 0,0215
7 0,0111 G 0,0278
8 0,0144 H 0,0359
9 0,0159 I 0,0464
10 0,0175 J 0,0525
11 0,0310 K 0,0774
12 0,0400 L 0,1000
(SERTECPET®, 2016)
La tabla mostrada a continuación indica el rango de inyección y
producción aproximado.
Tabla 2. Inyección Máxima Aproximada
BOQUILLA INYECCIÓN (bpd)
4 400
5 600
6 750
7 1 000
8 1 250
9 1 450
10 1 600
11 2 400
12 3 400
13 4 500
14 6 000
(SERTECPET®, 2016)
5
Tabla 3. Producción Aproximada
GEOMETRÍA PRODUCCIÓN
(bpd)
5E/5F 400
6F/6G 600
7G/7H 800
8H/8I 1 000
9I/9J 1 400
10J/10K 1 600
11K/11L 2 200
2L/12M 3 200
3M/13N 4 500
14N/140 6 000
(SERTECPET®, 2016)
Las ventajas operacionales que proporciona la Bomba Jet Claw son
diversas. Puede manejar crudos con gravedad API >8,0, ideal para pozos
desviados con hasta 55° de inclinación, maneja caudales de hasta 6 000
bls/días. Sin embargo, en otros libros como los citados previamente
indican que puede manejar hasta 35 000 bls/día. Es capaz de soportar
temperaturas de fondo entre 100 y 300°F. Es ideal para pozos gasíferos.
Además de ser uno de los mecanismos de extracción que mejor maneja
sólidos e ideal para ambientes corrosivos. (SERTECPET®, s.f.).
La producción de petróleo de un pozo declina a través del tiempo por
varios factores. La disminución de presión de reservorio es uno de los
factores más importantes. La existencia de daños en la formación,
especialmente en la zona de pago, restricciones en el sistema del
levantamiento artificial), obstrucción en las líneas de flujo, desgaste de la
completación. El análisis nodal permite identificar los componentes del
sistema integral de producción con las mayores caídas de presión. Una
vez identificadas, buscar posibilidades de optimización de dichos
componentes y, por lo tanto, lograr un incremento de la producción.
Como el caso de la instalación de compresores para yacimientos de gas,
provocando una disminución en la presión de cabeza. (Diez, G., Slot, H.,
& Smeulers, 2014).
La reducción de la presión de cabeza mediante un cambio de
configuración en la cabeza de pozo, incrementa la rata de flujo de fluidos.
Según Slot, Harmen; One Petro, que dice: “se puede reducir la presión
de cabeza al máximo nivel operativo, mediante una separación de la
cabeza de pozo, centros de abastecimiento dentro del campo,
compresión de la cabeza de pozo, mediante el análisis nodal con
Wellflow o Prosper”. (Diez, G., Slot, H., & Smeulers, 2014).
6
Para pozos de gas, según Alexander Weigan, es importante adicionar un
método de purga de cabeza de pozo. Mediante un sistema de
levantamiento tipo émbolo, aumentando el flujo de gas, cuando se tapona
por líquido. Disminuyendo la presión de cabeza y evacuando el líquido
para el paso de flujo de gas.
La simulación de un sistema de producción de hidrocarburo y posterior
optimización del mismo, se ha basado en gran parte del denominado
análisis nodal. Este determina las caídas de presión que existen en el
sistema de producción mediante correlaciones y/o software. Los mismos
que son desarrollados por las empresas prestadoras de servicios
petroleros. (Robles Agudo & Vázquez Román , 2008)
La producción en el bloque de Mangala, mediante la extracción por BH
supera los 300.000 bfpd. La implementación del método de Cunningham
permite incrementar la producción de hidrocarburos. Con lo cual
capturaba la física de la bomba de reacción para condiciones tanto
críticas como subcríticas en el pozo. La aplicación de este tipo de
optimización para BH tipo jet en Mangala es uno de los primeros
emprendidos en la industria. Este método surgió debido a la necesidad
de encontrar explicaciones de la producción. Dentro de estas, de por qué
al reducir la presión de la cabeza, y al abrir el estrangulador en los pozos
no siempre resultaba una ganancia en el caudal. Un análisis más
profundo indicó que no era un problema mecánico del sistema de
producción, sino más bien una limitación del flujo crítico. El cambio de
presión en cabeza no afectaba a la presión de succión de la bomba de
fondo, sino solamente a los cambios de fase en cabeza de pozo. (Verma,
y otros, 2014)
El campo Ghauri, ubicado en Jhelum, Pakistán, implementó por primera
vez un tipo de bomba jet con camisas deslizables. Esto con el fin de
incrementar su producción sin realizar una intervención de pozo, inclusive
con torre, que resulta muy costoso. El pozo Ghauri X-1 es un reservorio
de gas en solución, que fluye con una gravedad API de 22,0. Con lo que
se traduce en una rápida disminución de la tasa de producción inicial.
Presenta las mismas características de funcionamiento de las bombas
implementadas en nuestro cambio de estudio. Estas bombas llamadas
también libres, ser recuperan mediante inyección de fluido. (Kumar,
Farouque, Qureshi, & & Anjum, 2016)
El objetivo principal de Ghauri fue el levantamiento de gas, el cual
requería gas a alta presión en el sitio. La fuente de inyección (agua), se
encontraba fácilmente dentro del pozo en estudio (Ghauri X-1). Por qué
la bomba jet se consideró un tipo de levantamiento artificial recomendado
para el futuro. Previo a la instalación de la bomba jet se realizó un
7
análisis nodal del pozo; indispensable dentro del procedimiento. (Kumar,
Farouque, Qureshi, & & Anjum, 2016)
Mediante la implementación de este tipo de bomba jet, la producción del
campo incrementa en aproximadamente 200,000 barriles. Con lo cual se
lo considera un S.L.A. (Sistema de levantamiento artificial) para mantener
viva la producción. Además, el modelo de evaluación de la bomba
demostró que, con esta implementación se producirá dos o tres veces
más que a flujo natural. La combinación de la bomba con la que se operó
fue 11X N/T. Finalmente, cuanto mayor sea la potencia, mayor será la
vida útil del pozo. (Kumar, Farouque, Qureshi, & & Anjum, 2016)
El campo Soldado del Este, ubicado en Trinidad y Tobago, produce con
bombeo hidráulico. Facilitando con esto, la recuperación de los conjuntos
hidráulicos instalados en pozo. Permitiendo elegir la bomba jet como el
método de levantamiento artificial idóneo para la reactivación del mismo.
Las dimensiones de la bomba, fueron diseñadas para adaptarse a los
ensamblajes de fondo. (Mohammed S, 2016).
Las bombas jet usadas en Soldado del Este, tuvieron como objetivo
principal reactivar los pozos de crudo pesado. Esto al modificar las
completaciones hidráulicas, cambiando la bomba tipo pistón por tipo jet.
Los 4 pozos en estudio, completados con bombeo hidráulico tipo pistón,
se reactivaron con éxito, tras el cambio por la bomba jet. Los parámetros
de producción y el monitoreo obtenido, revelaron el éxito de esta
modificación. Debido a que se ahorraron costos de operación, instalación
y reparación. Además de la facilidad de optimizar la producción
cambiando la geometría de las bombas. Mejorando de esta manera,
considerablemente su rendimiento de acuerdo al dinamismo de las
operaciones. Otras ventajas encontradas fueron: su facilidad de
instalación y reparación por cable, baja frecuencia de intervención y el
buen manejo de producción de sólidos. (Mohammed S, 2016, p.3-4).
De acuerdo al estudio de Gil y Chamorro, los campos que llevan
operando más de 20 años, se denominan campos maduros. Estos
campos presentan, principalmente, una declinación de presión
considerable. Además, representan el 70% del aporte de producción
mundial. Las alternativas técnicas probadas más eficientes son, el
análisis nodal y la simulación de redes (configuración pozo, líneas y
facilidades de superficie). Estas herramientas evalúan el comportamiento
de los pozos y optimizan la producción de los mismos. El objetivo en este
tipo de campos es disminuir el costo, el grado de dificultad y el tiempo de
respuesta a nivel operacional. Esto con el fin de recuperar un número
mayor de reservas y alargar la vida del bloque. (Gil & Chamorro, 2009)
8
El mejor análisis para la optimización la producción, es cerciorarse que
los pozos operen en su máximo potencial. En función al costo, tiempo de
ejecución y respuesta. El análisis nodal nos permitirá evaluar las
condiciones actuales de los pozos. Con el fin de identificar las posibles
alternativas de optimización de producción. (Gil & Chamorro, 2009)
El análisis nodal consiste en dividir el pozo en cuatro componentes
básicos: reservorio, completación, tubería de producción y línea de
producción. A continuación, encontrar las pérdidas de presión que se
presentan en cada uno de los componentes, en función del caudal total.
El nodo más empleado es en fondo del pozo. Durante el análisis se
obtienen los puntos de presión y caudal. Con estos puntos se grafica la
caída de presión desde el yacimiento hasta el nodo (llamada curva
Inflow). Mientras que desde la superficie hasta el nodo (llamada curva
Outflow), para diferentes caudales. Cuando el nodo está en fondo de
pozo la curva outflow se llama VDL. La intersección de las curvas
corresponde al punto de operación. El análisis permite entonces
determinar el potencial de un pozo. Si la producción tiene un caudal
menor, evaluar las causas y diferentes soluciones. (Gil & Chamorro,
2009, p. 3)
Las instalaciones de superficie, dentro del marco de reactivación e
incremento de producción, tienen tres consideraciones de diseño.
Aumentar tanto la producción de petróleo como el factor de recobro.
Optimizar los gastos de capital en nuevos equipos e instalaciones.
Considerando la conveniencia de mantener el equipo existente.
Finalmente reducir los gastos operativos durante el ciclo de vida de cada
instalación. La decisión de utilizar un separador trifásico o un tanque de
lavado se realiza de acuerdo con un análisis económico. Aprovechando
al máximo el equipo existente. Se lo realiza cuando existe una gran
cantidad de agua producida. Donde se la trata en menor tiempo y de
maneras más económicas. (Morales & Navarro, 2007, pp. 1-3)
En el bloque constan combinaciones de separadores de dos fases y
tanques de lavado o separadores de tres fases en las estaciones de flujo
existentes. Mientras que en la estación de satélite se instaló una batería
de Free Water Knock Out. De esta manera, se maneja la producción
bruta incremental con un aumento mínimo de la capacidad en las
instalaciones de superficie. Sacando el agua producida incrementalmente
fuera del circuito antes de llegar a las instalaciones existentes. (Morales
& Navarro, 2007, p. 3)
A nivel mundial, las reservas de crudo liviano se agotan de manera
acelerada. Incrementando con esto, la cantidad de crudo pesado en la
mayoría de campos maduros, señalado anteriormente. Uno de los retos
9
para este tipo de crudos es la optimización de la eficiencia de los SLA.
Esto con el fin de aumentar la productividad del crudo en los niveles
adecuados. Reduciendo de esta manera, al mínimo los costos
operacionales. La principal dificultad de la optimización de eficiencia de
los SLA, es la pérdida de presión por fricción en las tuberías, debido a la
alta viscosidad del crudo.
La estatal colombiana, Ecopetrol, ha optimizado la producción con
aditivos. Estos mejoran la movilidad de los fluidos, reduciendo
considerablemente las pérdidas de presión por fricción en el sistema.
(Jaimes, Pachon, Villar, & Ecopetrol, 2014, p. 1)
El análisis nodal de los pozos preseleccionados para el estudio, permitió
predecir el comportamiento de los fluidos. Evidenciando de esta manera
el aumento de la producción, mediante la reducción de viscosidad en el
sistema de extracción y recolección. Finalmente, brindando una
oportunidad de mejora continua en la operación y experiencias para
futuros retos de similar comportamiento. (Jaimes, Pachon, Villar, &
Ecopetrol, 2014, p. 1)
En este estudio, se incrementó 30% en la eficiencia de los SLA mediante
la implementación de solventes (curva de outflow) y la curva IPR. El
estudio consistió en realizar el pronóstico de producción para los pozos
preseleccionados de una determinada formación. Mediante la
implementación de un software determinado. De acuerdo con los
resultados iniciales del incremento de producción tenemos lo siguiente.
La implementación de los aditivos en los pozos, evaluados por un
período de tres años, generará una ganancia económicamente rentable.
Lo cual permitirá alcanzar el desarrollo del proyecto en su totalidad.
Gracias al software se continuará con la optimización de acuerdo a los
cambios en la hidrodinámica de los fluidos. Además de la depleción
continua del reservorio a menos que tengan un proyecto de recuperación
secundaria. (Jaimes, Pachon, Villar, & Ecopetrol, 2014, pp. 12-13)
10
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar las alternativas técnicas para el incremento de la producción de
petróleo en pozos con alta presión de cabeza.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Analizar los pozos candidatos con alta presión de cabeza que
cumplan con los requisitos necesarios para disminuir su presión
hasta el NPSH.
• Analizar las condiciones actuales de los pozos con el fin de
seleccionar la correcta configuración de las bombas para el
incremento de la producción de petróleo.
• Identificar si el incremento de las facilidades de superficie es
económicamente rentable para el desarrollo del proyecto.
METODOLOGÍA
11
2. METODOLOGÍA
El desarrollo del presente proyecto, inició con el análisis de la data tomada
de 34 pozos de un bloque del oriente ecuatoriano. Dentro de los cuales se
seleccionaron 6 pozos para el análisis. Esto, incluyendo datos mecánicos de
pozo y el respectivo diseño de la bomba jet instalada en fondo. Con estos
datos podremos observar las condiciones actuales de los pozos.
Seguidamente, rediseñar el sistema óptimo de la bomba jet modificando la
geometría. Y finalmente buscar las alternativas óptimas de facilidades de
superficie. El método utilizado para el estudio será del tipo correlacional.
Esto con el fin de analizar el comportamiento de la producción de un pozo al
cambiar los parámetros de una bomba y/o facilidades.
Cabe destacar que el nombre del campo se modificó. Lo llamaremos “campo
del oriente ecuatoriano”. Esto con el fin de mantener la confidencialidad de
los datos proporcionados. No obstante, los datos de los pozos que se
utilizarán, son reales y corresponden a cada uno de ellos.
Para alcanzar el objetivo del proyecto es necesaria la herramienta digital
CLAW®, desarrollada por Sertecpet®. Al rediseñar las geometrías ideales
en las bombas, existe un análisis comparativo de optimización de la
producción propuesta respecto a la actual. Con ello se descartarán pozos
cuyo aumento de producción no sea lo suficientemente significativo y en su
defecto económicamente rentable. Se presentarán propuestas individuales a
cada uno de los 6 pozos en estudio para observar cambios en la presión y
caudal de inyección. Esto con el fin de obtener un retorno aceptable y que
justifique la intervención en los mismos. Finalmente se presentarán los
pozos con las mejores condiciones e incremental de producción.
2.1 PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA
BOMBA JET EN EL SOFTWARE CLAW®
a) Datos generales
Al de ingresar al Software Claw®, se selecciona un archivo nuevo.
Es decir, seleccionamos el pozo a simular. Se ingresa los datos
generales del pozo; tipo de pozo (vertical, horizontal o desviado) y
tipo de fluido en yacimiento (petróleo o gas).
b) Datos de reservorio
Dentro de los casilleros de la ventana de Datos PVT, se ingresa
los parámetros de reservorio. Dentro de los cuales se encuentran:
12
presión de reservorio, temperatura de reservorio, corte de agua,
gravedad específica del gas y del agua, gravedad API, producción
diaria, presión de burbuja, presión del separador, temperatura del
separador, la composición de la mezcla (petróleo, gas y agua), con
lo que se determina la Rs con la correlación de Standing.
c) Datos IPR
Dentro de los datos IPR, se colocaron a los datos de presión
fluyente. Además de profundidad de reservorio (TVD),
profundidad de la bomba (TVD). En este punto de la simulación, el
software calcula la nueva presión de fondo fluyente Pwf, a la cual
la bomba jet funcionará en su máxima eficiencia.
d) Selección de la bomba
Los parámetros del fluido son ingresados en esta ventana. Tener
en cuenta que si el BSW <10%, el fluido motriz será petróleo con
su respectiva gravedad API. Caso contrario el agua con una
gravedad API 10,0, será el fluido a inyectar.
Dentro de los casilleros de Datos de producción para diseños de
la bomba, ingresamos la nueva Pwf calculada en la ventana
anterior. Ésta será la presión de entrada a la bomba @ caudal
deseado. La Longitud de la línea de flujo, será la profundidad de
asentamiento de la bomba “+ 50 pies” de tubería desde el equipo
MTU hasta el cabezal del pozo.
En los Datos mecánicos del pozo, la bomba inyecta por directa. El
fluido ingresa por la tubería y retorna por el espacio anular. Se
colocan los datos de diámetro interno y externo del tubing, (ID y
OD respectivamente) y diámetro interno de la tubería de
revestimiento.
Para seleccionar la geometría más adecuada de la bomba jet se
tiene en cuenta las siguientes consideraciones:
- La presión de inyección debe estar entre 1 800 y 3 500 psi.
- El caudal de inyección se ubica entre 1 000 y 3 600 bfpd.
- Además, tener en consideración que el caudal de cavitación
(bfpd) debe ser mayor al caudal total multiplicado por 1,25. Si
es menor, significa que la bomba cavitará y dejará de
funcionar.
- Finalmente, el máximo porcentaje de eficiencia en bombeo
hidráulico tipo jet es 30%.
13
2.2 ANÁLISIS DE LOS POZOS CANDIDATOS EN BASE A LOS
PARÁMETROS DE RESERVORIO Y OPERACIONALES
Se identificaron 34 pozos dentro del campo en estudio. Dentro de los cuales
se analizaron los datos correspondientes al yacimiento y fluidos, datos (IPR);
a la completación (profundidades de completación, bomba, diámetros de
casing y tubería, perfil del pozo), y a las instalaciones de superficie
(facilidades).
Con los parámetros antes mencionados se identificaron 6 pozos con una
presión alta de retorno (presión de cabeza); igual o mayor a 100 psi.
Este análisis tiene como fin reducir la presión de cabeza. Esta presión es
necesaria para que el fluido llegue hasta el tanque de almacenamiento
ubicado en la estación de proceso.
2.3 ANÁLISIS DE LAS CONDICIONES ACTUALES DE LOS
POZOS PARA LA SELECCIÓN DE LA CORRECTA
CONFIGURACIÓN DE LA BOMBA JET
Mediante el análisis nodal, podemos determinar la selección óptima de los
componentes principales de la bomba jet (nozzle y garganta). Para ello, se
analizaron las condiciones actuales de los pozos. Para diseñar la bomba, se
requieren de los siguientes parámetros:
Pozo y flujo: es necesario identificar el tipo de pozo, tipo de fluido, método
de levantamiento artificial, e identificar el tipo de correlación para flujo
monofásico y bifásico.
Datos PVT: dentro de los datos de reservorio requeridos están, presión,
temperatura, presión y temperatura del separador, gravedad API, gravedad
específica de agua y gas, GOR, corte de agua, salinidad. El tipo de
correlación a utilizar, generalmente será Standing. La presión o punto de
burbuja, es calculado por el software. Además, debe mostrarse la presencia
de gases (CO2 y H2S) si existiese. Como datos de los fluidos tenemos Bo, μ
y la correlación de μ, en el caso del petróleo. En el caso del gas tenemos Rs,
Bg, densidad, viscosidad, correlación de viscosidad. Y en el caso de agua
Bw, densidad, viscosidad y su respectiva correlación. Se establecen límites
de presión y temperatura y se determinan las correlaciones finales.
Análisis mecánico del pozo: se identifican datos de profundidad TVD, MD,
inclinación. Además, se detallan los datos de completación y gradiente de
temperatura del mismo.
14
Cálculo IPR: El software genera la gráfica IPR, con los parámetros
requeridos. De esta gráfica se analizará el comportamiento del fluido a lo
largo del tiempo. La exactitud de la gráfica, se genera con los datos de
sensor.
Diseño hidráulico jet: Se determina el tipo de sistema del bombeo
hidráulico. Se establece un punto fijo para el análisis nodal. A continuación,
se ingresan datos como presión de fondo fluyente, caudal inyectado, BSW
inyectado, salinidad y gravedad específica de agua. Se selecciona un
tamaño de nozzle y garganta.
Caudales de inyección y producción: Se define el caudal de inyección
requerido para un caudal de producción determinado. Con lo cual se
determinará la geometría del nozzle y la garganta. Los caudales de
producción e inyección máximos, se detallan en las tablas 3 y 4.
Análisis Nodal:
El análisis nodal se lo utiliza para identificar los problemas (pérdidas de
presión) a lo largo del sistema de producción. Además, para identificar el
caudal óptimo del pozo. Esto sin dañar la formación, el pozo y la
completación.
En este punto es necesario conocer las presiones de entrada y salida del
bombeo hidráulico. Con lo cual procedemos a encontrar un caudal entre este
diferencial de presiones. Donde el mismo pueda producir a condiciones
ideales.
En este caso mantenemos la presión de entrada fija y alternamos los valores
de la presión de salida. Con este cambio encontramos los respectivos
caudales. La gráfica (presión versus caudal) se construye utilizando la
ecuación de Vogel, tanto para yacimientos saturados como para yacimientos
subsaturados.
Índice de Productividad para pozos subsaturados (Pb<Pwf)
Se calcula el índice de productividad, según el método de Vogel, en
yacimientos subsaturados, con la siguiente ecuación:
𝐼𝑃 =𝑄
𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓 [1]
Donde:
𝐼𝑃: Índice de productividad del pozo (bfpd/psi)
𝑄: Caudal de producción (bbl/día)
𝑃𝑟: Presión de reservorio
𝑃𝑤𝑓: Presión de fondo fluyente
15
Caudal a Punto de Burbuja
El caudal en el punto de burbuja se calcula con la siguiente ecuación:
𝑞𝑏 = 𝐼𝑃(𝑃𝑟 − 𝑃𝑏) [2]
Donde:
𝑞𝑏: Caudal a punto de burbuja (bbl/día)
𝐼𝑃: Índice de productividad del pozo (bfpd/psi)
𝑃𝑟: Presión de reservorio
𝑃𝑏: Presión de burbuja
Caudal máximo
Para determinar el caudal máximo se emplea la siguiente ecuación:
𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝑞𝑏 +𝐼𝑃 ∗ 𝑃𝑏
1.8 [3]
Donde:
𝑄𝑚𝑎𝑥: Caudal máximo (bbl/día)
𝑞𝑏: Caudal en el punto de burbuja (bbl/día)
𝐼𝑃: Índice de productividad del pozo (bfpd/psi)
𝑃𝑏: Presión de burbuja (psi)
Comportamiento de afluencia del pozo (IPR)
De acuerdo al método de Vogel, se calcula el IPR, cuando el yacimiento es
saturado (Pb>Pwf), empleando la siguiente ecuación:
𝑄 − 𝑞𝑏
𝑄𝑚𝑎𝑥 − 𝑞𝑏= 1 − 0.2 (
𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑏) − 0.8 (
𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑏)
2
[4]
Donde:
𝑄: Caudal de producción (bls/día)
𝑄𝑚𝑎𝑥: Caudal máximo (bls/día)
𝑃𝑤𝑓: Presión de fondo fluyente (psi)
𝑃𝑏: Presión de burbuja (psi)
16
Porcentaje de Incremento de Producción
Prod. neta = 𝑄. 𝑝𝑟𝑜𝑑 (1 − 𝐵𝑆𝑊) [5]
%Prod.neta = 𝑰𝒏𝒄𝒓𝒆𝒎𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑷𝒓𝒐𝒅.𝒏𝒆𝒕𝒂
𝑷𝒓𝒐𝒅.𝒏𝒆𝒕𝒂∗ 𝟏𝟎𝟎 [6]
2.3.1 Condiciones actuales de los Pozos Seleccionados
Los datos obtenidos en las pruebas de producción permiten ajustar la
selección inicial de la geometría de la bomba. Optimizando de esta manera
la producción.
Para el estudio se han seleccionado los siguientes pozos; Pozo 186, Pozo
43, Pozo 207, Pozo 197, Pozo 232, Pozo 65. Los mismos que presentan una
presión de cabeza (presión de retorno) significativamente influyente en
cuanto a pérdidas asociadas al flujo de fluidos.
Las condiciones actuales de los pozos en estudio se encuentran detalladas
en la Tabla 5 a la Tabla 10.
2.3.2 Condiciones optimizadas de los Pozos Seleccionados
Los pozos seleccionados fueron los candidatos más idóneos en cuanto a
mejorar la producción. Esto si se realiza una segunda selección o rediseño
de la geometría óptima, con las condiciones actuales. Adicionalmente,
reduciendo la presión de cabeza en superficie mediante la implementación
de tanques de almacenamiento a presión atmosférica.
2.4 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA OPTIMIZACIÓN DE
PRODUCCIÓN
El análisis económico se desarrolla con los siguientes parámetros.
El costo de los parámetros de inversión del proyecto, son valores estándar
que se tomaron de proyectos similares del bloque. El detalle de la tarifa de
este proyecto se presenta en la ¡Error! No se encuentra el origen de la
referencia..
17
Tabla 4. Tarifa por Barril de Proyecto
USD/bbl
WTI (US$/bbl) 50
Oriente (US$ descuento) 2,00 48
Margen Soberania 25% 12
Transporte (US$/bbl) 1,44 1
Comercialización (US$/bbl) 0,18 0
Ley CTEA (US$/bbl) 2,00 2
Ley 40 (US$/bbl) 0,05 0
Tarifa PAM (US$/bbl) 32
De acuerdo a la simulación en el software Claw®, se determinó la
producción incremental fruto del cambio de la geometría de la bomba JET.
De esta forma se obtuvo la cantidad total de barriles por año del pozo. Esto,
sumando la cantidad inicial producida previo el cambio de la geometría, más
el incremental fruto de dicho cambio.
Una vez obtenida la producción total anual (multiplicando el número de
barriles de petróleo por día por los 365 días del año). Procedimos a calcular
los ingresos anuales con una tarifa referencial de Crudo Oriente de $50USD.
Con el ingreso total anual, procedimos a restar los costos de margen de
soberanía, costos de transporte, costos de comercialización, costos de
producción e impuestos estatales (LEY CTEA y Ley 40). Seguidamente, del
resultado del ingreso neto de costos de transporte, restamos el monto
correspondiente al Impuesto a la renta, de conformidad con la Ley
Ecuatoriana.
Finalmente, se calculó los indicadores para determinar la rentabilidad del
proyecto. La metodología utilizada es la siguiente. Se descuentan los flujos
de efectivo desde el mes inicial en donde se realizó la inversión, a una tasa
de interés referencial del 12%. De esta forma, se obtiene el Valor Actual
Neto del flujo de efectivo del proyecto. El Valor Actual Neto (VAN) es un
indicador que determina la rentabilidad de un proyecto de la siguiente
manera. Si el indicador es menor a 0, el proyecto no es factible. Por lo que
sus ingresos descontados al periodo 1 no logran cubrir la inversión inicial.
Sin embargo, si el indicador VAN es igual o mayor a 0, el proyecto es
económicamente rentable. Con esto afirmamos que es recomendable
realizar la inversión inicial.
18
𝑉𝐴𝑁 = −𝐼𝑂 + ∑𝐹𝑡
(1 + 𝑘)𝑡
𝑛
𝑡 →0
[7]
Donde:
VAN: Valor actual neto
t: Período de evaluación
k: Taza de actualización
Io: Inversión inicial del proyecto
Ft: Flujo de caja en el período t
Posteriormente, se calcula la Tasa Interna de Retorno (TIR), que mide la
conveniencia de un proyecto en puntos porcentuales.
El TIR se obtiene igualando el valor actual neto (VAN) a cero.
𝑉𝐴𝑁 = 0 = −𝐼𝑂 + ∑𝐹𝑡
(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑡
𝑛
𝑡 →0
[8]
Donde:
VAN: Valor actual neto
Ft: Flujo de caja en el período t
t: Período de evaluación
TIR: Tasa interna de retorno
Io: Inversión inicial del proyecto
El siguiente indicador que se calculó, fue el PRI: Período de Recuperación
de la Inversión. El cual representa el número de días, meses o años, que se
requieren para cubrir la inversión inicial. Para calcular este indicador se
procedió de la siguiente manera. Inicialmente, se trazó un gráfico con los 12
meses en el eje de las x, para mostrar la producción anual del pozo. El PRI,
se obtiene mediante la determinación del corte de la recta con el eje X. Para
determinar el punto de corte se obtuvo en primer lugar la pendiente de la
recta. Posteriormente determinar la ecuación de la recta y el punto de corte
que se necesita.
Para determinar la pendiente de la recta, se utiliza la siguiente ecuación:
𝑚 =𝑌2 − 𝑌1
𝑋2 − 𝑋1 [9]
Una vez obtenida la pendiente, se procede a calcular la ecuación de la recta
con la siguiente fórmula:
19
𝑌 = 𝑚𝑋 + 𝑏 [10]
Una vez obtenida la ecuación de la recta, se despeja la variable X de la
siguiente manera:
𝑋 =𝑌 − 𝑏
𝑚 [11]
La variable X representa el Período de Recuperación de la Inversión.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
19
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
El análisis de los posibles rediseños de geometrías, toma en cuenta los
parámetros mencionados en el capítulo anterior. El siguiente paso es
seleccionar la geometría óptima de la bomba. Ésta debe cumplir con todos
los parámetros. Se analizaron las curvas de comportamiento de afluencia,
mediante el método de Vogel.
3.1 Condiciones Actuales de los Pozos Seleccionados
Los datos mecánicos y de reservorio actuales del pozo, se detallan a
continuación desde la Tabla 5 hasta la Tabla 10.
El Pozo 186 presenta un yacimiento saturado, debido a que la presión de
burbuja es mayor que la presión de reservorio. El grado API indica que se
trata de un crudo mediano. El pozo tiene una producción actual de 240 bfpd,
además los datos muestran una presión de separador de 100 psi. Se intenta
reducir esta presión en cabeza de pozo. Con lo que la restricción al flujo
fluido disminuirá y así incrementará el caudal de producción.
Tabla 5. Datos del Pozo 186
Datos Reservorio y fluidos
Arena U Inferior + T
Presión de Reservorio (psi) 995
Temperatura de reservorio (°F) 220
BSW (%) 4
SG del Gas (adim) 1,14
SG del Agua (adim) 1,013
Grado API (°API) 26
Producción Diaria (bfpd) 240
Presión de Burbuja (psi) 1 175
RGP (psc/bn) 250
Presión del Separador (psi) 100
Temperatura del separador (°F) 110
Presión de Fondo Fluyente (psi) 853
Salinidad (ppm-Cl) 18 750
Profundidad de reservorio (pies) 9 776
Datos Mecánicos
Tipo de Bomba Directa
Profundidad de la bomba (pies) 9 241
ID Casing (plg) 6,276
OD Casing (plg) -
ID Tubing (plg) 2,992
OD Tubing (plg) 3,5
20
Datos Reservorio y fluidos
Presión de Inyección (psi) 2 973
Caudal de Inyección (bfpd) 2 853
Presión de Entrada a la Bomba (psi) 644
Caudal de Cavitación (bfpd) 670
Fuente: Sertecpet®
Tabla 6. Datos del pozo 43
Datos Reservorio y fluidos
Arena U Inferior
Presión de Reservorio (psi) 1 169
Temperatura de reservorio (°F) 217
BSW (%) 75
SG del Gas (adim) 1,14
SG del Agua (adim) 1,016
Grado API (°API) 27
Producción Diaria (bfpd) 600
Presión de Burbuja (psi) 1 175
RGP (pcs/bn) 261
Presión del Separador (psi) 120
Temperatura del separador (°F) 110
Presión de Fondo Fluyente (psi) 900
Salinidad (ppm-Cl) 22 500
Profundidad de reservorio (pies) 9 340
Datos Mecánicos
Tipo de Bomba Directa
Profundidad de la bomba (pies) 9 086
ID Casing (plg) 6,276
OD Casing (plg) -
ID Tubing (plg) 2,992
OD Tubing (plg) 3,500
Presión de Inyección (psi) 3 500
Caudal de Inyección (bfpd) 3 006
Presión de Entrada a la Bomba (psi) 792
Caudal de Cavitación (bfpd) 837
Fuente: Base de datos Sertecpet®
21
Tabla 7. Datos del pozo 207
Datos Reservorio y fluidos
Arena U Inferior
Presión de Reservorio (psi) 1 690
Temperatura de reservorio (°F) 210
BSW (%) 47
SG del Gas (adim) 0,87
SG del Agua (adim) 1,013
Grado API (°API) 19,2
Producción Diaria (bfpd) 579
Presión de Burbuja (psi) 1 463
RGP (pcs/bn) 263
Presión del Separador (psi) 120
Temperatura del separador (°F) 110
Presión de Fondo Fluyente (psi) 756,15
Salinidad (ppm-Cl) 19 100
Profundidad de reservorio (pies) 10 194
Datos Mecánicos
Tipo de Bomba Directa
Profundidad de la bomba (pies) 10 031
ID Casing (plg) 8,681
OD Casing (plg) 9 5/8
ID Tubing (plg) 2,992
OD Tubing (plg) 3,500
Presión de Inyección (psi) 3 700
Caudal de Inyección (bfpd) 2 448
Presión de Entrada a la Bomba (psi) 688
Caudal de Cavitación (bfpd) -
Fuente: Base de datos Sertecpet®
Tabla 8. Datos del pozo 197
Datos Reservorio y fluidos
Arena U Inferior
Presión de Reservorio (psi) 1 200
Temperatura de reservorio (°F) 215
BSW (%) 14
SG del Gas (adim) 1,14
SG del Agua (adim) 1,016
Grado API (°API) 28,5
Producción Diaria (bfpd) 320
Presión de Burbuja (psi) 1 175
22
Datos Reservorio y fluidos
RGP (pcs/bn) 276
Presión del Separador (psi) 140
Temperatura del separador (°F) 110
Presión de Fondo Fluyente (psi) 532
Salinidad (ppm-Cl) 22 500
Profundidad de reservorio (pies) 9 390
Datos Mecánicos
Tipo de Bomba Directa
Profundidad de la bomba (pies) 9 232
ID Casing (plg) 6,276
OD Casing (plg) -
ID Tubing (plg) 2,992
OD Tubing (plg) 3,500
Presión de Inyección (psi) 3 500
Caudal de Inyección (bfpd) -
Presión de Entrada a la Bomba (psi) 470
Caudal de Cavitación (bfpd) -
Fuente: Base de datos Sertecpet®
Tabla 9. Datos del pozo 232
Datos Reservorio y fluidos
Arena T Inferior
Presión de Reservorio (psi) 1 008
Temperatura de reservorio (°F) 210
BSW (%) 8
SG del Gas (adim) 0,87
SG del Agua (adim) 1,010
Grado API (°API) 28,4
Producción Diaria (bfpd) 278
Presión de Burbuja (psi) 1 293
RGP (pcs/bn) 239
Presión del Separador (psi) 150
Temperatura del separador (°F) 110
Presión de Fondo Fluyente (psi) 734
Salinidad (ppm-Cl) 15 000
Profundidad de reservorio (pies) 10 394
Datos Mecánicos
Tipo de Bomba Directa
Profundidad de la bomba (pies) 10 254
ID Casing (plg) 6,276
OD Casing (plg) -
23
Datos Reservorio y fluidos
ID Tubing (plg) 2,992
OD Tubing (plg) 3,500
Presión de Inyección (psi) 3 500
Caudal de Inyección (bfpd) -
Presión de Entrada a la Bomba (psi) 632
Caudal de Cavitación (bfpd) -
Fuente: Base de datos Sertecpet®
Tabla 10. Datos del pozo 65
Datos Reservorio y fluidos
Arena Hollín Inferior
Presión de Reservorio (psi) 2 500
Temperatura de reservorio (°F) 220
BSW (%) 16
SG del Gas (adim) 0,87
SG del Agua (adim) 1,001
Grado API (°API) 25,6
Producción Diaria (bfpd) 360
Presión de Burbuja (psi) 500
RGP (pcs/bn) 70
Presión del Separador (psi) 195
Temperatura del separador (°F) 110
Presión de Fondo Fluyente (psi) 530
Salinidad (ppm-Cl) 1 000
Profundidad de reservorio (pies) 9 918
Datos Mecánicos
Tipo de Bomba Directa
Profundidad de la bomba (pies) 9 795
ID Casing (plg) 6,276
OD Casing (plg) -
ID Tubing (plg) 2,992
OD Tubing (plg) 3,500
Presión de Inyección (psi) 3 100
Caudal de Inyección (bfpd) 2 407
Presión de Entrada a la Bomba (psi) 481
Caudal de Cavitación (bfpd) 631
Fuente: Base de datos Sertecpet®
24
3.2 Condiciones Optimizadas de los Pozos Seleccionados
La bomba Jet puede ser fácilmente optimizada. Esto se logra cambiando la
configuración nozzle - garganta en función a los datos obtenidos según los
parámetros actuales de operación.
Al reducir la presión de cabeza (presión de retorno) se incrementa la
producción ya que la restricción al paso de fluido es menor.
Con los dos criterios mencionados anteriormente y mediante el uso de la
herramienta informática Claw® se obtienen los siguientes resultados:
• Pozo 186:
Mediante la simulación que se realizó en el software Claw® se obtuvieron
los siguientes resultados. Para el Pozo 186, intervenido actualmente con una
bomba jet 11J; se seleccionó la geometría 12K, con una presión de
inyección de 3 500 psi. Tomando en cuenta que se obtuvo el mejor caudal
de retorno de producción de petróleo. Esto al reducir la presión de retorno,
que cumple con uno de los objetivos principales del análisis.
En la curva de comportamiento de afluencia (inflow) actual, se pudo
identificar que el caudal máximo del pozo es 802 bbl/día. Un IP compuesto
de 1,84 bpd/psi y un caudal de producción de 272 bbl/día. Además, se logró
determinar la curva de demanda (outflow), la cual representa la eficiencia de
la bomba con esa geometría (
Figura 1).
Con la optimización propuesta se obtuvieron los siguientes resultados. El
caudal de producción aumentó a 396 bbl/día, lo que significa un incremento
de producción neta de 119,04 bppd (45,58%) frente a las condiciones
actuales (
Figura 2).
Tabla 11. Resultados de geometría actual vs. geometría propuesta Pozo 186
POZO 186 UNIDAD
GEOMETRÍA ACTUAL
GEOMETRÌA PROPUESTA
11J 12K
PRESION DE INYECCION psig 2 940 3 500
CAUDAL DE INYECCION bfpd 2 235 3 051
PRESIÓN ALTURA BOMBA psig 785,82
PRESION DE ENTRADA A LA BOMBA psig 643,82 536
25
PIP psig 623 535
CAUDAL DE PRODUCCION bfpd 272 396
CAUDAL DE CAVITACION bfpd 581 617
Continuación Tabla 11
INCREMENTO DE LA INYECCION bfpd 816
CORTE DE AGUA % 4 4
PRESION DEL MODULO psig 100 30
INCREMENTO DE PRODUCCION bfpd 124
INCREMENTO DE PRODUCCION NETA bfpd 119,04
FACTOR DE CAVITACION (min 25%) % 114 56
• Punto de operación del sistema actual:
Con la configuración actual de la bomba (11J) con presión de entrada a la
bomba de 623 psi, tenemos un caudal de producción de 272 bbl/día
Figura 1. Resultado de comportamiento de afluencia actual del Pozo 186
• El punto de operación del sistema propuesto:
El caudal de producción incrementó de 272 bbl/día a 396 bbl/día con la
geometría propuesta (12K). Teniendo una presión de entrada a la bomba de
535 psi, lo que se refleja en un incremento del 45,6% de la producción
actual.
Datos
Presión prom Reservorio Pr 786 psi
Presión dinámica Pwf 644 psi
Presión de burbuja Pb 786 psi
Caudal de líquido qf 240 bbl/d
Fw 4 %
Cálculos
Indice de productividad J 1,838 bpd/psi
Caudal a Pb q 0 bbl/d
Caudal Máximo qmax 802 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 623 psi
Caudal @ Pwf1 272 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
470 189
532 221
593 254
654 286
714 319
773 351
IPR Combinado POZO: POZO 186
FECHA: 08/06/2019
272
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
-200 0 200 400 600 800 1000
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
11-J Piny=2940 psi
26
Figura 2. Resultado de comportamiento de afluencia optimizado del Pozo 186
Finalmente, para lograr el objetivo se requiere de facilidades de superficie.
La instalación de un tanque en superficie, al cual estará alineada la
producción con la finalidad de disminuir la presión de retorno. De esta forma
se logra incrementar la producción neta en 119,04 bppd.
• Pozo 43
Los resultados de la simulación, en el Pozo 43, determinaron lo siguiente. El
mejor caudal de producción, al reducir la presión de retorno, la obtenemos
con la geometría 12K. Esto, inyectando fluido con una presión de 3187 psi.
Al cambiar la configuración de la geometría antes mencionada, el caudal de
producción se optimiza a 723 bbl/día. Con lo que tenemos un incremento de
producción neta de 15,25 bppd representado en 9,21% frente a las
condiciones actuales (
Figura 4).
En la Figura 3 se puede observar la curva inflow. En donde se pudo
identificar el caudal máximo del pozo, 1481 bbl/día. Un IP compuesto de
2,51 bpd/psi y un caudal de producción de 662 bbl/día. Además, la curva
outflow, la cual representa la eficiencia de la bomba con esa geometría.
Datos
Presión prom Reservorio Pr 786 psi
Presión dinámica Pwf 644 psi
Presión de burbuja Pb 786 psi
Caudal de líquido qf 240 bbl/d
Fw 4 %
Cálculos
Indice de productividad J 1,838 bpd/psi
Caudal a Pb q 0 bbl/d
Caudal Máximo qmax 802 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 535 psi
Caudal @ Pwf1 396 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
357 274
425 321
496 368
578 416
656 463
738 510
IPR Combinado POZO: POZO 186
FECHA: 08/06/2019
396
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
-200 0 200 400 600 800 1000
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
12-K Piny=3500 psi
27
Tabla 12. Resultados de geometría actual vs. geometría propuesta Pozo 43
POZO 43 UNIDAD
GEOMETRÍA ACTUAL
GEOMETRÍA PROPUESTA
12K 12K
PRESION DE INYECCION psig 3 100 3 187
CAUDAL DE INYECCION bfpd 3 006 3 013
PRESIÓN ALTURA BOMBA psig 1 060,65
PRESION DE ENTRADA A LA BOMBA psig 791,65 730
PIP psig 759 726
CAUDAL DE PRODUCCION bfpd 662 723
CAUDAL DE CAVITACION bfpd 837 904
INCREMENTO DE LA INYECCION bfpd 7
CORTE DE AGUA % 75 75
PRESION DEL MODULO psig 120 30
INCREMENTO DE PRODUCCION bfpd 61
INCREMENTO DE PRODUCCION NETA bppd 15,25
FACTOR DE CAVITACION (min 25%) % 26 25
• El punto de operación del sistema actual es:
De acuerdo a los parámetros del pozo, con la bomba 12K tenemos un
caudal de producción de 662 bbl/día, con presión de entrada a la bomba de
759 psi.
Figura 3. Resultado de comportamiento de afluencia actual del Pozo 43
Datos
Presión prom Reservorio Pr 1.061 psi
Presión dinámica Pwf 792 psi
Presión de burbuja Pb 1.061 psi
Caudal de líquido qf 600 bbl/d
Fw 75 %
Cálculos
Indice de productividad J 2,514 bpd/psi
Caudal a Pb q 0 bbl/d
Caudal Máximo qmax 1.481 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 759 psi
Caudal @ Pwf1 662 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
328 420
443 492
575 564
727 636
913 708
1092 780
IPR Combinado POZO: POZO 43
FECHA: 08/06/2019
662
0
200
400
600
800
1000
1200
-500 0 500 1000 1500 2000
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
12-K Piny=3100 psi
28
• El punto de operación del sistema propuesto es:
Al reducir la presión de entrada de la bomba a 726 psi, se observó que el
caudal de producción incrementó a 723 bbl/día. Un incremento porcentual de
9,2% de la producción actual.
Figura 4. Resultado de comportamiento de afluencia optimizado del Pozo 43
Al disminuir la presión de retorno de 120 psig (actual) a 30 psig (propuesta),
se incrementa la producción neta en 15,25 bppd. Esto se logra instalando
adicionalmente, facilidades de superficie.
• Pozo 207
De acuerdo a los parámetros del Pozo 207, después de analizar las
diferentes configuraciones arrojadas por el simulador tenemos. Se
seleccionó la geometría 12K, donde se determinó que el caudal máximo del
pozo es 748 bbl/día. Teniendo un IP compuesto de 0,77 bfpd/psi, un caudal
de producción de 580 bbl/día y una presión de inyección de 3500 psig.
Además, se logró determinar la curva de demanda (outflow). Representando
la eficiencia de la bomba con esa geometría (
Figura 5).
Con la nueva geometría seleccionada se obtuvo menor presión de entrada a
la bomba. Con lo cual se disminuye la presión de retorno e incrementa el
caudal de producción de petróleo.
Datos
Presión prom Reservorio Pr 1.061 psi
Presión dinámica Pwf 792 psi
Presión de burbuja Pb 1.061 psi
Caudal de líquido qf 600 bbl/d
Fw 75 %
Cálculos
Indice de productividad J 2,514 bpd/psi
Caudal a Pb q 0 bbl/d
Caudal Máximo qmax 1.481 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 726 psi
Caudal @ Pwf1 723 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
340 500
461 585
625 671
804 757
1004 843
1218 928
FECHA: 08/06/2019
IPR Combinado POZO: POZO 43
723
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-500 0 500 1000 1500 2000
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
12-K Piny=3200 psi
29
Con la optimización propuesta y de acuerdo a la curva de comportamiento,
el caudal de producción aumentó a 614 bbl/día. Esto significa un incremento
de producción neta de 18,02 bppd (5,86%) frente a las condiciones actuales
(
Figura 6).
Tabla 13. Resultados de geometría actual vs. geometría propuesta Pozo 207
POZO 207D UNIDAD
GEOMETRÍA ACTUAL
GEOMETRÍA PROPUESTA
12K 12K
PRESION DE INYECCION psig 3 251 3 500
CAUDAL DE INYECCION bfpd 3 113 3 195
PRESIÓN ALTURA BOMBA psig 1 621,27
PRESION DE ENTRADA A LA BOMBA psig 687,27 584
PIP psig 686 598
CAUDAL DE PRODUCCION bfpd 580 614
CAUDAL DE CAVITACION bfpd 827 753
INCREMENTO DE LA INYECCION bfpd 82
CORTE DE AGUA % 47 47
PRESION DEL MODULO psig 120 30
INCREMENTO DE PRODUCCION bfpd 34
INCREMENTO DE PRODUCCION NETA bppd 18,02
FACTOR DE CAVITACION (min 25%) % 43 23
• El punto de operación del sistema actual es:
Con la configuración actual de la bomba (12K) con presión de entrada de
686 psi, tenemos un caudal de producción de 580 bbl/día.
30
Figura 5. Resultado de comportamiento de afluencia actual del Pozo 207
• El punto de operación del sistema propuesto es:
Con la configuración propuesta (12K), presión de entrada a la bomba de 598
psi, se tiene un caudal de producción de 614 bbl/día. Reflejando un
incremento del 5,9% de la producción actual.
Figura 6. Resultado de comportamiento de afluencia optimizado del Pozo 207
Datos
Presión prom Reservorio Pr 1.621 psi
Presión dinámica Pwf 687 psi
Presión de burbuja Pb 1.463 psi
Caudal de líquido qf 579 bbl/d
Fw 47 %
Cálculos
Indice de productividad J 0,771 bpd/psi
Caudal a Pb q 122 bbl/d
Caudal Máximo qmax 748 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 686 psi
Caudal @ Pwf1 580 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
406 405
509 475
625 544
753 614
908 683
1055 753
IPR Combinado POZO: POZO 207
FECHA: 08/06/2019
580
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 200 400 600 800 1000
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
12-K Piny=3251 psi
Datos
Presión prom Reservorio Pr 1.621 psi
Presión dinámica Pwf 687 psi
Presión de burbuja Pb 1.463 psi
Caudal de líquido qf 579 bbl/d
Fw 47 %
Cálculos
Indice de productividad J 0,771 bpd/psi
Caudal a Pb q 122 bbl/d
Caudal Máximo qmax 748 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 598 psi
Caudal @ Pwf1 614 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
327 422
418 494
525 567
649 639
804 712
962 784
FECHA: 08/06/2019
IPR Combinado POZO: POZO 207
614
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 200 400 600 800 1000
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
12-K Piny=3500 psi
31
Se recomienda que la producción de este pozo sea alineada a un tanque en
superficie. Disminuyendo así la presión de retorno, antes mencionada.
Incrementando la producción neta en 18,02 bppd.
• Pozo 197
Para este pozo, mediante la simulación se seleccionó la geometría 12K con
presión de inyección de 3481 psi. En la curva inflow, se identificó que el
caudal máximo del pozo es 410 bbl/día, IP compuesto de 0,65 bfpd/psi y
caudal de producción de 279 bbl/día. Además, se determinó la curva outflow,
que representa la eficiencia de la bomba con esa geometría (
Figura 7).
Con este cambio de geometría se observó que el caudal de producción
aumentó a 344 bbl/día; un incremento de producción neta de 55,04 bppd. Es
decir, (22,94%) frente a las condiciones actuales (Figura 8).
Tabla 14. Resultados de geometría actual vs. geometría propuesta Pozo 197
POZO 197D UNIDAD
GEOMETRÍA ACTUAL
GEOMETRÍA PROPUESTA
11K 12K
PRESION DE INYECCION psig 3 500 3 481
CAUDAL DE INYECCION bfpd 2 493 3 168
PRESIÓN ALTURA BOMBA psig 1 138,24
PRESION DE ENTRADA A LA BOMBA psig 470,24 390
PIP psig 591 388
CAUDAL DE PRODUCCION bfpd 279 343
CAUDAL DE CAVITACION bfpd 684 484
INCREMENTO DE LA INYECCION bfpd 675
CORTE DE AGUA % 14 14
PRESION DEL MODULO psig 140 30
INCREMENTO DE PRODUCCION bfpd 64
INCREMENTO DE PRODUCCION NETA bppd 55,04
FACTOR DE CAVITACION (min 25%) % 145 41
• El punto de operación del sistema actual es:
La configuración actual de la bomba (11K) presenta una presión de entrada
a la bomba de 591 psi, teniendo un caudal de producción de 279 bbl/día.
32
Figura 7. Resultado de comportamiento de afluencia actual del Pozo 197
• El punto de operación del sistema propuesto es:
Con la configuración propuesta 12K. Obtenemos una presión de entrada a la
bomba de 388 psi, un caudal de producción de 344 bbl/día y un incremento
del 22,9% de la producción actual.
Datos
Presión prom Reservorio Pr 1.138 psi
Presión dinámica Pwf 470 psi
Presión de burbuja Pb 1.138 psi
Caudal de líquido qf 320 bbl/d
Fw 14 %
Cálculos
Indice de productividad J 0,648 bpd/psi
Caudal a Pb q 0 bbl/d
Caudal Máximo qmax 410 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 591 psi
Caudal @ Pwf1 279 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
511 224
569 262
625 301
680 339
734 378
787 416
IPR Combinado POZO: POZO 197
FECHA: 08/06/2019
279
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-100 0 100 200 300 400 500 600
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
11-K Piny=3500 psi
33
Figura 8. Resultado de comportamiento de afluencia optimizado del Pozo 197
Se logra disminuir la presión de retorno de 140 psig a 30 psig,
implementando un tanque en superficie. Incrementando la producción neta
en 55,04 bppd.
• Pozo 232
Como resultado de la simulación para el pozo 232, se seleccionó la
geometría 12K, inyectando fluido a 3500 psi. Se obtuvo el mejor caudal de
retorno, al reducir la presión del mismo. En la curva de comportamiento de
afluencia, se pudo identificar lo siguiente. Un caudal de producción de 310
bbl/día, un caudal máximo del pozo de 616 bbl/día, con un IP compuesto de
1,16 bfpd/psi.
Además, se logró determinar la curva de demanda, que representa la
eficiencia de la bomba con esa geometría (
Figura 9). De acuerdo a la curva de comportamiento, el caudal de producción
aumentó a 370 bbl/día, lo que significa un incremento de producción neta de
55,2 bppd. teniendo un incremento porcentual de 19,42% frente a las
condiciones actuales (
Figura 10).
Datos
Presión prom Reservorio Pr 1.138 psi
Presión dinámica Pwf 470 psi
Presión de burbuja Pb 1.138 psi
Caudal de líquido qf 320 bbl/d
Fw 14 %
Cálculos
Indice de productividad J 0,648 bpd/psi
Caudal a Pb q 0 bbl/d
Caudal Máximo qmax 410 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 388 psi
Caudal @ Pwf1 344 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
260 240
307 281
361 322
414 364
470 405
528 446
FECHA: 08/06/2019
IPR Combinado POZO: POZO 197
344
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-100 0 100 200 300 400 500 600
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
12-K Piny=3481 psi
34
Tabla 15. Resultados de geometría actual vs. geometría propuesta Pozo 232
POZO 232 UNIDAD
GEOMETRÍA ACTUAL
GEOMETRÍA PROPUESTA
11J 12K
PRESION DE INYECCION psig 3 500 3 500
CAUDAL DE INYECCION bfpd 2 428 3 157
PRESIÓN ENTRADA BOMBA psig 953,75
PRESION DE ENTRADA A LA BOMBA psig 679,75 533
PIP psig 642 566
CAUDAL DE PRODUCCION bfpd 309 369
CAUDAL DE CAVITACION bfpd 558 634
INCREMENTO DE LA INYECCION bfpd 729
CORTE DE AGUA % 8 8
PRESION DEL MODULO psig 150 30
INCREMENTO DE PRODUCCION bfpd 60
INCREMENTO DE PRODUCCION NETA bppd 55,2
FACTOR DE CAVITACION (min 25%) % 81% 72%
• El punto de operación del sistema actual es:
Con la configuración actual de la bomba 11J con presión de entrada a la
bomba de 642 psi, tenemos un caudal de producción de 310 bbl/día.
Figura 9. Resultado de comportamiento de afluencia actual del Pozo 232
Datos
Presión prom Reservorio Pr 954 psi
Presión dinámica Pwf 680 psi
Presión de burbuja Pb 954 psi
Caudal de líquido qf 278 bbl/d
Fw 8 %
Cálculos
Indice de productividad J 1,163 bpd/psi
Caudal a Pb q 0 bbl/d
Caudal Máximo qmax 616 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 642 psi
Caudal @ Pwf1 310 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
513 245
597 287
682 329
768 371
855 413
956 455
IPR Combinado POZO: POZO 232
FECHA: 08/06/2019
310
0
200
400
600
800
1000
1200
-200 0 200 400 600 800
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
11-J Piny=3500 psi
35
• El punto de operación del sistema propuesto es:
Con la configuración propuesta (12K) con presión de entrada a la bomba de
566 psi, tenemos un caudal de producción de 370 bbl/día. Con un
incremento del 19,4%.
Figura 10. Resultado de comportamiento de afluencia propuesto del Pozo 232
Con el objetivo de reducir la presión de retorno a 30 psig, se requiere instalar
un tanque en superficie. Obteniendo así, un incremental de producción de
55,2 bppd,
• Pozo 65
La geometría 12K presentó las mejores condiciones y el mejor incremental
de producción dentro de la simulación, con una presión de inyección de 3008
psig. Esto además de reducir la presión de retorno. La curva inflow mostró
que el caudal máximo del pozo es 407 bbl/día, con un IP compuesto de 0.18
bfpd/psi. Además, de determinar la curva de demanda outflow, (eficiencia de
la bomba) con esa geometría (Figura 11).
El incremento de caudal de producción fue de 360 bbl/día a 388 bbl/día, lo
que significa un incremento de producción neta de 23,52 bppd (7,77%).
(Figura 12).
Datos
Presión prom Reservorio Pr 954 psi
Presión dinámica Pwf 680 psi
Presión de burbuja Pb 954 psi
Caudal de líquido qf 278 bbl/d
Fw 8 %
Cálculos
Indice de productividad J 1,163 bpd/psi
Caudal a Pb q 0 bbl/d
Caudal Máximo qmax 616 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 566 psi
Caudal @ Pwf1 370 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
359 245
426 287
497 329
571 371
649 413
729 455
IPR Combinado POZO: POZO 232
FECHA: 08/06/2019
370
0
200
400
600
800
1000
1200
-200 0 200 400 600 800
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
12-K Piny=3500 psi
36
Tabla 16. Resultados de geometría actual vs. geometría propuesta Pozo 65
POZO 65B UNIDAD
GEOMETRÍA ACTUAL
GEOMETRÍA PROPUESTA
11J 12K
PRESION DE INYECCION psig 2 901 3 008
CAUDAL DE INYECCION bfpd 2 406 3 195
PRESIÓN ENTRADA BOMBA psig 2 451,17
PRESION DE ENTRADA A LA BOMBA psig 530 300
PIP psig 481 279
CAUDAL DE PRODUCCION bfpd 360 388
CAUDAL DE CAVITACION bfpd 636 561
INCREMENTO DE LA INYECCION bfpd 789
CORTE DE AGUA % 16 16
PRESION DEL MODULO psig 195 30
INCREMENTO DE PRODUCCION bfpd 28
INCREMENTO DE PRODUCCION NETA bppd 23,52
FACTOR DE CAVITACION (min 25%) % 77% 45%
• El punto de operación del sistema actual es:
La configuración actual de la bomba 11J tiene una presión de entrada a
la bomba de 481 psi, donde tenemos un caudal de producción de 360
bbl/día.
Figura 11. Resultado de comportamiento de afluencia propuesto del Pozo 65
Datos
Presión prom Reservorio Pr 2,500 psi
Presión dinámica Pwf 481 psi
Presión de burbuja Pb 500 psi
Caudal de líquido qf 360 bbl/d
Fw 16 %
Cálculos
Indice de productividad J 0.178 bpd/psi
Caudal a Pb q 357 bbl/d
Caudal Máximo qmax 406 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 481 psi
Caudal @ Pwf1 360 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
264 252
343 295
433 338
532 382
639 425
751 468
IPR Combinado POZO:
FECHA:
POZO 65
6/8/2019
360
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 100 200 300 400 500 600
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
11-JPiny=2900 psi
37
• El punto de operación del sistema propuesto es:
Con la configuración propuesta (12K) con presión de entrada a la bomba
de 279 psi, tenemos un incremento de producción de 7,7%, (388 bbl/día).
Figura 12. Resultado de comportamiento de afluencia propuesto del Pozo 65
Datos
Presión prom Reservorio Pr 2,451 psi
Presión dinámica Pwf 481 psi
Presión de burbuja Pb 500 psi
Caudal de líquido qf 360 bbl/d
Fw 16 %
Cálculos
Indice de productividad J 0.183 bpd/psi
Caudal a Pb q 357 bbl/d
Caudal Máximo qmax 407 bbl/d
Calcular caudal @ Pwf
Presión dinámica Pwf1 280 psi
Caudal @ Pwf1 389 bbl/d
OutFlow P(psi) Q(bfpd)
154 272
197 319
250 366
312 412
385 459
469 506
IPR Combinado POZO: POZO 65
FECHA: 6/8/2019
389
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 100 200 300 400 500 600
Pre
sió
n,
[psi
]
Caudal, q [bbl/d]
12-K Piny=3008 psi
37
3.3 Resultados Económicos
Al finalizar el proyecto, se procedió a realizar el análisis económico, con la
finalidad de demostrar si éste es económicamente rentable. Esto se lo
realizó con los siguientes indicadores económicos: tasa interna de retorno
(TIR), valor actual neto (VAN). Además de un análisis de perfil de
producción, con lo que se pudo estimar la declinación de producción a lo
largo del tiempo, y determinar la optimización de la misma y la viabilidad de
los proyectos mediante la implementación de optimización del sistema de
levantamiento artificial.
Perfil de Producción (BPPD)
Mes Pozo 186 Pozo 43 Pozo 207 Pozo 197 Pozo 232 Pozo 65
1 119,0 15,3 18,0 55,0 55,2 23,5
2 102,6 13,0 14,2 51,2 43,6 17,0
3 87,2 10,8 10,6 47,5 33,0 11,0
4 72,8 8,8 7,3 44,0 23,3 5,5
5 59,4 7,0 4,3 40,6 14,4 0,4
6 46,9 5,2 0,0 37,3 6,3 0,0
7 35,3 3,6 0,0 34,2 6,1 0,0
8 24,4 3,5 0,0 31,7 5,9 0,0
9 14,4 3,4 0,0 29,3 5,7 0,0
10 11,8 3,3 0,0 27,0 5,5 0,0
11 9,3 3,2 0,0 24,7 5,4 0,0
12 7,0 3,1 0,0 22,6 5,2 0,0
Tabla 17. Perfil de Producción de los Pozos
Tasa Interna de Retorno (TIR)
La tasa interna de retorno es la tasa de rentabilidad que tiene un proyecto y
determina el incremento del capital en el periodo de vida de un proyecto.
𝑉𝐴𝑁 = 0 = −𝐼𝑂 + ∑𝐹𝑡
(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑡
𝑛
𝑡 →0
[10]
Dónde:
VAN: Valor actual neto
Ft: Flujo de caja en el período t
t: Período de evaluación
TIR: Tasa interna de retorno
Io: Inversión inicial del proyecto
38
Valor Actual Neto (VAN)
Parámetro económico, que permite traer al presente el flujo de caja de un
proyecto para conocer la ganancia o pérdida del mismo.
𝑉𝐴𝑁 = −𝐼𝑂 + ∑𝐹𝑡
(1 + 𝑘)𝑡
𝑛
𝑡 →0
[11]
Dónde:
VAN: Valor actual neto
t: Período de evaluación
k: Taza de actualización
Io: Inversión inicial del proyecto
Ft: Flujo de caja en el período t
3.3.1 Consideraciones económicas del proyecto
• Para el este análisis se consideraron dos casos; el caso Sertecpet,
que es la empresa prestadora de servicios y el caso PAM que es la
operadora del campo en estudio.
• Dentro del caso Sertecpet se consideraron los ingresos que tendrá la
empresa, al alquilar sus equipos y vender sus herramientas para la
intervención de los pozos; cambiando la geometría e instando
facilidades de superficie. Considerando un total de ingresos de 278
745 USD al cabo de un año.
• Adicional a esto, se analizó el caso PAM, que en este caso es la
operadora que decide invertir o no en el proyecto. Allí se analizaron
los costos operativos y de alquiler de herramientas para dicha
optimización.
• Se consideró una tarifa de 32 dólares por barril de petróleo producido,
tarifa que recibe la empresa Petroamazonas EP por cada barril de
petróleo extraído.
• Se consideró los costos operativos del campo en 3,75 dólares por
barril de petróleo producido.
39
Pozos
186 43 207 197 232 65
Producción Optimizada Anual
17 939 2 433 1 653 13 561 6 368 1 740
Ingresos Anuales 579 989 78 664 53 428 438 445 205 874 56 250
Costos Anuales -346 017 -287 869 -284 942 -329 600 -302 624 -285 269
233 972 -209 205 -231 514 108 845 -96 750 -229 019
TIR > 100% 0 0 > 100% 0 0
VAN 230 929 -198 879 -219 619 104.937 -89 141 -217 025
Tabla 18. Resumen análisis económico de optimización de pozo
De acuerdo a los análisis de declinación de producción de cada pozo se
procedió a realizar el análisis económico para el caso PAM EP, puesto que
la operadora decidirá si un proyecto es rentable para ellos.
Pese que para la operadora solo 2 de los 6 pozos seleccionados son
rentables, para la empresa SERTECPET todos los pozos son rentables,
puesto que las facilidades que deben colocar para la optimización de
geometría y disminución de presión en cabeza es necesario reducir los
tramos de líneas de producción.
El detalle del análisis económico y de declinación de producción se
encuentra en la parte de los anexos.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
40
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
• Del análisis de los 34 pozos, se determinó que 6 de ellos cumplían
con las premisas para reducir la presión de cabeza mayor a 100 psi.
Logrando así incrementar la producción de los mismos. Todos los
pozos seleccionados cumplían con los requisitos para ser intervenidos
y optimizar el proceso de extracción. Cabe recalcar la importancia de
implementar tanques en locación. Esto con la finalidad de reducir la
presión requerida para producción, incrementando la producción de
crudo.
• De los 6 pozos analizados, 6 presentaban un potencial mayor a lo que
podrían estar produciendo. Esto significaba que se encontraban
limitados por la bomba. El promedio de optimización de producción es
de un 19%. De los datos obtenidos de la simulación, se pudo
determinar que la geometría 12K cumple con el objetivo propuesto.
Esto quiere decir, disminuir la presión de cabeza, logrando un
incremento de producción.
• Los 6 pozos analizados presentaban un TIR > 100% en el caso
Sertecpet. Estos se consideran sumamente rentables. Además de
otro dato económico sumamente importante en la industria petrolera,
como el Payback recuperando la inversión en menos de un año.
• Para el caso PAM solo 2 de los 6 pozos resultaron rentables puesto a
la cantidad de equipos necesarios para cambiar la geometría y
optimizar la producción.
Recomendaciones
• Para estudios posteriores, se recomienda monitorear continuamente
la pwf en cada pozo, antes de intervenirlo. Esto con el fin de seguir
optimizando la producción de crudo sin la necesidad de un cambio en
la geometría. Evitando de esta manera, una corrida dentro del pozo
para recuperar la bomba jet.
• Para futuros proyectos, además del cambio de la geometría de la
bomba, se recomienda implementar un tanque de producción en
locación. Buscando disminuir la presión en cabeza del pozo, para que
pueda fluir con mayor facilidad. Además, de la contratación de un
vaccum que pueda transportar los fluidos de acuerdo al potencial que
cada uno presenta.
• Para futuros diseños de geometría de bomba, es recomendable
analizar el tipo de fluido motriz a inyectar. Es decir que éste se
encuentre dentro de los parámetros adecuados para no dañar a los
pozos productores. Por ejemplo, con la producción de sólidos, puesto
41
que estos representan un factor de riesgo para las bombas como
erosión de la garganta o taponamiento de la misma.
• Para posteriores proyectos, dentro del análisis económico, es
importante tener en cuenta las variaciones de los costos de
producción y el precio de venta de crudo. Por lo tanto, se recomienda
realizar una reevaluación anual de los proyectos. Esto, con la finalidad
de saber si siguen siendo rentables o no. Debido a que las
condiciones pudieron haber cambiado en el transcurso del tiempo.
• Para futuros análisis de pozos, se recomienda tener en consideración
los pozos que se encuentren produciendo sobre la presión de burbuja.
Con el fin de evitar bloqueos por gas o cavitación que afecten de
manera importante al funcionamiento de la bomba. En el caso de
producción con gas se recomienda la instalación de un mechero.
BIBLIOGRAFÍA
42
5. BIBLIOGRAFÍA
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ANEXOS
45
ANEXO Anexo 1. GRÁFICAS DE ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD SIMULADO EN SOFTWARE CLAW®
POZO 186:
POZO 43:
46
POZO 207
POZO 197
47
POZO 232
POZO 65B
48
Anexo 2. REPORTE DE ANÁLISIS NODAL DE BOMBA JET SIMULADO EN SOFTWARE CLAW®
POZO 186
• Geometría Actual
• Geometría Propuesta
49
POZO 186
• Geometría Actual
• Geometría Propuesta
50
POZO 207
• Geometría Actual
• Geometría Propuesta
51
POZO 197
• Geometría Actual
• Geometría Propuesta
52
POZO 232
• Geometría Actual
• Geometría Propuesta
53
POZO 65B
• Geometría Actual
• Geometría Propuesta
54
Anexo 3. PERFILES DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS
Pozo 186
Pozo 43
55
Pozo 207
Pozo 197
56
Pozo 232
Pozo 65
57
Anexo 4. ANÁLISIS ECONÓMICO
Caso Sertecpet
Ingresos Tarifa Diaria dic-19 ene-20 feb-20 mar-20 abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20
Venta Geometria 2 752 2 752 2 752 2 752
Tarifa Mensual
Tanques 96 2 381 2 381 2 227 2 381 2 304 2 381 2 304 2 381 2 381 2 304 2 381 2 304 2 381
Bota 200 4 960 4 960 4 640 4 960 4 800 4 960 4 800 4 960 4 960 4 800 4 960 4 800 4 960
Scrubber 112 2 778 2 778 2 598 2 778 2 688 2 778 2 688 2 778 2 778 2 688 2 778 2 688 2 778
Tea 85 2 108 2 108 1 972 2 108 2 040 2 108 2 040 2 108 2 108 2 040 2 108 2 040 2 108
Operador 200 4 960 4 960 4 640 4 960 4 800 4 960 4 800 4 960 4 960 4 800 4 960 4 800 4 960
Tuberia y valvulas 150 3 720 3 720 3 480 3 720 3 600 3 720 3 600 3 720 3 720 3 600 3 720 3 600 3 720
Total Ingreso 278 745 23 658 20 906 19 558 23 658 20 232 20 906 22 984 20 906 20 906 22 984 20 906 20 232 20 906
Costos Inversión Equipos -99 000 -99 000
Costos Operativos -39 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000
Costos Totales -138 000 -102 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000
CashFlow -78 342 17 906 16 558 20 658 17 232 17 906 19 984 17 906 17 906 19 984 17 906 17 232 17 906
CashFlow Acumulado -78 342 -60 435 -43 878 -23 219 -5 987 11 919 31 903 49 810 67 716 87 700 105 606 122 838 140 745
58
Caso PAM Pozo 186
dic-19 ene-20 feb-20 mar-20 abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20
Ingresos Producción Mensual Incremental (BPPM) 17 939 3 690 2 974 2 702 2 184 1 841 1 407 1 093 757 431 365 279 216
Barriles Petróleo Mes (BPPD) 119 103 87 73 59 47 35 24 14 12 9 7
Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32
Total Ingresos (US$) 579 989 0 119 308 96 151 87 351 70 596 59 518 45 483 35 340 24 490 13 935 11 814 9 036 6 968
Costos Tarifa Alquiler Aquipos Sertecpet (US$) -278 745 -23 658 -20 906 -19 558 -23 658 -20 232 -20 906 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906
Opertivos (US$) -67 273 0 -13 838 -11 152 -10 132 -8 188 -6 903 -5 276 -4 099 -2 841 -1 616 -1 370 -1 048 -808
Total Costos -346 017 -23 658 -34 745 -30 710 -33 790 -28 420 -27 810 -28 260 -25 005 -23 747 -24 600 -22 277 -21 280 -21 715
CashFlow (US$) -23 658 84 563 65 441 53 560 42 176 31 708 17 224 10 335 743 -10 665 -10 463 -12 244 -14 747
CashFlow Acumulado (US$) -23 658 60 904 126 345 179 906 222 081 253 789 271 013 281 348 282 090 271 425 260 962 248 719 233 972
TIR > 100%
NPV 230 929
59
Caso PAM Pozo 43
dic-19 ene-20 feb-20 mar-20 abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20
Ingresos Producción Mensual Incremental (BPPM) 2 433 473 376 335 265 216 157 112 108 101 101 95 95
Barriles Petróleo Mes (BPPD) 15 13 11 9 7 5 4 3 3 3 3 3
Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32
Total Ingresos (US$) 78 664 0 15 284 12 150 10 843 8 556 6 974 5 065 3 615 3 498 3 275 3 274 3 066 3 065
Costos Tarifa Alquiler Aquipos Sertecpet (US$) -278 745 -23 658 -20 906 -19 558 -23 658 -20 232 -20 906 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906
Opertivos (US$) -9 124 0 -1 773 -1 409 -1 258 -992 -809 -587 -419 -406 -380 -380 -356 -355
Total Costos -287 869 -23 658 -22 679 -20 967 -24 916 -21 224 -21 715 -23 571 -21 326 -21 312 -23 364 -21 286 -20 588 -21 262
CashFlow (US$) -23 658 -7 395 -8 817 -14 073 -12 669 -14 742 -18 506 -17 711 -17 815 -20 089 -18 012 -17 522 -18 197
CashFlow Acumulado (US$) -23 658 -31 053 -39 870 -53 943 -66 611 -81 353 -99 859 -117 570 -135 385 -155 474 -173 486 -191 008 -209 205
TIR 0
NPV -198 879
60
Caso PAM Pozo 207
dic-19 ene-20 feb-20 mar-20 abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20
Ingresos Producción Mensual Incremental (BPPM) 1 653 559 412 330 220 132 0 0 0 0 0 0 0
Barriles Petróleo Mes (BPPD) 18 14 11 7 4 0 0 0 0 0 0 0
Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32
Total Ingresos (US$) 53 428 0 18 060 13 316 10 669 7 115 4 268 0 0 0 0 0 0 0
Costos Tarifa Alquiler Aquipos Sertecpet (US$) -278 745 -23 658 -20 906 -19 558 -23 658 -20 232 -20 906 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906
Opertivos (US$) -6 197 0 -2 095 -1 544 -1 238 -825 -495 0 0 0 0 0 0 0
Total Costos -284 942 -23 658 -23 001 -21 102 -24 896 -21 057 -21 401 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906
CashFlow (US$) -23 658 -4 941 -7 786 -14 227 -13 943 -17 134 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906
CashFlow Acumulado (US$) -23 658 -28 599 -36 386 -50 612 -64 555 -81 688 -104 672 -125 579 -146 485 -169 469 -190 376 -210 608 -231 514
TIR 0
NPV -219 619
61
Caso PAM Pozo 197
dic-19 ene-20 feb-20 mar-20 abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20
Ingresos Producción Mensual Incremental (BPPM) 13 561 1 706 1 485 1 473 1 320 1 258 1 119 1 059 982 878 836 742 701
Barriles Petróleo Mes (BPPD) 55 51 48 44 41 37 34 32 29 27 25 23
Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32
Total Ingresos (US$) 438 445 0 55 164 48 016 47 637 42 667 40 678 36 193 34 249 31 752 28 400 27 031 24 002 22 657
Costos Tarifa Alquiler Aquipos Sertecpet (US$) -278 745 -23 658 -20 906 -19 558 -23 658 -20 232 -20 906 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906
Opertivos (US$) -50 855 0 -6 398 -5 569 -5 525 -4 949 -4 718 -4 198 -3 973 -3 683 -3 294 -3 135 -2 784 -2 628
Total Costos -329.600 -23 658 -27 305 -25 127 -29 184 -25 181 -25 625 -27 182 -24 879 -24 589 -26 278 -24 042 -23 016 -23 534
CashFlow (US$) -23 658 27 859 22 889 18 453 17 486 15 053 9 011 9 370 7 163 2 122 2 989 986 -878
CashFlow Acumulado (US$) -23 658 4 200 27 089 45 543 63 029 78 082 87 093 96 463 103 626 105 748 108 737 109 723 108 845
TIR > 100%
NPV 104 937
62
Caso PAM Pozo 232
dic-19 ene-20 feb-20 mar-20 abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20
Ingresos Producción Mensual Incremental (BPPM) 6 368 1 711 1 264 1 022 698 446 189 189 183 172 171 161 161
Barriles Petróleo Mes (BPPD) 55 44 33 23 14 6 6 6 6 6 5 5
Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32
Total Ingresos (US$) 205 874 0 55 324 40 877 33 049 22 562 14 426 6 122 6 121 5 922 5 545 5 544 5 191 5 190
Costos Tarifa Alquiler Aquipos Sertecpet (US$) -278 745 -23 658 -20 906 -19 558 -23 658 -20 232 -20 906 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906
Opertivos (US$) -23 879 0 -6 417 -4 741 -3 833 -2 617 -1 673 -710 -710 -687 -643 -643 -602 -602
Total Costos -302 624 -23 658 -27 323 -24 299 -27 492 -22 849 -22 580 -23 694 -21 616 -21 593 -23 627 -21 549 -20 834 -21 508
CashFlow (US$) -23 658 28 001 16 578 5 557 -287 -8 153 -17 572 -15 495 -15 671 -18 082 -16 005 -15 643 -16 319
CashFlow Acumulado (US$) -23 658 4 342 20 920 26 478 26 190 18 037 466 -15 030 -30 701 -48 783 -64 788 -80 431 -96 750
TIR 0
NPV -89 141
63
Caso PAM Pozo 65
dic-19 ene-20 feb-20 mar-20 abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20
Ingresos Producción Mensual Incremental (BPPM) 1 740 729 493 341 164 13 0 0 0 0 0 0 0
Barriles Petróleo Mes (BPPD) 24 17 11 5 0 0 0 0 0 0 0 0
Tarifa (US$/bbl) 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32
Total Ingresos (US$) 56 250 0 23 573 15 934 11 016 5 311 417 0 0 0 0 0 0 0
Costos Tarifa Alquiler Aquipos Sertecpet (US$) -278 745 -23 658 -20 906 -19 558 -23 658 -20 232 -20 906 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906
Opertivos (US$) -6 524 0 -2 734 -1 848 -1 278 -616 -48 0 0 0 0 0 0 0
Total Costos -285 269 -23 658 -23 641 -21 406 -24 936 -20 848 -20 955 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906
CashFlow (US$) -23 658 -68 -5 472 -13 920 -15 537 -20 538 -22 984 -20 906 -20 906 -22 984 -20 906 -20 232 -20 906
CashFlow Acumulado (US$) -23 658 -23 726 -29 198 -43 118 -58 655 -79 193 -102 177 -123 084 -143 990 -166 974 -187 881 -208 113 -229 019
TIR 0
NPV -217 025
64
Anexo 5. DIAGRAMAS DE POZOS
POZO 186
(SERTECPET®, 2016)
TBG 3-1/2"
3-1/2" CAMISA DE CIRCULACION
9241' (TVD)
ZAPATO GUIA CEMENTADO
ZAPATO GUÍA CEMENTADO
CSG SUPERFICIAL
CSG CONDUCTOR
CSG 9 5/8"
7" COLGADOR LINER (6.276" ID)
ZAPATA GUIA CEMENTADA "
PACKER HIDRAULICO
Arena " U inf + T"
9776' (TVD)Prof Prom
NO-GO
65
POZO 43
(SERTECPET®, 2016)
TBG 3-1/2"
3-1/2" CAMISA DE CIRCULACION
9086' (TVD)
ZAPATO GUIA CEMENTADO
ZAPATO GUÍA CEMENTADO
CSG SUPERFICIAL
CSG CONDUCTOR
CSG 9 5/8"
7" COLGADOR LINER (6.276" ID)
ZAPATA GUIA CEMENTADA "
PACKER HIDRAULICO
Arena " U inferior "
9340' (TVD)Prof Prom
NO-GO
66
POZO 207
(SERTECPET®, 2016)
TBG 3-1/2"
3-1/2" CAMISA DE CIRCULACION
10031' (TVD)
ZAPATO GUIA CEMENTADO
ZAPATO GUÍA CEMENTADO
CSG SUPERFICIAL
CSG CONDUCTOR
CSG 13 3/8"
ZAPATA GUIA CEMENTADA "
PACKER HIDRAULICO
Arena " U inferior "
10194' (TVD)Prof Prom
NO-GO
9 5/8" CSG (8.681" ID)
67
POZO 197
(SERTECPET®, 2016)
TBG 3-1/2"
3-1/2" CAMISA DE CIRCULACION
9232' (TVD)
ZAPATO GUIA CEMENTADO
ZAPATO GUÍA CEMENTADO
CSG SUPERFICIAL
CSG CONDUCTOR
CSG 9 5/8"
7" COLGADOR LINER (6.276" ID)
ZAPATA GUIA CEMENTADA "
PACKER HIDRAULICO
Arena " U inferior "
9390' (TVD)Prof Prom
NO-GO
68
POZO 232
(SERTECPET®, 2016)
TBG 3-1/2"
3-1/2" CAMISA DE CIRCULACION
10254' (TVD)
ZAPATO GUIA CEMENTADO
ZAPATO GUÍA CEMENTADO
CSG SUPERFICIAL
CSG CONDUCTOR
CSG 9 5/8
7" COLGADOR LINER (6.276" ID)
ZAPATA GUIA CEMENTADA "
PACKER HIDRAULICO
Arena " T inferior "
10394' (TVD)Prof Prom
NO-GO
69
POZO 65
(SERTECPET®, 2016)
TBG 3-1/2"
3-1/2" CAMISA DE CIRCULACION
9795' (TVD)
ZAPATO GUIA CEMENTADO
ZAPATO GUÍA CEMENTADO
CSG SUPERFICIAL
CSG CONDUCTOR
CSG 9 5/8
7" COLGADOR LINER (6.276" ID)
ZAPATA GUIA CEMENTADA "
PACKER HIDRAULICO
Arena " Hollin Inferior "
9918' (TVD)Prof Prom
NO-GO