Trabajo Jet Pump

IESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS BENAVIDES SILVA ANDREA ALEJANDRA [email protected] VERGARA CAÑAR ENRIQUE DANIEL [email protected] DIRECTOR: ING. VINICIO MELO [email protected] Quito, Enero 2011 II DECLARACIÓN Nosotros, Andrea Alejandra Benavides Silva, Vergara Cañar Enrique Daniel, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente. ANDREA BENAVIDES SILVA ENRIQUE DANIEL VERGARA III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Andrea Alejandra Benavides Silva y Enrique Daniel Vergara Cañar, bajo mi supervisión. Ing. VINICIO MELO DIRECTOR DE PROYECTO IV AGRADECIMIENTOS A Dios y la Virgencita de Agua Santa por guiarme y ayudarme cada día de mi vida, y que sin su gracia divina, nada de esto sería posible hoy. A mis padres, Fanny y Manuel, por ser los pilares de mi vida, por su confianza y todo el esfuerzo que han hecho para sacar a nuestra familia adelante. A mi hermana, Thaly, porque siempre ha creído en mí y dado su apoyo incondicional. A mi compañero de tesis, Enrique, porque más que un compañero ha sido un gran amigo en las buenas y malas. Al ingeniero Vinicio Melo, quien supo guiarnos de la mejor manera durante el desarrollo del presente proyecto y más que un tutor fue un amigo. Al ingeniero Jorge Espín que siempre estuvo presto a dar una mano en la obtención de información a lo largo de este proceso. Al ingeniero Edison Bedoya por aportar con sus conocimientos y experiencia. A mis amig@s por también formar parte de este logro. Andrea Benavides Silva V AGRADECIMIENTOS A mis padres Graciela e Israel, un profundo agradecimiento porque gracias a su apoyo siempre constante, su amor y cariño nos han llevado a sus hijos por el camino del bien y nos han enseñado a luchar frente a las adversidades de la vida con los mejores consejos y buenas acciones que nos han inculcado desde pequeños, por eso y más gracias de todo corazón. A mi hermana Ximena, por ser la persona más constante en mi vida y en nuestra familia, por enseñarme a llevar las cosas de la mejor manera, haciendo lo correcto y deshaciendo lo que está mal con enérgicas palabras, gracias hermanita por ser mi apoyo incondicional y madre a la vez. A mi querida familia porque tanto mis primos, primas, tíos y tías han sido parte de mi vida y con quienes he pasado gratos momentos. A mis compañeros del colegio y la universidad por ser los mejores amigos y en especial a mi amiga Andreita, por haber pasado tantos retos académicos juntos y hoy nuestro proyecto de titulación con el cual reitero mis agradecimientos y sincera amistad. Al ingeniero Vinicio Melo, por ser una guía en nuestro proyecto y más que un tutor un gran amigo de quien hemos aprendido mucho. Enrique Daniel VI DEDICATORIA A Dios y a la Virgen, por ser la fuerza en cada lucha, la luz en cada momento de mi vida y por todas las bendiciones, amor y la hermosa familia que me han dado. A mi mami y mi papi, por ser unos padres maravillosos y ejemplares, quienes a más de darme la vida, diariamente me dan su apoyo incondicional. Porque con su infinito amor, fortaleza, paciencia y generosidad, me han guiado por la senda correcta. Los amo infinitamente, y todos mis logros serán gracias a ustedes y por ustedes. A mi hermana Thaly, por ser más que una hermana una amiga, por escucharme, darme su apoyo incondicional y consejos. Te amo ñañita. A mi prima Pao, por ser un ejemplo y darme todo su cariño, por lo que más que mi prima te considero mi hermana. A mi primo Lenin, porque aunque ya no esté con nosotros, su alegría, fortaleza y generosidad siempre vivirá en mi corazón. Andrea Benavides Silva VII DEDICATORIA A mi madre María Graciela, por darnos todo su amor y enseñarnos a vivir con un pensamiento de altruismo y carácter, por darnos fortaleza con su espíritu, por estar a mi lado siempre, por ser como es, un ángel del cielo. A mi hermana Rocío Ximena y mi padre Israel por estar conmigo constantemente sin importar las circunstancias, por ser las personas de quienes aprendo, por ser mi familia, los quiero mucho. A la persona que me ha entregado todo su apoyo y su amor, a la persona que vive en mis pensamientos, esa persona que me ha dado la alegría de vivir con valor, a la persona que quiero con todo mi corazón Enrique Daniel VIII CONTENIDO CAPÍTULO I ........................................................................................... 1 DESCRIPCIÓN Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS FLUIDOS Y ROCA DEL ÁREA SHUSHUFINDI ....................................................................... 1 1.1. ANTECEDENTES ............................................................................................... 1 1.2. UBICACIÓN ........................................................................................................ 3 1.3. ESTRUCTURA.................................................................................................... 4 1.4. ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA ......................................................................... 5 1.5. FORMACIONES PRODUCTORAS ..................................................................... 9 1.6. CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................10 1.7. CARACTERÍSITICAS DE LOS FLUIDOS ..........................................................11 1.8. RESERVAS .......................................................................................................12 1.8.1. RESERVAS PROBADAS ...........................................................................13 1.8.2. RESERVAS NO PROBADAS .....................................................................13 1.8.3. RESERVAS REMANENTES ......................................................................14 1.9. PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS ...............................................................14 1.10. PRODUCCIÓN...................................................................................................15 1.10.1. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN.........................................................15 1.10.2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................15 1.10.3. HISTORIA DE PRODUCCIÓN ................................................................18 1.10.4. RECUPERACIÓN SECUNDARIA ...........................................................22 1.10.5. TASA DE PRODUCCIÓN ACTUAL (24 Agosto 2010) ............................22 CAPÍTULO II ........................................................................................ 25 BOMBEO HIDRÁULICO ........................................................................ 25 2.1. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ................................................25 2.1.1. BOMBEO POR VARILLA DE SUCCIÓN O BOMBEO MECÁNICO ............27 2.1.2. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ...........................................................28 2.1.3. LEVANTAMIENTO POR GAS O GAS LIFT ................................................32 2.1.4. CAVIDAD PROGRESIVA ...........................................................................34 2.1.5. BOMBEO HIDRÁULICO .............................................................................36 2.1.6. PARÁMETROS DE ANÁLISIS ENTRE TIPOS DE BOMBAS Y SISTEMAS DE LEVANTAMIENTOS .............................................................................81 CAPÍTULO III ....................................................................................... 83 DESCRIPCIÓN ACTUAL, SITUACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............. 83 3.1. INTRODUCCIÓN ...............................................................................................83 3.2. POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO QUE TIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO ....................................................................................85 3.2.1. POZO SSF-46 ............................................................................................87 3.2.2. POZO SSF-49 ............................................................................................91 3.2.3. POZO SSF-66 ............................................................................................95 3.2.4. POZO SSF-99 ............................................................................................97 3.2.5. POZO SSF-108D ........................................................................................99 IX 3.2.6. POZO AGU-01 ......................................................................................... 101 3.2.7. POZO AGU-08 ......................................................................................... 103 3.3. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO .......................... 105 3.3.1. GENERALIDADES ................................................................................... 105 3.3.2. MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA TENDENCIA A LA FORMACIÓN DE ESCALA ....................................................................... 105 3.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL E IMPACTO AMBIENTAL .................................... 113 3.4.1. POLÍTICA EMPRESARIAL ....................................................................... 113 3.4.2. OBJETIVO DEL REGLAMENTO .............................................................. 113 3.4.3. IMPACTO AMBIENTAL ............................................................................ 113 3.4.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL ...................................................................... 114 3.4.5. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS NORMAS DE SEGURIDAD .................. 115 3.4.6. IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE CONTAMINACIÓN......................... 119 3.4.7. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............... 120 CAPÍTULO IV ..................................................................................... 135 ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCION DEL LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO DEL CAMPO SHUSHUFINDI .............................. 135 4.1. MÉTODO PARA OPTIMIZAR LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA JET ......................................................................................................................... 135 4.2. ANÁLISIS DEL POZO SSF-46 ......................................................................... 142 4.3. ANÁLISIS DEL POZO SSF-49 ......................................................................... 153 4.4. ANÁLISIS DEL POZO SSF-66 ......................................................................... 157 4.5. ANÁLISIS DEL POZO SSF-99 ......................................................................... 161 4.6. ANÁLISIS DEL POZO SSF-108D .................................................................... 165 4.7. ANÁLISIS DEL POZO AGU-01 ........................................................................ 169 4.8. ANÁLISIS DEL POZO AGU-08 ........................................................................ 173 4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS .......................................................................... 177 CAPÍTULO V ...................................................................................... 179 ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO DEL PROYECTO ............................. 179 5.1. VALOR ACTUAL NETO (VAN) ........................................................................ 179 5.2. TASA INTERNA DE RETORNO ...................................................................... 181 5.3. RELACIÓN COSTO / BENEFICIO (RCB) ........................................................ 182 5.4. ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO ..................................................... 182 5.4.1. COSTOS DE PRODUCCIÓN ................................................................... 183 5.4.2. INGRESOS .............................................................................................. 184 5.4.3. EGRESOS ................................................................................................ 184 5.4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO .......................................................................... 184 CAPÍTULO VI ..................................................................................... 192 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................ 192 6.1. CONCLUSIONES: ........................................................................................... 192 6.2. RECOMENDACIONES: ................................................................................... 194 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................... 195 ANEXOS ........................................................................................... 196 X ÍNDICE DE FIGURAS No. DESCRIPCIÓN PÁGINA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI........................................................................... 4 1.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ............................................................................................ 8 1.3 PRODUCCIÓN POR SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ..................................................... 16 1.4 NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. ........................................... 17 1.5 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972 AL 2008 ............................................................................................................................... 20 1.6 BSW ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFIND-AGUARICO DEL AÑO 1972 AL 2008 ........... 21 1.7 PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ........................................................................................ 23 2.1 ETAPAS EN LA VIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO ....................... 25 2.2 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO DE ARTIFICIAL .......................................................... 26 2.3 BALANCÍN EMPLEADO EN BOMBEO MECÁNICO .......................................................... 27 2.4 BOMBA ELECTROSUMERGIBLE ...................................................................................... 29 2.5 COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ....................... 31 2.6 ESQUEMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT .................................. 33 2.7 CAVIDAD PROGRESIVA POR TORNILLO ........................................................................ 35 2.8 SISTEMA GENERAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO .......................................................... 38 2.9 BOMBA JET DIRECTA ....................................................................................................... 48 2.10 NOMENCLATURA BOMBA JET ......................................................................................... 50 2.11 RELACIONES TOBERA-GARGANTA Y PRODUCCIÓN-LEVANTAMIENTO .................. 52 2.12 BOMBA HIDRÁULICA DE DOBLE EFECTO ...................................................................... 58 2.13 COMPONENTES Y OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN ............... 60 2.14 PRESIÓN DE FONDO EN FUNCIÓN DEL CAUDAL ......................................................... 63 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO ........... 85 3.2 MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................................... 86 4.1 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO GUIBERSON ........................................ 138 XI ÍNDICE DE TABLAS No. DESCRIPCIÓN PÁGINA 1.1 PARÁMETROS PROMEDIOS BÁSICOS ............................................................................. 9 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN DE LAS DIFERENTES ARENAS .............................................................................................................................. 12 1.3 COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN ............................................................................. 14 1.4 PRODUCCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO .............................................................................................................. 16 1.5 NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL .................. 17 1.6 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO .................................. 19 1.7 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA PARA EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO ................................................................................................ 21 1.8 PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ........................................................................................ 23 2.1 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN KOBE ...................................... 68 2.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN NATIONAL OILMASTER ........ 70 2.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN GUIBERSON .......................... 71 2.4 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN OILWELL ................................ 72 2.5 ÁREAS DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET ............................................... 77 2.6 GEOMETRíAS DE TOBERA Y GARGANTA ...................................................................... 78 2.7 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW DIRECTA ......................... 79 2.8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW REVERSA ....................... 80 2.9 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW SMART ............................ 80 2.10 CONDICIONES QUE LIMITAN A LAS BOMBAS PISTÓN Y JET ...................................... 81 2.11 COMPARACIONES TÉCNICAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO .................. 82 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI ............................... 84 3.2 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-46 .......................................................... 87 3.3 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46 ..................................................................................................................... 88 3.4 COSTOS DE CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DEL POZO SSF-46 ........... 90 3.5 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-46 ............................................................................ 90 3.6 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-49 .......................................................... 91 3.7 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-49 ..................................................................................................................... 92 3.8 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-49 ............. 94 3.9 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-49 ............................................................................ 94 3.10 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-66 .......................................................... 95 3.11 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46 ..................................................................................................................... 96 3.12 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-66 ............. 96 3.13 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-66 ............................................................................ 97 3.14 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-99 .......................................................... 98 3.15 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-99 ..................................................................................................................... 98 3.16 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-99 ............................................................................ 99 3.17 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-108D ................................................... 100 XII No. DESCRIPCIÓN PÁGINA 3.18 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-108D ............................................................................................................... 100 3.20 COSTOS POR CAMBIO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-108D .... 100 3.21 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-108D ..................................................................... 101 3.22 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-01 ....................................................... 101 3.23 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-01 ................................................................................................................... 102 3.24 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-01 ......................................................................... 103 3.25 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-08 ....................................................... 103 3.26 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-08 ................................................................................................................... 104 3.27 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-08 ......................................................................... 104 3.28 REPORTE DIARIO DE ACTIVIDADES PARA CONTINGENCIAS EN EL PERíODO 2006 - 2008 ................................................................................................................................... 130 3.29 PUNTOS DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CAMPO SHUSHUFINDI .................... 132 3.30 CAPACITACIONES DEL PERSONAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI .............................. 133 3.31 CONTROL DE DESECHOS CAMPO SHUSHUFINDI (2007) .......................................... 134 4.1 RELACIONES DE ÁREAS ÓPTIMAS ............................................................................... 139 4.2 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-46 .................... 152 4.3 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN ..................................................... 153 4.4 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-49 .................... 156 4.5 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 157 4.6 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-66 .................... 160 4.7 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 161 4.8 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-99 .................... 164 4.9 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN ..................................................... 165 4.10 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-108D ............... 168 4.11 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 169 4.12 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-01 ................... 172 4.13 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 173 4.14 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-08 ................... 176 4.15 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS SHUSHUFINDI ................... 177 4.16 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS AGUARICO ........................ 177 5.1 INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO ........................................................... 180 5.2 INTERPRETACIÓN DE LA TASA INTERNA DE RETORNO ........................................... 182 5.3 INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN COSTO/BENEFICIO ......................................... 182 5.4 COSTOS DE TRABAJOS ................................................................................................. 183 5.5 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 66 DÓLARES, PRIMER ESCENARIO ...................................................................................................... 186 5.6 RESULTADOS FINALES PARA EL PRIMER ESCENARIO ............................................ 187 5.7 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 73,30 DÓLARES, SEGUNDO ESCENARIO .................................................................................................. 188 5.8 RESULTADOS FINALES PARA EL SEGUNDO ESCENARIO ........................................ 189 5.9 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 100 DÓLARES, TERCER ESCENARIO ...................................................................................................... 190 5.10 RESULTADOS FINALES PARA EL TERCER ESCENARIO............................................ 191 XIII SIMBOLOGÍA SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES SSF Shushufindi AGU Aguarico PPG Bombeo por Gas Lift PPH Bombeo Hidráulico PPS Bombeo Electrosumergible BPPD Barriles de Petróleo por Día L 3 /t BPFD Barriles de Fluido por Día L 3 /t BPAD Barriles de Agua por Día L 3 /t BSW Contenido de Agua y Sedimentos Básicos % bl Barriles L 3 µ g Viscosidad del gas M/Lt µ o Viscosidad del petróleo M/Lt µ w Viscosidad del agua M/Lt C o Compresibilidad delpetróleo Lt 2 /M cp Centipoise M/Lt f g Fracción de gas f w Fracción de agua G o Gradiente del petróleo GOR Relación gas petróleo G s Gradiente de succión G w Gradiente del agua HP Horse Power (caballo de fuerza) L 2 M/ t 3 ID Diámetro interno L OD Diámetro externo L IP Índice de productividad IPR Inflow Performance Relationship km Kilómetros L ºAPI Densidad del petróleo P Presión M/Lt 2 XIV SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES Pb Presión de burbuja M/Lt 2 POES Petróleo original en sitio L 3 ppm Partes por millón P r Presión de reservorio M/Lt 2 PVT Presión Volumen Temperatura P wf Presión de fondo fluyente M/Lt 2 TVD True vertical depth (Profundidad vertical verdadera) L W.O. Work Over (Reacondicionamiento) A n Área de la tobera L 2 A t Área de la garganta L 2 P 1 Presión a la entrada de la tobera M/Lt 2 P 2 Presión de descarga M/Lt 2 P 3 Presión de succión M/Lt 2 P S Presión de succión M/Lt 2 VAN Valor actual neto USD TIR Tasa interna de retorno % FNC Flujo neto de caja i Tasa de actualización o descuento n Periodo de análisis XV RESUMEN El campo Shushufindi-Aguarico es uno de los cinco campos más importantes operados por Petroproducción en el Distrito Amazónico. En el presente proyecto de titulación, “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI”, se describen aspectos referentes a este campo, y sistemas de Levantamiento Artificial, siendo el principal objetivo de estudio el Bombeo Hidráulico. En este proyecto se da una alternativa económicamente rentable para incrementar la producción de pozos que manejan bombeo hidráulico tipo jet del Campo Shushufindi-Aguarico. El Primer Capítulo detalla la ubicación geográfica, descripción geológica, estructura y estratigrafía de los yacimientos que se encuentran en el Campo Shushufindi. Se detalla características petrofísicas y de los fluidos; además, se exponen datos de reservas, presiones de los yacimientos y mecanismos de producción presentes en este campo. Posteriormente, en el Segundo Capítulo, se hace una breve descripción de los sistemas de levantamiento artificial. Se profundiza más en lo referente a Bombeo Hidráulico, dando descripciones más detalladas de componentes y cálculos necesarios para su diseño. Se muestra un análisis comparativo de Bombas Hidráulicas entre diferentes fabricantes. A continuación, se presentan algunas generalidades del Campo Shushufindi en el Tercer Capítulo; al igual que se detalla información de cada pozo con bombeo hidráulico con que cuenta este campo. Se muestra también un análisis de las propiedades físico-químicas del agua de reinyección en el Campo Shushufindi- Aguarico. De igual forma, se expone el plan de manejo ambiental con que cuenta el Campo. XVI A partir de bases y criterios expuestos, con la información proporcionada por Petroproducción, en el Cuarto Capítulo se realizó una serie de cálculos de los parámetros necesarios que permitan dimensionar nuevas geometrías para los pozos con bombas jet del Campo, con la finalidad de incrementar la producción, sin alterar el sistema de levantamiento actual. En base a los estudios realizados, en el Quinto Capítulo, se expone un estudio técnico-económico del proyecto, para lo cual se plantearon tres escenarios, basados en precios que manejará el Ecuador para el barril de petróleo en proyectos y presupuesto para el año 2011. Se utilizaron indicadores financieros: Valor Actual Neto, tasa interna de retorno y relación costo – beneficio. Los resultados fueron positivos para los tres escenarios planteados, obteniéndose rentabilidad para todos los casos analizados. Finalmente, en el Sexto Capítulo, se presentan las conclusiones y recomendaciones más importantes del proyecto. XVII PRESENTACIÓN PETROPRODUCCIÓN, filial de EPPETROECUADOR, encargada de realizar la Exploración y Producción de Hidrocarburos, opera entre otros el campo Shushufindi-Aguarico, la estructura más grande descubierta en el Ecuador y que ha entregado al país por más de 30 años una importante producción de crudo. Debido al extenso tiempo y varios factores como el alto corte de agua que influyen en la producción, se ha visto la necesidad de realizar estudios nuevos de producción, siendo de gran importancia los equipos de fondo, los mismos que deben tener un dimensionamiento adecuado para optimizar la producción. El estado de los equipos que no han sido inspeccionados provoca alta inseguridad operacional de los procesos de producción con lo que se puede causar también un gran daño ambiental. Por tal motivo en el presente proyecto “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI”, se hace un estudio actual de los pozos que tienen éste sistema de levantamiento por bombeo hidráulico, y luego se tiene como objetivo: realizar un estudio para optimizar la producción mediante la selección más adecuada de la geometría de bombas tipo jet entre los diferentes fabricantes que trabajan con PETROPRODUCCIÓN, así también, se desarrolla un estudio ambiental, de seguridad industrial y las respectivas normas que rigen para este sector. 1 CAPÍTULO I DESCRIPCIÓN Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS FLUIDOS Y ROCA DEL ÁREA SHUSHUFINDI 1.1. ANTECEDENTES Shushufindi es uno de los cinco campos más importantes operados por Petroproducción en el Distrito Amazónico y es el de mayor importancia para el país tanto por la producción de crudo liviano y gas como por sus reservas existentes. El Campo Shushufindi fue descubierto por el Consorcio Texaco-Gulf en 1968 mediante la perforación del pozo exploratorio Shushufindi 01, el mismo que alcanzó una profundidad de 9.772 pies y fue completado oficialmente en enero de 1969; las pruebas iniciales fueron de 2.496 BPPD para la formación U con un API de 26,6°y de 2.621 BPPD para la formación T con un API de 32,5°. Esta área explorada desde los años 60, inició la perforación de pozos de desarrollo en el mes de febrero de 1972; la producción oficial del campo arrancó en el mes de agosto del mismo año, alcanzando su pico en agosto de 1986 con un promedio diario para ese mes de 126.400 barriles de petróleo 1 Más tarde se comprobó que los yacimientos de los campos Shushufindi y Aguarico son continuos; es decir, conforman una misma estructura. 1 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004 2 En la fase de desarrollo inicial se calculó que el petróleo original en sitio (POES) era de aproximadamente 3.500 millones de barriles de petróleo. Las reservas originales del campo se calcularon en 1.590 millones de barriles de petróleo 2 . El crudo de la arena T fluctúa entre 26°y 32°API y el de U entre 24°y 31°con predominio de crudos de menos de 30°API. El conten ido de azufre de T oscila entre 0,52-0,64% en peso, muy inferior al crudo más agrio de U, cuyo contenido es de 1,10-1,22%. En resumen el crudo del yacimiento T es de mejor calidad que el de U, y a su vez, el crudo de U superior tiene mejores características (menor contenido de Ni y V) que el de U principal 3 . El promedio de las presiones iniciales de las arenas U y T fue de 3.867 psi y 4.050 psi, respectivamente, reportándose a lo largo de los años un descenso prácticamente estable de 60 psi por año. Los dos yacimientos son yacimientos subsaturados y tienen empuje lateral de agua. En noviembre de 1984 se implementó un proyecto de recuperación secundaria mediante inyección de agua a los yacimiento U y T con 11 pozos inyectores ubicados en la periferia Oeste del campo, a fin de mantener la presión e incrementar la recuperación final de petróleo. La inyección total a los dos yacimientos fue de 267’471.224 Bls de agua, de los cuales 62’208.277 Bls ingresaron a la arena U y 205’263.444 Bls a la arena T 4 . El proyecto de inyección de agua no tuvo el efecto esperado en el mantenimiento de presión, las tasas de producción de fluidos se incrementaron sin que la presión 2 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004 3 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004 4 Petroproducción. Ochoa, José. Estudio Integral de Yac. del Campo. Shushufindi- Aguarico. Agosto 2001 3 disminuyera visiblemente, demostrándose con esto la acción efectiva y dinámica de los acuíferos y el insignificante efecto de la inyección de agua, por esta razón, en 1999 se suspendió la inyección de agua y así ha permanecido desde entonces. Este campo ha entrado en su etapa de madurez, tras una producción constante sobre los 100 mil barriles diarios hasta abril del año 1994. En la actualidad este campo plantea dos grandes retos, determinar el régimen óptimo de producción en su etapa de depletación final y controlar la producción de agua que en los últimos años se ha incrementado, dificultando los procesos de producción, tanto en las instalaciones, como en los trabajos de operación, debido a la corrosión de las líneas de flujo, obstrucción por depositación de escala, incremento en el consumo de químicos, mayor demanda de energía eléctrica y problemas con el medio ambiente. 1.2. UBICACIÓN Geográficamente, el campo Shushufindi-Aguarico se encuentra ubicado en la Provincia de Sucumbíos al Nororiente de la Región Amazónica, aproximadamente a 250 Km en dirección sureste de la ciudad de Quito y 35 Km al Sur de la frontera con Colombia. El campo se encuentra limitado al Norte por los Campos Atacapi y Libertador, al Sur por los Campos Limoncocha y Pacay, al Oeste por el Campo Sacha y las estructuras Eno, Ron y Vista, y al Este por el río Aguarico. A continuación, en la figura 1.1 se muestra la ubicación del Campo Shushufindi. 4 FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. ELABORADO POR: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Está orientado en la dirección Norte-Sur, las dimensiones iniciales del Campo Shushufindi-Aguarico fueron de 20 km de largo y 7 km de ancho. 1.3. ESTRUCTURA Estructuralmente, este campo corresponde a un anticlinal asimétrico con una longitud aproximada de 30 km en dirección preferencial Norte-Sur y un eje secundario de dirección Este-Oeste de 7 km de ancho; con un cierre vertical de 370 pies, confiriéndole un área estimada de 43.200 acres. Los yacimientos U y T del campo Shushufindi-Aguarico están definidos como anticlinales de orientación Norte-Sur, limitados en el flanco Este por fallas no 5 completamente sellantes y en las otras direcciones por acuíferos laterales que se extienden regionalmente. Estos acuíferos son muy activos en los extremos norte y sur del campo, en donde desarrollan presiones similares a las originales, a pesar de haber transcurrido más de 30 años. El modelo estructural del sistema de fallas permite determinar la comunicación de los fluidos entre los diferentes estratos porosos y permeables U y T. Este sistema de fallas constituye una vía de comunicación entre los fluidos. Los resultados obtenidos de la última interpretación sísmica indican un nuevo sistema de fallamiento asociado con la falla principal del campo, el mismo que es de origen tectónico y parece haber actuado hasta la época geológica en que se depositó la Caliza A. 1.4. ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA La mayor parte del petróleo conocido hasta nuestros días en la Cuenca Oriente proviene de reservorios del Cretácico; los reservorio U y T, tienen analogía con reservorios formados a latitudes similares con sedimentaciones semejantes como en el Medio Oriente, Oeste de África y en otras varias localidades. La producción de hidrocarburos en la Cuenca Oriente del Ecuador, en general, está asociada a depósitos del Cretácico Inferior a Medio, como es el caso de las formaciones Hollín y Napo (areniscas T, U y M-1); y, depósitos del Cretácico Superior como son las areniscas Basal Tena. El reservorio se encuentra en la era Mesozoico de la edad Cretácico Medio a Cretácico Superior. La arena Basal Tena está separada de U-superior por aproximadamente 600 pies de lutitas, roca no-reservorio y la caliza A en su base. 6 Inmediatamente por debajo de U-superior está la unidad de arena U-inferior, la cual está separada de T-superior por una secuencia de lutitas y la caliza B en su base. En la figura 1.2 se muestra la columna estratigráfica de la Cuenca Oriente. La caliza B marca el fin de depositación de los sedimentos T. De igual manera, la caliza A marca el fin del ciclo de sedimentación de U. Ambas calizas son el resultado de depositación durante períodos de máxima subida del nivel del mar. El modelo sedimentario establecido para las arenas U y T principales de la formación cretácea Napo en el Campo Shushufindi-Aguarico está basado en la estructura sedimentaria obtenida de los estudios de núcleos de este campo y en los campos Libertador, Cuyabeno y Sansahuari, apoyado además, en el análisis de curvas de potencial espontáneo (SP) y de rayos gamma (GR). De Oeste a Este la configuración de la estructura es irregular, el sistema de las fallas permiten la comunicación de los fluidos entre los diferentes estratos porosos y permeables de las arenas U y T, motivo por el cual se han determinado variaciones en el comportamiento de producción de las arenas, se acentúan cambios en el BSW, se alteran los valores de salinidad del agua de formación; cabe recalcar que los cambios de salinidad en el agua de formación no es consecuencia del agua de inyección. El cuerpo arenoso de U principal tiene características homogéneas, sin embargo la gran cantidad de arcilla presente en esta arenisca, disminuye su capacidad de roca reservorio. Análisis de núcleos corona realizados en laboratorio permitieron determinar que la arena T está constituida por dos facies totalmente diferentes; el cuerpo inferior con buenas características para la acumulación de petróleo, es poroso y permeable; el cuerpo superior es totalmente bioturbado sin propiedades de roca reservorio, es arenisca de grano fino con los poros cubiertos con limo o arenisca de grano más fino y posible cementación de cuarzo. 7 Las arenas de los reservorios U y T son generalmente blancas, café o gris claro, de granos de cuarzo, regularmente sorteadas a muy bien sorteadas y casi completamente libres de arcilla u otros detritus intergranulares. El tamaño del grano es variable y mezclado, siendo más frecuente en el rango de tamaño fino a medio con algunas zonas de grano grueso. La formación Tena presenta una zona poco común en este campo, la arenisca Basal Tena, que presenta una litología de arenisca fina de cuarzo, a menudo calcárea con estratificaciones oblicuas en la base y estratificaciones lenticulares más arriba. Dos tipos de lutita se observaron en los núcleos. Una de origen marino más profundo y de aguas tranquilas con fósiles ocasionales y una composición casi pura, y la otra de una composición variada que incluye limos, arenas, micas y generalmente bioturbadas. Las calizas son usualmente fosilíferas y son consideradas como un depósito de costa afuera de poca profundidad, del tipo bahía o lagunal. Están infra o suprayacentes a las lutitas arcillosas, pero usualmente incluyen intervalos menores de arena. 8 FIGURA 1.2. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos Distrito Oriente. Petroproducción. ELABORADO POR: Dpto. de Ingeniería en Petróleos. Distrito Oriente. Petroproducción. 9 1.5. FORMACIONES PRODUCTORAS Mediante la perforación de pozos exploratorios, de avanzada y desarrollo, se ha determinado que el Campo Shusufindi-Aguarico posee areniscas con potencial de hidrocarburos en niveles correspondientes al Cretácico medio a superior. Está constituido por tres formaciones productoras que son: T, U y G-2, pertenecientes a la formación Napo, siendo las de mayor importancia la T y U, tanto por sus reservas como por su producción. La formación G-2 se presenta en cinco pozos 5 del total en la parte superior de la arena U. La formación Basal Tena se presenta en forma lenticular en determinadas áreas del campo y actualmente cuatro pozos se producen de esta formación. Los parámetros promedios básicos del campo se muestran en la Tabla 1.1. TABLA 1.1. PARÁMETROS PROMEDIOS BÁSICOS PARÁMETRO U T ho (pies) 42,6 42,2 Φ (%) 19,0 17,8 Área (acres) 36376,0 38415,0 FR (%) 53,0 53,0 Permeabilidad Promedio (md) 460,685 FUENTE: Ingeniería de Yacimientos – Petroecuador REALIZADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara. 5 Departamento de Ingeniería en Petróleos Distrito Oriente. Petroproducción. 10 1.6. CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO SHUSHUFINDI Las arenas U y T son similares tanto en origen como en constitución y están formadas por areniscas de grano fino, son regionalmente continuas, con espesores que varían entre diez y noventa pies; dando un promedio de cuarenta pies. Estas arenas tienen buena porosidad y permeabilidad. Se consideró inicialmente un área saturada de hidrocarburos de 36.000 acres para U y 38.000 acres para T. Los parámetros que controlan tanto las propiedades de la roca así como de los fluidos, muestran valores más consistentes y homogéneos en la arena T. Para esta arena se ha estimado un valor promedio de permeabilidad efectiva al petróleo de 500 md, los espesores para el cuerpo principal de la arena T presentan cierta continuidad en el yacimiento. Para la arena U el valor promedio de permeabilidad efectiva al petróleo es de 300 md, este parámetro se determinó mediante pruebas de restauración de presión, el espesor neto de esta arena presenta un perfil irregular con desarrollo pobre de arena en sectores de ciertos pozos. La variación de la porosidad en la arena U es mayor que en la arena T, la dispersión en los valores de porosidad en la arena U van de 13% a 23%, lo que indica que es un yacimiento heterogéneo con sectores de mejores características. La porosidad promedio es de 18,4% para los dos yacimientos, los valores de saturación promedio de agua son del 15%, la saturación de petróleo de 85%. La distribución, tanto de la porosidad como de la permeabilidad, incide directamente en el comportamiento de producción de las arenas. Con los parámetros petrofísicos determinados, se deduce que la transmisibilidad del fluido (kh) es mayor en la arena T. 11 1.7. CARACTERÍSITICAS DE LOS FLUIDOS Los fluidos encontrados en los yacimientos petrolíferos son esencialmente mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen impurezas como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Las tres arenas productoras del campo se encuentran entre los 9.000 y 9.450 pies de profundidad, los parámetros generales de los fluidos en el yacimiento son casi similares, la forma estructural del yacimiento del Campo Shushufindi, permitió una excelente acumulación de hidrocarburos dentro de las arenas, ayudado por una alta permeabilidad y porosidad, el petróleo sustituyó el agua estableciéndose niveles totalmente diferenciados; en la parte superior hidrocarburos y en la parte inferior agua. La saturación de petróleo en la zona alta alcanza valores de 85% correspondiendo el 15% a agua irreductible. En la zona baja cercana al contacto agua-petróleo la saturación de agua se incrementa hasta valores del 30%. La zona de transición de las arenas U y T es pequeña y fluctúa de 5 pies a 20 pies. En las zonas estructuralmente altas se encuentra agua en emulsión en porcentajes muy bajos y los pozos que producen de estas zonas lo hacen con altas tasas de petróleo y por largo tiempo. Los análisis de petróleo efectuado en las arenas U y T dan valores de viscosidad de 2,4 a 1,08 centipoises, la transmisibilidad del fluido (kh) es mayor en la arena T y los valores de movilidad (kh/µ) muestran condiciones de flujo preferencial en la arena T. Las tablas 1.2 y 1.3 indican las características de los fluidos de formación, así como también datos de presión de las diferentes arenas. 12 TABLA 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN DE LAS DIFERENTES ARENAS PARÁMETRO BASAL TENA U T Pi (psi) 2.940 3.867 4.050 Pb (psi) 870 1.010 1.061 T (°F) 185 218 217 API 24 22,4 32 GOR (pcs/BF) 187 233 386 βoi (bls/BF) 1,1508 1,267 1,217 βob (bls/BF) 1,1749 1,297 1,2476 µoi @ T.F. (cp) 4,959 2,471 1,081 µob @ T.F. (cp) 3,959 1,924 0,7958 µw @ T.F. (cp) 0,43 0,47 0,46 ρ (g/cc) 0,8103 0,7663 0,7402 Ppm (Cl) 34.750 55.017 13.557 Compresibilidad promedia del petróleo 7,75572*10^-6 Gravedad específica del gas 6 0,65 FUENTE: Ingeniería de Yacimientos Petroecuador; Centro de Investigaciones Geológicas ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 1.8. RESERVAS Son todo el volumen de petróleo que puede ser extraído del yacimiento bajo las condiciones técnicas y económicamente rentables a partir de una determinada fecha en adelante. Las estimaciones de los valores de reservas de petróleo para el campo han ido variando de acuerdo a la incorporación de nueva información técnica en los diferentes estudios de Ingeniería de Yacimientos así como de estudios de Simulación Matemática. Todos los cálculos de reservas incluyen cierto grado de incertidumbre, el grado relativo de incertidumbre puede expresarse clasificando las reservas en dos grupos, reservas probadas y no probadas. 6 Valor promedio tomado de pruebas de Build Up 13 1.8.1. RESERVAS PROBADAS Son aquellos volúmenes de petróleo que mediante análisis de los datos geológicos y de ingeniería demuestren con certeza razonable como recuperables en años futuros a partir de yacimientos conocidos, bajo las condiciones técnicas y económicas existentes, es decir, precios y costos a la fecha en que se realiza la estimación. Son las reservas que pueden ser recuperadas en las áreas en donde se ha desarrollado el campo. El Campo Shushufindi tuvo reservas iniciales probadas de 1.584,2 millones de barriles, que representa el 21,5% de todas las reservas de la cuenca Oriente. Del total de reservas, 38,0 millones de barriles pertenecen a la formación G-2; 754,1 millones de barriles a la formación U y 792,1 millones de barriles a la formación T. 1.8.2. RESERVAS NO PROBADAS Estas se basan en datos geológicos y/o de ingeniería similares a los datos usados para calcular reservas probadas, pero con incertidumbre en regulaciones, condiciones económicas, contractuales y técnicas, todo lo cual no permite clasificarlas como probadas. Las reservas no probadas pueden clasificarse como reservas probables y reservas posibles. Al ser Shushufindi un campo desarrollado y con muchos años de producción no se considera las reservas probables y posibles, únicamente las reservas probadas y remanentes. 14 1.8.3. RESERVAS REMANENTES Son volúmenes de petróleo recuperables, cuantificadas a cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial que todavía permanece en el yacimiento. Las reservas técnicas remanentes de petróleo a diciembre del 2008 son de 491’971.675 de barriles 7 . Las reservas por arenas se detallan en el anexo No 1. 1.9. PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS La presión inicial para la arena G-2 fue de 2.737 psi, para la formación U fue calculada en 3.867 psi, y para la formación T en 4.050 psi. Estas presiones han disminuido de acuerdo a la producción de los fluidos. En base a información obtenida en pruebas de restauración de presión, se ha determinado la presión estática y de fondo fluyente para las diferentes arenas. La tabla 1.3 indica el estado de presiones. TABLA 1.3. COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN PRESIÓN BASAL TENA G2 U T Estática (psi) 3.257 2.029 2.234 2.659 De fondo fluyente (psi) 2.480 1.211 1.497 1.995 De burbuja (psi) 870 1.140 1.170 1.050 FUENTE: Centro de Investigaciones Geológicas. Subgerencia de Exploración y Desarrollo ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 7 NTC Energy Group (NTC EG), Contrato: “Prestación de Servicion de Certificación de Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito Amazonico” Certificación al 31 de diciembre del 2008. 15 1.10. PRODUCCIÓN 1.10.1. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN El mecanismo de producción de petróleo de los yacimientos es una combinación de expansión de fluidos, roca y un empuje hidráulico natural. La energía del yacimiento proviene de tres fuentes, los acuíferos periféricos, el gas disuelto en el petróleo y la compresibilidad total, es decir, la expansión de los fluidos y la compresibilidad de la roca. Por facilidades de producción al Campo Shushufindi se lo ha dividido en cuatro sectores: • Estación Norte, a la cual fluyen 25 pozos. • Estación Central, a la cual fluyen 33 pozos. • Estación Sur a la cual fluyen 15 pozos. • Estación Sur-Oeste a la cual fluyen 9 pozos • Estación Aguarico a la cual fluyen 4 pozos Con el número de pozos actualizados al 24 de agosto del 2010. 1.10.2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI Inicialmente el campo produjo a flujo natural pero debido a la depletación de los yacimientos o por mantener la tasa de producción se ha incorporado los siguientes tipos de sistemas de levantamiento artificial: • Bombeo neumático (gas lift) • Bombeo hidráulico • Bombeo electrosumergible Obsérvese en la Tabla 1.4. la producción según el tipo de levantamiento artificial. En la figura 1.3 puede notarse la gran importancia que tiene el sistema de bombeo electrosumergible en el Área Shushufin 91% de la producción total. TABLA 1.4. PRODUCCIÓN EN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ESTACION CENTRAL NORTE SUR S-OESTE AGUARICO TOTAL FUENTE: Forecast, Campo Shushufindi ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara FIGURA 1.3. PRODUCCIÓN POR FUENTE: Forecast, Campo Shushufindi ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara bombeo electrosumergible en el Área Shushufindi, ya que representa más del producción total. TABLA 1.4. PRODUCCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO GAS-LIFT B. E. S. BPPD BPPD - 18132 (33 pozos) 577 (1 pozo) 11080 (19 pozos) 1044 (1 pozo) 9000 (14 pozos) - 3557 (9pozos) - 846 (2 pozos) 1621 42615 Forecast, Campo Shushufindi-Aguarico, 24 de agosto del 2010 Andrea Benavides y Enrique Vergara FIGURA 1.3. PRODUCCIÓN POR SISTEMA DE LEVANTAMIENTO Forecast, Campo Shushufindi-Aguarico, 24 de agosto del 2010 Andrea Benavides y Enrique Vergara GAS LIFT BES P.O. 16 di, ya que representa más del AGUARICO SEGÚN P. O. BPPD 912 (5 pozos) - - 578 (2 pozos) 1490 Aguarico, 24 de agosto del 2010 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO Aguarico, 24 de agosto del 2010 La tabla 1.5 muestra un resumen del número de pozos del Campo Shushufindi Aguarico de acuerdo al sistema de TABLA 1.5. NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL TIPO DE LEVANTAMIENTO BES GAS LIFT HIDRÁULICO FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingeniería de Petróleos. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. La figura 1.4 permite apreciar de manera gráfica los datos de la tabla anterior. FIGURA 1.4. NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingen ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. GAS LIFT La tabla 1.5 muestra un resumen del número de pozos del Campo Shushufindi Aguarico de acuerdo al sistema de levantamiento que se está empleando. NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO TIPO DE LEVANTAMIENTO NÚMERO DE POZOS BES 77 GAS LIFT 2 HIDRÁULICO 7 Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingeniería de Petróleos. Petroproducción Andrea Benavides y Enrique Vergara. La figura 1.4 permite apreciar de manera gráfica los datos de la tabla anterior. FIGURA 1.4. NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingeniería de Petróleos. Petroproducción Andrea Benavides y Enrique Vergara. BES GAS LIFT HIDRÁULICO 17 La tabla 1.5 muestra un resumen del número de pozos del Campo Shushufindi- levantamiento que se está empleando. NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO Petroproducción La figura 1.4 permite apreciar de manera gráfica los datos de la tabla anterior. FIGURA 1.4. NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. iería de Petróleos. Petroproducción 18 1.10.3. HISTORIA DE PRODUCCIÓN El Campo Shushufindi se incorpora a la producción de petróleo en agosto de 1972. Inicia la producción de petróleo con 10 pozos a una tasa de 10.000 BPPD que hasta diciembre se incrementa a 70.000 BPPD con 20 pozos productores; en marzo de 1973 la tasa subió a 100.000 BPPD con 30 pozos productores. La tasa promedio de petróleo desde 1978 hasta 1994 fue de 100.000 BPPD. A partir de 1995 la producción de petróleo inicia una declinación continua y un incremento acelerado en la producción de agua. En 1996 la producción es de 87.105 BPPD y 47.000 BAPD. En 1997 produce 82.000, en 1998 produce 75.000, en 1999 produce 73.800 y en el 2000 produce 72.948 BPPD. Simultáneamente, en estos años la producción de agua se incrementa en forma drástica desde 48.400 a 72.000 BAPD. En la actualidad la producción de agua supera a la de petróleo, convirtiéndose así, en el principal problema del campo. Los pozos se inundan rápidamente y disminuye la producción de petróleo, a tal punto que menos de la décima parte del campo se encuentra libre de inundación de agua. Este efecto es provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo electrosumergible que es el más usado, pues permite la producción de volúmenes altos. Como resultado de los trabajos de reacondicionamiento, de la perforación de pozos de desarrollo o de la implementación de sistemas de levantamiento artificial, la declinación de producción del campo se ha incrementado progresivamente y continuará acentuándose en los próximos años; esto puede corroborarse con los datos de producción anual presentados en la tabla 1.6. 19 TABLA 1.6. PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO AÑOS PETRÓLEO BPPD AGUA BAPD FLUIDO BFPD BSW % 1972 37570 562 38132 1,5 1973 76577 572 77149 0,7 1974 82262 150 82413 0,2 1975 81508 178 81686 0,2 1976 95464 558 96022 0,6 1977 90792 1322 92114 1,4 1978 105993 2114 108106 2 1979 106429 4010 110440 3,6 1980 102443 4821 107263 4,5 1981 103631 5112 108743 4,7 1982 102139 8338 110476 7,5 1983 105282 12268 117550 10,4 1984 104563 16784 121346 13,8 1985 111848 17015 128863 13,2 1986 116837 16362 133199 12,3 1987 69886 10676 80563 13,3 1988 110160 24233 134393 18 1989 100949 23728 124677 19 1990 100056 28531 128587 22,2 1991 101274 36954 138228 26,7 1992 99014 39618 138633 28,6 1993 102191 42719 144910 29,5 1994 98553 49348 147901 33,4 1995 90483 45008 135491 33,2 1996 87105 47061 134166 35,1 1997 82160 48430 130590 37,1 1998 75172 51820 126992 40,8 1999 73817 60615 134432 45,1 2000 72948 72080 145028 49,7 2001 66661 71178 137839 51,6 2002 61604 75974 137578 55,2 2003 54034 86190 140224 61,5 2004 55138 77217 132355 58,3 2005 51850 75693 127543 59,3 2006 49170 78239 127409 61,4 2007 44733 73254 117987 62,1 2008 45789 101918 147707 69 FUENTE: Departamento de Yacimientos, Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 20 En la figura 1.5 muestra claramente como la producción de petróleo ha ido disminuyendo con el transcurso de los años mientras que la producción de agua se ha ido incrementando (Figura 1.6). FIGURA 1.5 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972 AL 2008 FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 B P D AÑOS Petróleo Agua Fluido 21 FIGURA 1.6. BSW ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFIND-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972 AL 2008 FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara La tabla 1.7 muestra los barriles tanto de petróleo como de agua acumulados a diciembre del 2008. TABLA 1.7 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA PARA EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO FECHA DICIEMBRE 2008 Acumulado Petróleo BLS 1245'792.624 Acumulado Agua BLS 489'362.919 FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 0 10 20 30 40 50 60 70 80 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 % AÑOS BSW 22 1.10.4. RECUPERACIÓN SECUNDARIA El campo contaba con un sistema de inyección de agua para las formaciones U y T, el mismo que se inició en noviembre de 1984. El proyecto en su parte fundamental programó inyectar 120.000 BAPD a través de 7 pozos inyectores ubicados en el flanco oeste de la estructura, con la finalidad de mantener o incrementar la presión de las formaciones U y T en la parte central y norte del Campo Shushufindi. En el año 1987, la empresa operadora Texaco y la DNH, preocupados por la no admisión del agua de la formación U, que apenas aceptaba el 36% de la inyección programada, consideraron procedente la realización de un nuevo estudio de Simulación Matemática, el cual recomendó incrementar el número de pozos inyectores en 3, adelantando la línea de inyección y reduciendo el volumen de inyección en un 16% para la formación U. Desde 1990 la tasa de inyección de agua se redujo a 40.000 BAPD, siendo inyectados 10.000 BAPD a la formación U y 30.000 BAPD a la formación T. En marzo de 1999 y basado en los estudios realizados sobre el comportamiento de la inyección de agua, se suspendió temporalmente la inyección a las dos formaciones (U y T) en razón del incremento acelerado del corte de agua a nivel general del campo, aunque la planta sigue tratando agua superficial para suministro de la población y del Campo Shushufindi. Se recomienda realizar un estudio urgente de recuperación mejorada bajo patrones de inyección. 1.10.5. TASA DE PRODUCCIÓN ACTUAL (24 Agosto 2010) Actualmente, el Área de Shushufindi posee una producción promedio diaria de alrededor de 38.000 barriles de petróleo por día, 15.000 MPCD de gas de formación, en la estación norte se tiene un total de 25 pozos y una producción total de 12.569 BPPD. En la estación central se tiene una producción de 18 la estación sur-oeste se tiene produce 10.044BPPD con 15 1.424 BPPD con 4 pozos. Estos valores se encuentran resumidos en la tabla 1.8 incluyendo la producción de agua TABLA 1.8. PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ESTACIÓN NORTE CENTRAL SUR SUR OESTE AGUARICO FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010, Campo ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara La figura 1.7 permite apreciar gráficamente los datos de producción expuestos anteriormente. FIGURA 1.7. PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 En la estación central se tiene una producción de 18.132 BPPD con 3 oeste se tiene 3.557 BPPD con 9 pozos, en la estación su PD con 15 pozos, y por ultimo en la estación A 4 pozos. Estos valores se encuentran resumidos en la tabla 1.8 incluyendo la producción de agua. PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN NÚMERO DE POZOS PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO BPPD 25 12.569 33 18.132 15 10.044 9 3.557 4 1.424 Forecast, 24 de agosto del 2010, Campo Shushufindi-Aguarico Andrea Benavides y Enrique Vergara La figura 1.7 permite apreciar gráficamente los datos de producción expuestos PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 23 132 BPPD con 33 pozos, en pozos, en la estación sur se s, y por ultimo en la estación Aguarico se tiene 4 pozos. Estos valores se encuentran resumidos en la tabla 1.8 PRODUCCIÓN DE AGUA BAPD 16.416 23.754 27.759 13.659 3.451 Aguarico La figura 1.7 permite apreciar gráficamente los datos de producción expuestos PETRÓLEO AGUA 24 Existen problemas en las facilidades de producción al no existir renovación de equipos y tuberías, además de que las instalaciones de superficie en muchos casos ya han cumplido el tiempo de vida útil sugerida por el fabricante. En el proceso de producción de petróleo, éste pasa sin agua del tanque de reposo al tanque de oleoducto de la Estación Central para ser bombeado a Lago Agrio. El agua producida es tratada y reinyectada a la formación Tiyuyacu. Del gas producido, una parte es entregada al complejo de Petroindustrial, y el gas residual se utiliza para generar energía eléctrica y para el sistema de producción por levantamiento neumático (gas lift). La producción actual para el campo está en el orden de los 38.000 BPPD, con una tasa de declinación anual efectiva del 9% 8 . 8 NTC Energy Group (NTC EG), Contrato: “Prestación de Servicios de Certificación de Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito Amazónico”. 25 CAPÍTULO II BOMBEO HIDRÁULICO 2.1. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para hacer que un pozo fluya a la superficie en volúmenes suficientes, la energía natural deberá ser suplementada por medios artificiales. Este suplemento a la energía natural se conoce como levantamiento artificial. La figura 2.1 ilustra gráficamente por medio de curvas de gradiente el paso gradual de un pozo de flujo natural a una situación de levantamiento artificial. El objetivo de cualquier programa de levantamiento artificial debe consistir en desarrollar un proceso de producción que permita el aprovechamiento máximo, bajo las condiciones existentes, de la energía natural del yacimiento. FIGURA 2.1. ETAPAS EN LA VIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO FUENTE: Texto guía de Gas Lift. Ing. Ramiro Almeida Martínez 26 Dentro de la clasificación existen cinco formas de levantamiento artificial utilizados comúnmente en la producción de petróleo • Bombeo por varillas de succión o bombeo mecánico • Bombeo eléctrico sumergible • Levantamiento por gas ó Gas Lift • Cavidad Progresiva. • Bombeo hidráulico En la figura 2.2 se representa un esquema general de cada uno de los sistemas de levantamiento mencionados. FIGURA 2.2. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO DE ARTIFICIAL FUENTE: Phoenix Artificial Lift Monitoring. Curso Schlumberger. 27 2.1.1. BOMBEO POR VARILLA DE SUCCIÓN O BOMBEO MECÁNICO Este sistema funciona mediante una bomba mecánica instalada en el fondo del pozo, con lo cual se logra el desplazamiento del fluido producido por el yacimiento. La transmisión de energía a la bomba se realiza mediante varillas conectadas a un aparato individual de bombeo (AIB) en superficie (figura 2.3). FIGURA 2.3. BALANCÍN EMPLEADO EN BOMBEO MECÁNICO FUENTE: Curso de Levantamiento Artificial Schlumberger 2.1.1.1. Componentes Equipo de Superficie • Balancín • Vástago (Varillón pulido) • Motor y caja reductora Equipo de Fondo • Alojamiento de la bomba • Bomba de profundidad • Varillas de bombeo 28 2.1.1.2. Aplicaciones El bombeo mecánico tiene grandes ventajas sobre los otros métodos en los pozos con las siguientes características: • Tasas de producción bajas o medianas • Productividad baja • Bajas presiones de producción en el fondo del pozo • Bajas relaciones de gas en solución • Pozos verticales 2.1.1.3. Ventajas • No es peligroso en áreas urbanas • Las presiones de operación son bajas • El sistema en general es silencioso para ser usado en áreas de población 2.1.2. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Es un sistema de levantamiento artificial que utiliza un motor eléctrico en el subsuelo para mover a una bomba centrífuga. La principal función del sistema de bombeo electrosumergible para la extracción del petróleo, es proporcionar la energía adicional al fluido del yacimiento mediante el uso de bombas centrífugas multi-etapa, donde su caudal de operación es controlado mediante variadores de velocidad instalados en la superficie del pozo. La forma en que se transfiere potencia a los fluidos es a través de la Bomba. A continuación en la figura 2.4 (a) se muestra una bomba electrosumergible multi- etapas y las partes de una etapa en la figura 2.4 (b). 29 FIGURA 2.4. BOMBA ELECTROSUMERGIBLE FUENTE: (a): Catálogo REDA- Schlumberger, (b) Catálogo REDA- Schlumberger (a) (b) 30 La bomba es operada por un motor eléctrico. Para transferir la energía desde la superficie hasta el motor de fondo se debe utilizar un cable eléctrico. La energía eléctrica es convertida a energía mecánica por el motor. 2.1.2.1. Componentes Equipo de Superficie • Variador Frecuencia • Transformador de Potencia • Caja de Venteo • Cable de Superficie Equipo de fondo • Bomba • Entrada/Separador de Gas • Protector • Motor • Cable de Potencia • Sensor de presión y temperatura Estos componentes pueden observarse en la figura 2.5. 31 FIGURA 2.5. COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V. 2007 32 2.1.2.2. Aplicaciones Las bombas eléctricas sumergibles tienen grandes ventajas en los pozos con: • Altas tasas de producción • Alta productividad • Bajas presiones de producción en el fondo del pozo • Bajas relaciones de gas en solución 2.1.2.3. Ventajas • Es un método flexible para producir en un rango muy amplio de gastos. • No tiene partes móviles en superficie, así; es aplicable en áreas urbanas • Bajo impacto ambiental al no haber derrames en superficie. • Posibilidad de automatizar su supervisión. • Es aplicable en pozos desviados y horizontales. 2.1.3. LEVANTAMIENTO POR GAS O GAS LIFT Es un proceso que consiste en levantar los fluidos de un pozo mediante el uso de un gas a presión relativamente alta que se inyecta en la columna de fluido en algún punto por debajo del nivel de fluido estático. La figura 2.6 presenta un esquema de este sistema. 2.1.3.1. Componentes Equipo de Superficie • Planta de tratamiento de Gas (Unidad de secado de gas) • Compresor Equipo de Fondo • Mandriles • Válvulas 33 FIGURA 2.6. ESQUEMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT FUENTE: www.tandem-terminal.ru/i/oil-003.jpg 2.1.3.2. Aplicaciones El levantamiento a gas en cualquiera de sus formas es indicado para casi todas las aplicaciones en campos petroleros aunque tiene grandes ventajas en pozos con: • Altas tasas de producción • Alta productividad • Pozos verticales y desviados • Gas en solución • Presiones de producción en el fondo del pozo relativamente altas. 34 2.1.3.3. Ventajas • El costo inicial de los equipos de subsuelo es generalmente menor que en los otros métodos de levantamiento artificial. • Su flexibilidad es superior a la de las otras formas de levantamiento. Las instalaciones pueden ser diseñadas para levantar inicialmente desde cerca de la superficie y para levantar desde casi la profundidad total en el momento del agotamiento del yacimiento. Las instalaciones de levantamiento a gas pueden ser diseñadas para levantar desde uno hasta varios miles de barriles diarios. • La producción de arena en el fluido producido no afecta a los equipos de levantamiento a gas en la mayoría de las instalaciones. • El levantamiento a gas no es afectado adversamente por la desviación del hoyo. • El número relativamente pequeño de partes móviles en un sistema de levantamiento a gas permite un levantamiento más duradero en comparación con las otras formas de levantamiento artificial. • Los costos de operación generalmente son mucho menores en los sistemas de levantamiento a gas que en los otros tipos de levantamiento, particularmente a grandes profundidades. • El levantamiento a gas es ideal para suplementar el gas de la formación con el fin de levantar artificialmente pozos con relaciones gas-petróleo (GOR) relativamente altas. 2.1.4. CAVIDAD PROGRESIVA Este sistema de levantamiento es operado por medio de una bomba de fondo tipo “tornillo”, movida por varillas o por un motor eléctrico sub-superficial. La figura 2.7 muestra los tipos de cavidad progresiva. 35 FIGURA 2.7. CAVIDAD PROGRESIVA POR TORNILLO FUENTE: Curso de Levantamiento Artificial-Schlumberger 2.1.4.1. Componentes Equipo de Superficie • Transformador y Generador • Motor con caja reductora • Variador de frecuencia Equipo de Fondo • Bomba de Cavidad Progresiva • Varillas de Bombeo MOVIDO POR MOTOR DE FONDO MOVIDO POR VARILLA 36 2.1.4.2. Aplicaciones • Capaz de manejar sólidos y fluidos de alta viscosidad • Pozos verticales • Para caudales menores a 3.500 BPD • En pozos poco profundos • Para temperaturas menores 250 °F • Cuando el fluido no se emulsiona • Para alta eficiencia volumétrica 2.1.4.3. Ventajas • Diseño simple de dos piezas (rotor y estator) • La interferencia de ajuste entre el rotor y el estator crea una serie de cavidades aisladas. • La rotación del rotor causa que las cavidades se muevan o “progresen” de un extremo de la bomba al otro 2.1.5. BOMBEO HIDRÁULICO 2.1.5.1. Introducción Puesto que el presente estudio trata sobre el Sistema de Bombeo Hidráulico en el campo Shushufindi, se profundizará más sobre este Sistema de Levantamiento. El método del Bombeo Hidráulico se remonta desde la época de los egipcios, cuando ellos utilizaban este principio para bombear agua (sistema de balancín y varillas). Dentro de la industria petrolera se remonta al siglo XX; en la actualidad este sistema se utiliza para levantar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie. Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento artificial hidráulico como la bomba de Faucett que en el subsuelo fue una bomba 37 accionada por vapor de agua y requería de un pozo de gran diámetro para operarla, por esta razón no se comercializó con facilidad estos equipos. Con el pasar de los años, y teniendo que producir cada día desde mayores profundidades se han ido tecnificando y perfeccionando los diseños de estos equipos de subsuelo y superficie hidráulicos; es así que desde 1932 varios miles de pozos petroleros han sido explotados con bombas hidráulicas, incrementándose cada día más las instalaciones en el mundo con este sistema de levantamiento artificial. El principio fundamental aplicado al Bombeo Hidráulico en el subsuelo es la “Ley de Pascal”, la cual establece que si se ejerce una presión sobre una superficie líquida esta se transmite a todas las superficies del mismo con igual intensidad. La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación centralizada en la superficie mediante una tubería llena de fluido hasta cualquier número de puntos (pozos) dentro del sistema. En la figura 2.8. se muestra el sistema general del bombeo hidráulico 38 FIGURA 2.8. SISTEMA GENERAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Fernando E.R. 39 2.1.5.2. Principio funcionamiento El sistema de bombeo hidráulico transmite potencia al fondo por medio del fluido motriz presurizado que fluye por el agujero tubular del pozo; las bombas de subsuelo actúan como un transformador que convierte la energía del fluido motriz en energía potencial o de presión en los fluidos producidos. Las bombas de Pistón, constan de pistones recíprocos comunicados, unos gobernados por el fluido motriz presurizado y otro gobernado por él o los fluidos que produce el pozo. La bomba hidráulica JET, convierte el fluido presurizado motriz en un jet de gran velocidad que se mezcla directamente con los fluidos del pozo. Los tipos de bombas mencionadas son bombas libres ya que se corren y se reversan hidráulicamente sin remover la tubería, ni usar servicios de cables. Las presiones de operación en el sistema hidráulico varían de 2.000 a 4.000 psi, la bomba más común para generar esta presión en la superficie es una bomba Triple o Quíntuple de desplazamiento positivo, accionada por un motor eléctrico, un motor de gas o un motor de combustión interna (diesel). 2.1.5.3. Sistema de operación Existen básicamente dos sistemas de operación dentro del bombeo hidráulico, siendo: el sistema de Fluido motriz abierto y el sistema de fluido motriz cerrado. 2.1.5.3.1. Sistema de fluido motriz abierto Un sistema de fluido motriz abierto (OPF, OPEN POWER FLUID) solo requiere de dos conductos de fluido en el pozo; el primero para circular o contener el fluido motriz a presión y dirigirlo a la parte motor de la bomba, el segundo contiene el 40 fluido motriz que accionó a la bomba más el fluido producido por el pozo en su retorno a superficie (llamado espacio anular). Este sistema es el más sencillo y económico, puesto que permite inyectar aditivos químicos al fondo del pozo, como también inhibidores de corrosión, incrustación y parafina, los mismos que nos ayudarán a extender la vida útil del equipo de subsuelo; cuando los fluidos producidos tienden a formar emulsiones dentro del pozo, puede añadirse demulsificante al fluido motriz. 2.1.5.3.2. Sistema de fluido motriz cerrado En un sistema de fluido motriz cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) no se permite que el fluido producido se mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del sistema, se requiere de una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo como en superficie; una sarta para transportar la producción hasta la batería de tanques y otra para que retorne el fluido motriz que ya cumplió su función en el fondo del pozo hasta el tanque respectivo para volverse a presurizar y recircular. Es un sistema muy costoso y de complejo diseño. Es recomendable para cuando los fluidos producidos son extremadamente abrasivos o corrosivos. Es recomendable este sistema para plataformas marinas y en algunas instalaciones industriales. Para las bombas de subsuelo diseñadas para trabajar con este sistema el mayor inconveniente a tenerse es en el fluido motriz, por que el fluido motriz no seguirá limpio indefinidamente aunque se tengan todas las precauciones y cuidados que el caso requiere. 2.1.5.4. Tipos de completaciones Existen los siguientes tipos de completaciones: • De Bomba Libre 41 • De Bomba Fija • Bomba a base de cable 2.1.5.4.1. Sistema de bomba libre No requiere de unidad especial para correr y reversar la bomba, esta bomba se desplaza dentro de la sarta de tubería del fluido motriz. Para colocar la bomba o correr la bomba se inserta en la sarta de la tubería en la superficie y se la hace circular hasta el fondo, donde se la aloja en el conjunto de fondo (BHA) o también conocido como cavidad. Para recuperar la bomba, se inyecta fluido motriz por el espacio anular. Esta inyección de fluido invertida hace que se accione la válvula de pie (Standing valve) y se presurice en el fondo desasentando la bomba de la cavidad. La presión queda atrapada en las copas que tiene la bomba en la parte superior y de esta forma permite circular hasta superficie para ser reemplazada.; en ciertos casos se requiere de una unidad especial swab para recuperarla. Es una ventaja este sistema de bomba libre por cuanto permite cambiar o reemplazar equipos sin necesidad de una unidad de reacondicionamiento. 2.1.5.4.2. Sistema de bomba fija La bomba de fondo se coloca con la tubería de fluido motriz y se coloca en el pozo como una parte integral de dicha sarta, cuando falla el equipo se tiene que cambiar utilizando una unidad de reacondicionamiento. 2.1.5.4.3. Sistema de bomba a base de cable La bomba se coloca en una camisa deslizante, se instala sobre una válvula de gas lift o sobre una válvula de inyección de productos químicos, se coloca la 42 bomba pozo a bajo o se retira con el cable liso, la bomba se puede operar con el flujo normal o revertido. 2.1.5.5. Principales elementos del conjunto de fondo Se diseñará una Completación de fondo para cada pozo en particular, esto es dependiendo del número de las arenas productoras, consecuentemente irán el número de empacaduras, camisas y la cavidad; enunciaremos cada uno de sus componentes: Tubería O Tubing, es la sarta de tubos que se encuentran instalados desde la superficie hasta el fondo del pozo, son tubos de alta presión (hasta 8.000 psi, dependiendo de la cédula a utilizar) a través de ella se inyecta el fluido motriz a la bomba, cada tubo tiene 32 ft de longitud aproximadamente, en nuestro país los tubing más utilizados son de 3½”, 2 7/8” y 2 3/8”. Tubería de revestimiento O Casing, es la tubería que va cementada a las paredes del pozo, a las profundidades hasta donde se instalará todo el conjunto de fondo se tienen diámetros de 5½ “ y 7”, es en el diámetro interior “ID” del casing donde se mezclan los fluidos inyectado + producido y de esta forma circulan hasta superficie; En nuestro país debido a longevidad de los casing estos han ido perdiendo su capacidad de resistencia sobre todo por la corrosión consecuentemente es limitada su resistencia a altas presiones (± 1.500 psi). 43 Cavidad Es un conjunto de extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos de manera especial para determinado tipo de bomba (pistón o jet), en el interior de la cavidad se aloja la bomba destinada a trabajar, cuando la bomba se encuentra alojada en la cavidad se tienen sellos que delimitan cámaras entre bomba y cavidad apropiadas para cada función y recorrido del fluido. La cavidad posee alrededor de ella agujeros en lugares destinados al paso del fluido. Independientemente del tipo de bomba los agujeros en el extremo inferior son utilizados para la extracción de la bomba. La bomba jet utiliza tres de los lugares agujereados. Cuando por algún motivo (corte de fluido sellos de cavidad) debe ser retirada la cavidad, obligatoriamente se tiene que sacar con toda la sarta de tubería y se tiene que utilizar una unidad de reacondicionamiento. Aisladores de zonas O packers, son elementos cuyo mecanismo hidráulico o mecánico hacen que sellen las paredes del casing y el tubing, aislando independientemente de esta forma las arenas productoras. Camisas Son herramientas que van colocadas directamente en el intervalo de la zona o arena productora y que tiene como objetivo permitir que solo el fluido de la zona o arena en que dicho elemento se encuentra ingrese a través de él y llegue hasta la cavidad; estas herramientas tienen la particularidad de abrirse o cerrarse con la ayuda de una herramienta auxiliar llamada “Shifting tool”. Válvula de pie O standing valve, esta herramienta se aloja en el extremo inferior de la cavidad (seating ring), son necesarios en sistemas abiertos para crear el efecto “U” y prevenir que el líquido que está circulando regrese de nuevo al reservorio. Esta válvula puede ser recuperada con una unidad auxiliar de wire line. Cuando el pozo está produciendo, sirve de asiento para las bombas. 44 Bombas falsas Son corridas para taponar los orificios de la cavidad, se utilizan para realizar pruebas en el fondo de la completación, asentamiento de empacaduras, chequeo de tubería, realizar tratamientos a las formaciones, para realizar pruebas de inyectividad y admisión. 2.1.5.6. Principales elementos de superficie Cabezal de pozo Todo pozo posee un cabezal, dentro del bombeo hidráulico los cabezales de pozo tienen el mismo sistema de funcionamiento, en bombeo hidráulico se utilizan el cabezal de pozo con válvula de cuatro vías y el tipo árbol de navidad. El cabezal de pozo posee una válvula MASTER, es la que está conectada directamente con la sarta de la tubería (tubing) y la tubería de revestimiento (casing), con las líneas de inyección y producción, por lo tanto la válvula MASTER pilotea el movimiento de cualquier fluido (motriz o retorno) en cualquier sentido dentro del pozo. Las válvulas del casing, son válvulas por donde retornará la mezcla de los fluidos inyectado + producido a la línea de retorno a la estación de producción, son válvulas de 3.000 @ 5.000 psi. Las válvulas del tubing, son válvulas que nos permiten el paso del fluido de inyección hacia el tubing y consecuentemente a la bomba, son válvulas de 5.000 psi. Válvula de control de pozo (4 Vías) Sirve para controlar la dirección del fluido motriz que acciona la bomba del pozo. Con solo mover la palanca hacia abajo, el fluido motriz baja por la tubería de inyección para activar y accionar la bomba. 45 Para reversar la bomba, el movimiento de la palanca hacia arriba dirige el flujo hacia abajo por el espacio anular para que la empuje o saque la bomba por la tubería de inyección hasta superficie. En la posición intermedia la válvula circula (by pass), es decir que el fluido de inyección pasa directamente a la línea de retorno a la estación. Con el giro a la derecha del handle (mariposa) presurizamos el pozo, la operación inversa es para despresurizar. Válvula de control de flujo La válvula reguladora o de control de flujo (VRF) sirve específicamente para regular el paso del fluido a ser inyectado al pozo y consecuentemente a la bomba. Esta válvula se instala entre la válvula block y el cabezal del pozo. Lubricador Es una herramienta de apoyo que se acopla a la válvula de 4 vías y al cabezal tipo árbol de navidad, nos sirve para sacar la bomba y desplazar la bomba hacia el pozo sin necesidad de contaminar el medio ambiente facilitando al Técnico la operación del cambio de bomba y reduciendo el peligro de trabajar con el hueco abierto. Líneas En el recorrido que realizan el fluido no siempre se encuentra con un mismo caudal ni con una presión constante, por ello se utiliza dos tipos de tubería en toda la instalación de superficie. • Tubería de alta presión Soporta hasta 5.000 psi, se utiliza para el fluido de inyección desde la planta hasta el cabezal del pozo; la sarta de tubería que se utiliza en la completación definitiva es también de alta presión. • Tubería de baja presión Tiene márgenes de resistencia menores (500 – 800 psi), se encuentra instalada desde la salida de producción del pozo hasta la estación de almacenamiento. 46 Válvulas de paso Las válvulas que conforman un circuito no son iguales aunque su principio es similar de apertura y cierre, las más utilizadas son: • Válvulas mariposa Cierra con varias vueltas (sentido antihorario) • Válvulas de tipo Block De rápida acción sirven para aperturas y cierre rápidos, su trabajo es en apertura y cierre con giro a 90° Turbina de caudal Este elemento es indispensable dentro del circuito en la superficie, ya que mediante el movimiento de la turbina producido por la energía cinética del fluido motriz presurizado, en su parte interior los alabes giran a gran velocidad, estas pulsaciones son leídas por un sensor magnético que posee un instrumento electrónico que cuenta el paso del número de barriles que circulan hacia el pozo; La turbina se encuentra instalada directamente en la línea de inyección luego del VRF. Cuenta barriles Es un instrumento electromagnético que sirve para leer las pulsaciones que se producen el interior de la turbina, facilitando de esta manera para determinar exactamente el número de barriles inyectados hacia la bomba, este elemento es portátil y no se lo encuentra instalado en la locación. 47 Instrumentos Como se trabaja con altas presiones se tiene que contar en las líneas de inyección y retorno manómetros de alta y baja presión (5000 psi y 600 psi respectivamente). En la mayoría de los pozos se encuentra instalado un manómetro diferencial que es un registrador de carátula giratoria (denominado BARTON por la marca del fabricante), en el que se registran las presiones de operación de inyección y la presión de retorno, es cambiable esta carta y su giro es proporcional con el tiempo real, se gradúa a 24 horas o a 7 días según el tipo de reloj. 2.1.5.7. Tipos de Bombas Hidráulicas de subsuelo Las bombas de subsuelo pueden ser: de tipo jet y de tipo pistón 2.1.5.7.1. Bombas jet Es un tipo especial de bombas de subsuelo que no emplea partes móviles lo que permite a la bomba tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas son limitaciones importantes. Ejecuta su acción de bombeo mediante la transferencia de momentum entre el fluido motriz y el fluido del pozo que se produce cuando éstos se mezclan, pasando a través de la unidad de subsuelo. Con las bombas hidráulicas tipo jet, siempre se tiene un sistema de fluido motriz abierto o cerrado siendo este último el más común. Frecuentemente se pueden obtener tasas de producción más altas que con las bombas de pistón, por lo que se recomienda su uso en pozos con altos IP, así como también en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia de arena. La figura 2.9 ilustra esquemáticamente los componentes de una bomba jet directa. 48 FIGURA 2.9. BOMBA JET DIRECTA FUENTE: Introduccion al bombeo hidráulico con equipos Oilmaster y Kobe REALIZADO POR: Artificial Lift Systems de Weatherford y Servicios Petroleros de Solipet. Fluido de Inyección Tubería (tubing) Tubería de revestimiento (Casing) Nozzle Garganta Difusor Fluidos mezclados Fluidos del pozo 49 2.1.5.7.1.1.Principio de funcionamiento de la bomba jet. El bombeo hidráulico tipo Jet, es un mecanismo de producción de pozos petroleros, que actúa mediante la transferencia de potencia a una bomba de subsuelo con un fluido presurizado que es bombeado a través de la tubería de producción. La bomba de subsuelo actúa como un transformador convirtiendo la energía del fluido motriz en energía potencial o presión sobre los fluidos producidos. La bomba de subsuelo tipo Jet, logra su acción de bombeo mediante la transferencia de energía entre dos corrientes de fluidos. La alta presión del fluido motriz enviado desde la superficie pasa a través de una tobera donde su energía potencial o presión es convertida en energía cinética en la forma de chorro de fluido a gran velocidad. El fluido a producir es succionado y mezclado con el fluido motriz en la garganta de la bomba y llevado a superficie. No requiere de varillas o cables eléctricos para la transmisión de potencia a la bomba de subsuelo. Es un sistema con dos bombas, una en superficie que proporciona el fluido motriz y una en el fondo, que trabaja para producir los fluidos de los pozos. La bomba de subsuelo puede ser instalada y recuperada hidráulicamente o con unidades de cable. Los fluidos producidos pueden ser utilizados como fluido motriz. Su mantenimiento es de bajo costo y de fácil implementación. Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan mediante una configuración de toberas y gargantas “venturi“. Diferentes configuraciones geométricas se utilizan para controlar la luz entre los orificios de la tobera y la garganta para lograr los caudales deseados de producción. 50 Relaciones toberas / gargantas en volumen y presión La relación entre el área de la tobera y el área de la garganta, es una variable importante, porque determina el intercambio entre la cabeza de levantamiento y la tasa de flujo de producción. (Figura 2.10) FIGURA 2.10 NOMENCLATURA BOMBA JET FUENTE: Introducción al bombeo hidráulico con equipos Oilmaster y Kobe Autor: Ing. Fernando Riofrío Donde: P s = Presión del fluido de succión P n = Presión de la tobera P d = Presión del fluido de descarga por el difusor Q s = Caudal de succión Q n = Caudal de inyección por la tobera Q d = Caudal de descarga por el difusor A j = Área de la tobera A t = Área de la garganta A s = Área de succión. Si para una tobera dada se selecciona una garganta de modo que el área de la tobera Aj, sea del 60% del área de la garganta At, existirá un caudal de producción grande y una cabeza de levantamiento pequeño, el área As como se 51 ilustra en la figura anterior sirve para que los fluidos del pozo pasen. Existirán grandes cabezas de levantamientos si entre la garganta y la tobera se selecciona un As pequeño. Como la energía de la tobera es transferida a un caudal más pequeño que la tasa del fluido motriz, entonces existirá un caudal de producción más bajo que el utilizado como fluido motriz. Tanto toberas como gargantas utilizan una estricta progresión de diámetro y orificios. La progresión establece áreas de relaciones entre la tobera y diferentes gargantas. A la designación de una tobera y una garganta se le denomina GEOMETRÍA. Al establecer una tobera seleccionada con el mismo número de garganta se tendrá siempre la misma relación de área: 0.380 para Oilmaster, 0.400 para Kobe, y 0.366 para Claw. Esto se denomina relación A, sucesivamente mayores gargantas seleccionadas con una misma tobera, se tendrán relaciones A, B, C, D y E. (Figura 2.11) La relación de área comúnmente usada oscila entre 0.400 (A) y 0.235 (C). Relaciones mayores de áreas a 0.400 son usados normalmente en pozos de gran profundidad con altos levantamientos o solamente cuando es baja la presión del fluido motriz disponible, pequeñas áreas anulares son más propensas a cavitación. 52 FIGURA 2.11 RELACIONES TOBERA - GARGANTA Y PRODUCCIÓN - LEVANTAMIENTO FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Luis Fernando E.R. Relaciones de áreas menores a 0.235 (C, D, E) son usadas en pozos pocos profundos o cuando es muy baja la presión de inyección, se requiere de una mayor área anular para que pase el fluido reduciendo el potencial de cavitación. Las pequeñas relaciones de área (C, D, E) revelan menor cabeza de levantamiento pero pueden producir más volúmenes de fluidos que el usado como fluido motriz. Las mayores relaciones de áreas son instaladas para altas cabezas de levantamiento pero esto es solamente aplicable con relaciones de producción menores que la relación de fluido motriz. Ejemplo: Geometría “D-5” o “10-H” en Guiberson y Claw respectivamente. 53 2.1.5.7.1.2.Sistemas de inyección de fluido motriz en la bomba jet La dirección del fluido motriz en la bomba jet puede ser de inyección convencional o reversa. Bomba de inyección convencional. En la bomba de inyección convencional el fluido motriz es inyectado por la tubería de producción y la producción e inyección retorna por el espacio anular (tubería de revestimiento-tubería de producción). Para reversar la bomba cambiamos de sentido los fluidos, inyectamos por el espacio anular, lo cual nos permite levantar la bomba por la tubería de producción hasta la superficie. Bomba de inyección reversa. En la bomba de inyección reversa el fluido motriz es inyectado por el espacio anular y la producción retorna con la inyección por la tubería de producción, teniendo un menor tiempo de evaluación para obtener la información del pozo como: la producción, BSW, etc. Este tipo de inyección es utilizado en bombas jet de camisa. Para recuperar la bomba solo se puede hacer con unidad de cable de pesca. 2.1.5.7.1.3.Cavitación en bombas jet El fluido es acelerado hasta una velocidad (200 a 300 pie/seg) para entrar a la garganta, la presión estática del fluido cae hasta llegar a la presión de vapor del fluido a altas velocidades. Esta presión baja causa que se formen las cavidades bajas de vapor (cavitación). Esto provoca choques de fluido de formación en la garganta por lo que la producción tiende a bajar aún cuando la tasa de fluido motriz y la presión sean incrementadas. Se puede manifestar que con una tasa de flujo cercana a cero, desaparece la cavitación debido a que las velocidades del fluido son bajas. Sin embargo bajo estas condiciones la diferencia de velocidades que existe entre el chorro que sale de la tobera y el fluido producido, hace que se produzca una zona de corte en los 54 límites de los dos fluidos. Esta zona de corte entre los fluidos genera vórtices (torbellinos) que tienen una presión reducida, por lo tanto se forman cavidades de vapor en el alma de los vórtices, permitiendo la erosión de las paredes de la garganta a medida que las burbujas de vapor colapsan debido al decaimiento del vórtice y el aumento de presión en el difusor de la bomba. 2.1.5.7.1.4.Ecuaciones para el diseño de una bomba jet Ecuación de Continuidad ۿ ൌ ܄ כ ۯ (2.1) Donde: Q = Caudal V = Velocidad A = Área Eficiencia de una Bomba Jet E ൌ ୔ୢି୔ୱ ୔୬ି୔ୢ ሺ୕ୱሻ ୕୬ (2.2) Donde: E = Eficiencia Pd = Presión de descarga Ps = Presión de succión Pn = Presión Nozzle Qs = Caudal de Producción Qn = Caudal de Inyección Relación Adimensional de Flujo M ൌ ୕ୱ ୕ భ ൌ ୔୰୭ୢ୳ୡୡ୧ó୬ ୍୬୷ୣୡୡ୧ó୬ (2.3) 55 Relación Adimensional de Áreas R ൌ ୅ ౠ ୅ ౪ ൌ Á୰ୣୟ ୢୣ୪ ୒୭୸୸୪ୣ Á୰ୣୟ ୢୣ ୪ୟ ୋୟ୰୥ୟ୬୲ୟ (2.4) ୅ ౩ ୅ ౠ ൌ ଵିୖ ୖ (2.5) Relación Adimensional de Presiones H ൌ ୔ మ ି୔ య ୔ భ ି୔ య (2.6) P ଶ ൌ P ୖ୉୘୓ୖ୒୓ ൅ELEVACIÓN ൅FRICCIÓN (GLR≤10) (2.7) P ଵ ൌ P ୗ୉୔୅ୖ୅ୈ୓ୖ ൅ELEVACIÓN െFRICCIÓN (GLR≤10) (2.8) P ଷ ൌ P ୰ െ ୔ య ୔୍ (Yacimiento subsaturado) (2.9) Q ଵ ൌ ୕ య ୑ (2.10) A ୎ ൌ ୕ భ ଵଶଵହ,ହට ౌ భ షౌ య ಋ (2.11) γ ൌ Gravedad específica M େ ൌ ଵିୖ ୖ ඥ 1 ൅K ୎ ට ୔ య ୍ ి ሺ୔ భ ି୔ య ሻା୔ య (2.12) HP ൌ ଵ,଻כଵ଴ షఱ כ∆୔כ୕ ొ ୉ ୴୭୪୳୫ୣ୲୰୧ୡୟכ୉ ୫ୣୡୟ୬୧ୡୟ (2.13) 56 2.1.5.7.1.5.Ventajas • No adolece de problemas de golpes de fluido ni recalentamiento y el gas se puede liberar fácilmente. • La bomba jet no tiene partes móviles, puede estar construida de piezas en donde se solucione problemas de pozos altamente corrosivos. • Las partículas sólidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba jet • El recubrimiento de carburo de tungsteno de la tobera y la garganta rinde larga duración efectiva en pozos de alto contenido de materiales sólidos. • Resuelve problemas relacionados con la producción de crudos pesados de alto corte de parafina, con altas temperaturas de fondo de pozo y con pozos de gas invadidos por agua. • Bajos costos de mantenimiento • Adaptabilidad para uso en una camisa deslizante, cualquier cavidad de cualquier medida, coiled tubing, etc. • Capacidad de manejar producción con gas. 2.1.5.7.1.6.Desventajas • La bomba jet requiere de una alta potencia para trabajar idóneamente • En pozos donde se tiene un alto corte de agua se requiere inyectar químicos para bajar la emulsión producida por la jet en los tanques de almacenamiento de crudo en las estaciones de producción. • Se requiere de alta presión de operación por lo tanto resulta peligroso la operación del fluido motriz en superficie. • La eficiencia volumétrica es demasiado baja 57 2.1.5.7.2. Bombas pistón Una bomba hidráulica tipo pistón consiste de un motor hidráulico con un pistón reciprocante accionado mediante un fluido motriz, conectador por un eje corto a un pistón en el extremo de bombeo. La bomba actúa casi como una bomba de varillas, excepto que las bombas hidráulicas son usualmente de doble acción, es decir, el fluido está siendo desplazado de la bomba en la carrera ascendente y en la carrera descendente. El fluido motriz a alta presión se inyecta hacia abajo por la tubería de producción desde la superficie y es retornado a la misma ya sea a través de otra tubería o se mezcla con el fluido producido en la sarta de producción. Como fluido motriz puede usarse agua o petróleo. En la figura 2.12 se presenta la constitución interna de una bomba tipo pistón de doble efecto. 58 FIGURA 2.12. BOMBA HIDRÁULICA DE DOBLE EFECTO FUENTE: Dresser Oil Tools ELABORADO POR: Dresser Oil Tools TUBING PACKER Y ARPÓN VÁLVULA DE SUCCION VÁLVULA DE DESCARGA PISTÓN CILINDRO VÁLVULA DE INVERSIÓN VARILLA CAVIDAD CASING VÁLVULA DE PIE EMPACADURA 59 2.1.5.7.2.1.Principio de funcionamiento de la bomba pistón El líquido a presión (fluido motriz) llega hasta la cavidad por medio de la tubería de producción y se introduce en una sección motriz hidráulica, colocada por debajo del nivel del fluido a producir. La bomba hidráulica de fondo es el corazón de un sistema de bombeo hidráulico. Esta bomba es impulsada por una sección motriz hidráulica de acción reciprocante que está conectada directamente a la bomba de producción por medio de una varilla. El diseño determina la longitud de la carrera para las secciones motriz y de bombeo. Los componentes básicos de cualquier bomba hidráulica incluyen el pistón y cilindro de la parte motriz, una válvula inversora para dicha parte motriz (la que determina el movimiento del pistón dirigiendo el fluido motriz a través de la parte motriz en forma ascendente o descendente). (Figura 2.13) Válvulas convencionales controlan la succión y descarga de fluidos en la parte bomba. Estas válvulas normalmente están formadas por bola y asiento. (Son válvulas de retención). Las secciones motriz y parte bomba pueden combinarse en una bomba de acción netamente doble, de acción netamente simple, o una combinación de ambos. La bomba tipo pistón de acción simple es denominada así porque solo produce cuando el pistón está en la carrera ascendente. (Desplaza fluido de formación del fondo a superficie) La bomba de acción doble tiene la ventaja de producir en ambas carreras del pistón, cuando el pistón superior sube desplaza la parte superior del mismo hacia superficie, pero a su vez el pistón de la parte inferior se está llenando de fluido de formación, en la carrera descendente la parte inferior del pistón inferior descarga fluido de formación mientras que el pistón superior se llena de fluido de formación 60 completando de esta forma el ciclo. FIGURA 2.13 COMPONENTES Y OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Autor: Ing. Melo V, año 2007 ENTRADA DE FLUIDO MOTRIZ VARILLA DE LA VÁLVULA PISTÓN MOTRIZ VÁLVULA MOTRIZ CARRERA DESCENDENTE VARILLA MEDIA VÁLVULA DE LA BOMBA ENTRADA DEL PETRÓLEO PRODUCIDO PISTÓN DE PRODUCCIÓN P 1 CARRERA ASCENDENTE ENTRADA DE FLUIDO MOTRIZ P 1 P 1 P 1 P 1 P 1 P 2 P 2 P 2 P 2 P 3 P 3 P 3 P 3 P 4 P 4 P 4 P 4 ENTRADA DEL PETRÓLEO PRODUCIDO 61 2.1.5.7.2.2.Sistemas de inyección de fluido motriz en las bombas pistón. Al mencionar los sistemas de inyección del fluido motriz, se indican dos formas de inyección: una en un circuito abierto y otra en un circuito cerrado. Ambos sistemas son iguales en el manejo del fluido motriz desde los tanques de almacenamiento hasta la unidad de bombeo, pero difieren en la forma en que el fluido motriz retorna a la superficie después de haber operado la unidad. A continuación se presentan las características fundamentales de estos sistemas. Circuito abierto. El sistema de inyección de circuito abierto fue el primero que se utilizó y su aplicación es la más sencilla y económica. En este sistema, el fluido motriz retorna a la superficie mezclado con el petróleo producido, ya sea a través de la tubería de descarga o por el espacio anular de las tuberías de revestimiento, producción o inyección, dependiendo del equipo de fondo que se tenga. La aplicación de este sistema presenta varias ventajas como son: la adición de fluido motriz limpio en pozos que contienen alto porcentaje de agua salada, con lo que se reduce dicho porcentaje y por consiguiente disminuye el efecto de corrosión. Así mismo, la adición de petróleo ligero puede reducir la viscosidad en pozos productores de petróleo pesado. La principal desventaja de este sistema es el incremento de volumen bruto que debe ser tratado en la superficie para obtener el petróleo limpio necesario y continuar la operación. Circuito Cerrado. El sistema de inyección en circuito cerrado es el método más completo que existe en la actualidad. En este sistema, el fluido motriz retorna a la superficie, independientemente del petróleo producido, fluyendo nuevamente hasta el tanque almacenador y formando un circuito cerrado. Esto se logra por medio de una tubería adicional que va alojada en un dispositivo mecánico llamado “Cámara de Fondo”, instalado en el fondo del pozo. En este sistema se utiliza un elemento de empaque en la unidad de bombeo, que permite aislar el fluido motriz del producido. Las principales ventajas son: la medición exacta de los fluidos producidos por el pozo y la determinación del desgaste sufrido por la unidad de 62 bombeo al incrementarse el volumen de fluido motriz utilizado en la lubricación de los pistones; esto último facilita la programación del mantenimiento de estas unidades. 2.1.5.7.2.3.Fricción en la bomba pistón. La presión requerida en una bomba hidráulica para operar bajo condiciones teóricas de operación (no carga) se presenta mediante una relación existente entre el tipo de bomba, porcentaje de la velocidad de régimen y la viscosidad del fluido como se muestra en anexo No 2. Este nomograma representa las caídas de presión por fricción mecánica e hidráulica a través de la bomba. Los valores obtenidos en el anexo mencionado representan los valores máximos basándose en el mayor tamaño del embolo (pistón) y considerando un 100% de eficiencia del extremo de bombeo. Cuando el caudal de los fluidos a través de la bomba es reducido por diámetros más pequeños del pistón o por el paso del gas, la fricción total puede ser, en algunos casos, más baja que la determinada en las gráficas. Esto es porque aproximadamente el 25% de la fricción total se provoca por el bombeo del fluido de la bomba. Este valor no está bien definido para todas las bombas, pero puede usarse para estimar la reducción de la fricción en la bomba debido al bombeo real de los fluidos. 2.1.5.7.2.4.Ecuaciones para el diseño de una bomba pistón Factor “P/E” importancia dentro del diseño P E ൗ ൌ ୅ ౦౦ ି୅ ౦౨ ୅ ౛౦ ି୅ ౛౨ (2.14) Donde: P/E = Relación adimensional bomba / motor App = Área pistón bomba Apr = Área de la varilla bomba Aep = Área pistón motor 63 Aer = Área varilla motor Con un factor: P/E > 1; Mayor presión de operación y menor inyección de fluido motriz P/E < 1; Menor presión de operación y mayor inyección de fluido motriz Índice de productividad (PI) Cuando Pwf ≥ Pb el flujo es similar al de una sola fase ya que todo el gas se encuentra en solución, la curva de productividad es una línea recta como se muestra en la figura 2.14. FIGURA 2.14 PRESIÓN DE FONDO EN FUNCIÓN DEL CAUDAL FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Autor: Ing. Luis Fernando E.R. PI ൌ ୕ ୔୰ି୔୵୤ (2.15) Donde Q = Caudal máximo producido Pwf = Presión de fondo fluyente Pr = Presión de reservorio ∆P ൌ ଺ଵ.ଶଽכሺ∆ୌሻ °୅୔୍ାଵଷଵ ; ∆P േ100 psi @ 50 psi Pwf (2.16) ∆H ൌ Profundidad camisa perforaciones – profundidad camisa circulación Pwf ൌ P ୍୒୘୅୏୉ െ∆P (2.17) 64 Cuando el índice de productividad es constante, se puede transformar la ecuación anterior para encontrar nuevas tasas de producción en base a nuevas presiones de flujo. Q ୓ ൌ PIሺPr െPwfሻ (2.18) Relación de Productividad Cuando Pwf ≤ Pb, se tiene un flujo Multifásico, en este caso el gas sale en solución e interfiere con el flujo de petróleo y del agua. El PI no toma en cuenta las pérdidas ocasionadas por el gas, VOGEL desarrollo su ecuación empírica para calcular el IPR (Inflow Perfomance Reference Curve) de un yacimiento con empuje de gas disuelto. ୕ ో ୕ ో ሺ౉ఽ౔ሻ ൌ 1 െ0.2ቀ ୔୵୤ ୔୰ ቁ െ0.8ቀ ୔୵୤ ୔୰ ቁ ଶ (2.19) Donde: Q ୓ ሺ୑୅ଡ଼ሻ = Caudal máximo de producción (Pwf = 0), stb/d q ୲ ൌ q ଵ ൅q ଷ (2.20) Donde: q ଵ ൌ ϐluido motriz ሺblሻ q ଷ ൌ caudal producido ሺblሻ Cuando se trata de flujos multifásicos, el índice de productividad se calcula utilizando la ecuación modificada de Vogel. PI ൌ ୕ ో ୔୰ି୔ୠାቀ ౌౘ భ.ఴ ቁ൤ଵି଴.ଶቀ ౌ౭౜ ౌ౨ ቁି଴.଼ቀ ౌ౭౜ ౌ౨ ቁ మ ൨ (2.21) Para cualquier caudal mayor a ܳ ௕ donde Pwf<Pb, se puede calcular con Q ୓ ൌ Q ୠ ൅ቀQ ୓ ሺ୑୅ଡ଼ሻ െQ ୠ ቁ ൤1 െ0.2 ቀ ୔୵୤ ୔୰ ቁ െ0.8ቀ ୔୵୤ ୔୰ ቁ ଶ ൨ (2.22) 65 Q ୔୵୤ ൌ Q ୓ ൌ Q ୠ ൅ ୔୍כ୔ୠ ଵ.଼ ൤1 െ0.2ቀ ୔୵୤ ୔୰ ቁ െ0.8ቀ ୔୵୤ ୔୰ ቁ ଶ ൨ (2.23) Donde: ܳ ை = Caudal de flujo a una determinada Presión Pwf, stb/d ܾܲ = Presión del punto de burbuja, psi ܳ ௕ = Caudal de flujo a ܾܲ, stb/d ܳ ை ሺெ஺௑ሻ = Caudal máximo de producción (Pwf=0), stb/d Relación Gas Petróleo (GOR) Prod. GOR ൌ ୕ ౏ ୕ ో ቀ ୱୡ୤ ୱ୲ୠ ቁ @ STP (2.24) Donde: Prod. GOR = GOR de producción Q ୗ = Volumen de Gas, scf Q ୓ = Volumen de petróleo producido por día, stb Prod GOR = Sol GOR (Rs) + Gas Libre Corte de Agua El corte de agua influye directamente en la tasa de producción total. BSW ୖ୉୅୐ ൌ ሺ୆୊୔ୈା୆୍୔ୈሻכ୆ୗ୛୰ୣ୲୭୰୬୭ି୆୍୔ୈכ୆ୗ୛୧୬୷ୣୡୡ୧୭୬ ୆୊୔ୈ כ 100% (2.25) Donde: BSW ୖ୉୅୐ = corte de agua real de formación BSW ୧୬୷ୣୡୡ୧ó୬ = corte de agua de inyección BSW ୰ୣ୲୭୰୬୭ = corte de agua de retorno BFPD=barriles de fluido por día BIPD=barriles inyectados por día 66 Presión Hidrostática Ph = Gf (psi/ft) * TVD (ft) (2.26) Donde: Ph = Presión hidrostática Gf = Gradiente del fluido TVD = Profundidad vertical verdadera Si se conoce el Peso Específico Conociendo el peso específico el gradiente se puede calcular de la siguiente manera: Gf ൭ psi ft ൗ ൱ ൌ γ כ 0,433 ൭ psi ft ൗ ൱ (2.27) Gradiente de la Mezcla Agua-Petróleo Gm ൌ ൣG ୟ୥୳ୟ כ BSW൧ ൅ൣG ୮ୣ୲୰ó୪ୣ୭ כ ሺ1 െBSWሻ൧ (2.28) 67 2.1.5.7.2.5.Ventajas El bombeo hidráulico tipo pistón ha tenido gran aceptación en los últimos años; ya que ofrece ventajas que lo diferencian de otros sistemas de levantamiento artificial. Puede alcanzar profundidades hasta de 18000 pies y para sustituir o darle mantenimiento al mecanismo (motor - bomba) no se requiere equipo de reparación, únicamente se invierte el sentido del fluido motriz y es desacoplado el motor y la bomba, haciéndose llegar a la superficie por el desplazamiento del fluido motriz (bomba tipo libre). Otras ventajas son: • Tiene buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5000 bl/día). • Puede operarse en pozos direccionales. • Es de fácil adaptación para su automatización. • Fácil para agregar inhibidores de corrosión. • Puede instalarse como un sistema integral. • Es adecuado para el bombeo de crudos pesados. • Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas) o en áreas urbanas. 2.1.5.7.2.6.Desventajas • Las tolerancias muy ajustadas de las bombas tipo pistón, las hacen muy sensibles a la contaminación del líquido. • Las bombas de pistones axiales no son aconsejables en pozos con alta relación gas-petróleo ya que si el fluido de producción contiene mucho fluido gaseoso, la capacidad de manejar el fluido líquido disminuye cada vez que el gas aumente, lo que se traduce en baja eficiencia. • La principal desventaja del sistema abierto es el incremento de volumen bruto que debe ser tratado en la superficie para obtener el petróleo limpio necesario y continuar la operación. 68 2.1.5.8.Análisis Comparativo de las Bombas Hidráulicas 2.1.5.8.1. Fabricantes de Bombas tipo Pistón Entre los fabricantes de bombas tipo pistón presentamos a los más comunes y actualmente usados por Petroproducción cuyas especificaciones técnicas se muestran a continuación en las tablas 2.1, 2.2, 2.3, 2.4. Entre estos tenemos: • KOBE • NATIONAL OIL MASTER • GUIBERSON • OILWELL HYDRAULICS INC TABLA 2.1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN KOBE Bomba Desplazamiento PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo A 2 3/8 in. tubing 2 x 13/16 - 13/16 1.15 1.2 139 145 284 1 121 2 x 1 - 13/16 1.15 2.15 139 260 399 0.545 121 2 x 1 - 1 2.10 2.15 255 260 515 1.000 121 2 x 1 - 13/16 3.25 2.15 393 260 653 1.546 121 2 x 1 3/16 - 13/16 1.15 3.30 139 399 538 0.353 121 2 x 1 3/16 - 1 2.10 3.30 255 399 654 0.647 121 2 x 1 3/16 - 1 3/16 3.25 3.30 393 399 792 1.000 121 2 x 1 3/16 - 1 x 1 4.20 3.30 508 399 907 1.290 121 2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 1 5.35 3.30 647 399 1046 1.647 121 2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 13/16 6.50 3.30 787 399 1186 2.000 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1 - 1 2.56 2.66 256 266 522 1 100 2 1/2 x 1 1/4 - 1 2.56 5.02 256 502 758 0.520 100 2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/8 3.67 5.02 367 502 868 0.746 100 2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/4 4.92 5.02 492 502 994 1.000 100 2 1/2 x 1 1/4 -1 7/16 7.03 5.02 703 502 1205 1.431 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/8 3.67 7.13 367 713 1080 0.522 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 4.92 7.13 492 713 1205 0.700 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 7.03 7.13 703 713 1416 1.000 100 2 1/2 x 1 1/2 - 1 1/2 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 4.92 9.27 492 927 1419 0.521 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 7/16 7.03 9.27 703 927 1630 0.770 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 7.45 9.27 745 927 1672 0.820 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 9.09 9.27 909 927 1836 1.000 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 1/4 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 1/4 11.95 7.13 1195 713 1908 1.701 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 7.13 1406 713 2119 2.000 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 x 1 5/8 18.18 9.27 1818 927 2745 2.000 100 3 1/2 in. tubing 3 x 1 1/2 - 1 1/4 5.59 9.61 486 836 1322 0.592 87 3 x 1 1/2 - 1 3/8 7.43 9.61 646 836 1482 0.787 87 3 x 1 1/2 - 1 1/2 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87 FUENTE: Weatherford 69 TABLA 2.1. CONTINUACIÓN Bomba Desplazamiento PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo A 3 1/2 in. tubing 3 x 1 1/2 - 1 3/4 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87 3 x 1 3/4 - 1 1/2 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87 3 x 2 - 1 3/4 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87 3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 1/4 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87 3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87 4 1/2 in. tubing 4 x 2 - 1 3/4 14.40 21.44 1109 1651 2760 0.687 77 4 x 2 - 2 21.00 21.44 1617 1651 3268 1.000 77 4 x 2 - 2 3/8 32.50 21.44 2503 1651 4154 1.541 77 4 x 2 3/8 - 2 21.00 32.94 1617 2536 4153 0.649 77 4 x 2 3/8 - 2 3/8 32.60 32.94 2503 2536 5039 1.000 77 4 x 2 3/8 - 2 x 1 3/4 35.40 32.94 2726 2536 5262 1.094 77 4 x 2 3/8 - 2 x 2 42.00 32.94 3234 2536 5770 1.299 77 4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 53.50 32.94 4120 2536 6656 1.650 77 4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 3/8 65.00 32.94 5005 2536 7541 2.000 77 Tipo B 2 3/8 in. tubing 2 x 1 3/8 - 1 3/16 3.15 4.54 381 549 930 0.700 121 2 x 1 3/8 - 1 3/8 4.50 4.54 544 549 1093 1.000 121 2 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 4.54 750 549 1299 1.380 121 2 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 4.54 914 549 1463 1.680 121 2 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 4.54 1076 549 1625 1.980 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100 2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 10.86 10.96 1086 1096 2182 1.000 100 2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 10.96 1452 1096 2548 1.336 100 2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 10.96 1794 1096 2890 1.652 100 2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 10.96 2136 1096 3232 1.957 100 3 1/2 in. tubing 3 x 2 1/8 - 1 7/8 15.96 21.75 1388 1892 3280 0.740 87 3 x 2 1/8 - 2 1/8 21.55 21.75 1875 1892 3767 1.000 87 3 x 2 1/8 - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 21.75 2727 1892 4619 1.454 87 3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 21.75 3214 1892 5106 1.714 87 3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 21.75 3700 1892 5592 1.974 87 Tipo D 2 3/8 in. tubing 2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 4.50 7.79 544 943 1487 0.581 121 2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 7.79 751 943 1694 0.802 121 2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 7.79 914 943 1857 0.976 121 2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 7.79 1076 943 2019 1.150 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 1/2 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100 2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 10.86 17.99 1086 1799 2885 0.608 100 2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 17.99 1452 1799 3251 0.813 100 2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 17.99 1794 1799 3593 0.976 100 2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 17.99 2136 1799 3935 1.196 100 3 1/2 in. tubing 3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 1 7/8 15.96 35.74 1388 3109 4497 0.449 87 3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 21.55 35.74 1874 3109 4983 0.606 87 3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 35.74 2726 3109 5835 0.882 87 3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 35.74 3213 3109 6322 1.039 87 3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 35.74 3700 3109 6809 1.197 87 Tipo E 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1 3/4 40.63 35.45 2400 2092 4491 1.146 59 3 1/2 in. tubing 3 x 2 1/8 71.70 62.77 4007 3515 7522 1.142 56 FUENTE: Weatherford 70 TABLA 2.2. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN NATIONAL OILMASTER Bomba Desplazamiento PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo F, FE, FEB 2 3/8 in. tubing F201311 3.0 4.2 204 286 490 0.71 68 F201313 4.2 4.2 286 286 572 1.00 68 F201611 3.0 6.4 204 435 639 0.47 68 F201613 4.2 6.4 286 435 721 0.66 68 FEB201613 6.2 9.4 340 517 857 0.66 55 FEB201616 9.4 9.4 517 517 1034 1.00 55 2 7/8 in. tubing F251611 3.3 7.0 214 455 669 0.47 65 F251613 4.6 7.0 299 455 754 0.66 65 F251616 7.0 7.0 455 455 910 1.00 65 FE251613 6.6 10 350 530 880 0.66 53 FE251616 10 10 530 530 1060 1 53 FE252011 4.95 16.5 252 843 1095 0.30 51 FE252013 6.98 16.5 355 843 1198 0.42 51 FE252016 10.6 16.5 540 843 1382 0.64 51 Tipo V 2 7/8 in. tubing V-25-11-063 6.31 10 1073 1700 2773 0.63 170 V-25-21-075 6.31 8.38 1174 1559 2733 0.75 186 V-25-11-095 6.31 6.66 1300 1371 2671 0.95 206 V-25-11-118 6.31 5.33 1420 1199 2619 1.18 225 Tipo 220 2 3/8 in. tubing 330-201612 5.45 8.94 546 894 1440 0.63 100 530-201615 7.86 8.94 786 894 1680 0.89 100 2 7/8 in. tubing 348-252012 8.73 22.35 629 1609 2238 0.40 72 348-252015 12.57 22.35 905 1609 2514 0.57 72 548-252017 17.11 22.35 1232 1609 2841 0.78 72 548-252019 20.17 22.35 1452 1609 3061 0.93 72 3 1/2 in. tubing 548-302419 20.17 32.18 1452 2317 3769 0.643 72 548-302420 22.65 37.31 1634 2685 4319 0.624 72 548-302422 28.7 32.18 2063 2317 4380 0.914 72 548-302423 34.96 37.31 2517 2686 5203 0.961 72 FUENTE: Weatherford 71 TABLA 2.3. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN GUIBERSON Bomba Desplazamiento PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total Powerlift I 2 3/8 in. tubing 2 x 1 5/8 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35 2 x 1 5/8 x 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35 2 x 1 5/8 x 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35 2 x 1 5/8 x 1 1/2 11.96 14.04 478 561 1039 1.16 40 2 x 1 5/8 x 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35 2 x 1 5/8 x 1 5/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.36 40 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 2 x 1 1/16 8.69 30.77 191 678 869 0.32 22 2 1/2 x 2 x 1 1/4 12.02 30.77 264 678 942 0.44 22 2 1/2 x 2 x 1 1/2 17.30 30.77 467 831 1298 0.68 27 2 1/2 x 2 x 1 5/8 20.30 30.77 547 831 1378 0.80 27 2 1/2 x 2 x 1 3/4 23.56 30.77 636 831 1467 0.93 27 2 1/2 x 2 x 1 3/4 23.56 30.77 825 1078 1902 1.06 35 2 1/2 x 2 x 2 30.77 30.77 831 831 1662 1.21 27 2 1/2 x 2 x 2 30.77 30.77 1,077 1077 2154 1.36 35 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35 2 1/2 x 1 5/8 x 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/16 8.69 20.32 235 548 782 0.52 27 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/4 12.02 20.32 325 548 873 0.72 27 2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/2 17.31 20.32 467 548 1015 1.03 27 2 1/2 x 1 5/8 x 1 5/8 20.32 20.32 549 548 1095 1.21 27 3 1/2 in. tubing 3 x 2 1/2 x 1 3/4 21.42 43.71 643 1311 1954 0.59 30 3 x 2 1/2 x 2 27.98 43.71 840 1311 2151 0.78 30 3 x 2 1/2 x 2 1/4 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.98 30 3 x 2 1/2 x 2 1/2 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.21 30 Powerlift II 2 3/8 in. tubing 2 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35 2 x 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35 2 x 1 9/16 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1 1/4 11.96 14.04 478 561 1040 1.16 40 2 1/2 x 2 1/2 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35 2 1/2 x 1 7/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.36 40 FUENTE: Weatherford 72 TABLA 2.4. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN OILWELL Bomba Desplazamiento PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo AM 2 3/8 in. tubing 2 x 13/16 - 13/16 1.15 1.2 139 145 284 1 121 2 x 1 - 13/16 1.15 2.15 139 260 399 0.545 121 2 x 1 - 1 2.10 2.15 255 260 515 1.000 121 2 x 1 - 13/16 3.25 2.15 393 260 653 1.546 121 2 x 1 3/16 - 13/16 1.15 3.30 139 399 538 0.353 121 2 x 1 3/16 - 1 2.10 3.30 255 399 654 0.647 121 2 x 1 3/16 - 1 3/16 3.25 3.30 393 399 792 1.000 121 2 x 1 3/16 - 1 x 1 4.20 3.30 508 399 907 1.290 121 2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 1 5.35 3.30 647 399 1046 1.647 121 2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 13/16 6.50 3.30 787 399 1186 2.000 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1 - 1 2.56 2.66 256 266 522 1 100 2 1/2 x 1 1/4 - 1 2.56 5.02 256 502 758 0.520 100 2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/8 3.67 5.02 367 502 868 0.746 100 2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/4 4.92 5.02 492 502 994 1.000 100 2 1/2 x 1 1/4 -1 7/16 7.03 5.02 703 502 1205 1.431 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/8 3.67 7.13 367 713 1080 0.522 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 4.92 7.13 492 713 1205 0.700 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 7.03 7.13 703 713 1416 1.000 100 2 1/2 x 1 1/2 - 1 1/2 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 4.92 9.27 492 927 1419 0.521 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 7/16 7.03 9.27 703 927 1630 0.770 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 7.45 9.27 745 927 1672 0.820 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 9.09 9.27 909 927 1836 1.000 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 1/4 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 1/4 11.95 7.13 1195 713 1908 1.701 100 2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 7.13 1406 713 2119 2.000 100 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 x 1 5/8 18.18 9.27 1818 927 2745 2.000 100 3 1/2 in. tubing 3 x 1 1/2 - 1 1/4 5.59 9.61 486 836 1322 0.592 87 3 x 1 1/2 - 1 3/8 7.43 9.61 646 836 1482 0.787 87 3 x 1 1/2 - 1 1/2 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87 3 x 1 1/2 - 1 3/4 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87 3 x 1 3/4 - 1 1/2 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87 3 x 2 - 1 3/4 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87 3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 1/4 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87 3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87 3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87 4 1/2 in. tubing 4 x 2 - 1 3/4 14.40 21.44 1109 1651 2760 0.687 77 4 x 2 - 2 21.00 21.44 1617 1651 3268 1.000 77 4 x 2 - 2 3/8 32.50 21.44 2503 1651 4154 1.541 77 4 x 2 3/8 - 2 21.00 32.94 1617 2536 4153 0.649 77 FUENTE: Weatherford 73 TABLA 2.4. CONTINUACIÓN Bomba Desplazamiento PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo AM 4 1/2 in. tubing 4 x 2 3/8 - 2 3/8 32.60 32.94 2503 2536 5039 1.000 77 4 x 2 3/8 - 2 x 1 3/4 35.40 32.94 2726 2536 5262 1.094 77 4 x 2 3/8 - 2 x 2 42.00 32.94 3234 2536 5770 1.299 77 4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 53.50 32.94 4120 2536 6656 1.650 77 4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 3/8 65.00 32.94 5005 2536 7541 2.000 77 Tipo BM 2 3/8 in. tubing 2 BM - 1 3/16 3.15 4.54 381 549 930 0.700 121 2 BM - 1 3/8 4.50 4.54 544 549 1093 1.000 121 2 BM - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 4.54 750 549 1299 1.380 121 2 BM - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 4.54 914 549 1463 1.680 121 2 BM - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 4.54 1076 549 1625 1.980 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 BM - 1 1/2 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100 2 1/2 BM - 1 3/4 10.86 10.96 1086 1096 2182 1.000 100 2 1/2 BM - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 10.96 1452 1096 2548 1.336 100 2 1/2 BM - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 10.96 1794 1096 2890 1.652 100 2 1/2 BM - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 10.96 2136 1096 3232 1.957 100 3 1/2 in. tubing 3 BM - 1 7/8 15.96 21.75 1388 1892 3280 0.740 87 3 BM - 2 1/8 21.55 21.75 1875 1892 3767 1.000 87 3 BM - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 21.75 2727 1892 4619 1.454 87 3 BM - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 21.75 3214 1892 5106 1.714 87 3 BM - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 21.75 3700 1892 5592 1.974 87 Tipo DM 2 3/8 in. tubing 2 DM- 1 3/16 3.15 7.79 381 943 1324 0.407 121 2 DM - 1 3/8 4.50 7.79 544 943 1487 0.581 121 2 DM - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 7.79 751 943 1694 0.802 121 2 DM - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 7.79 914 943 1857 0.976 121 2 DM - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 7.79 1076 943 2019 1.150 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 DM - 1 1/2 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100 2 1/2 DM - 1 3/4 10.86 17.99 1086 1799 2885 0.608 100 2 1/2 DM - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 17.99 1452 1799 3251 0.813 100 2 1/2 DM - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 17.99 1794 1799 3593 0.976 100 2 1/2 DM - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 17.99 2136 1799 3935 1.196 100 3 1/2 in. tubing 3 DM - 1 7/8 15.96 35.74 1388 3109 4497 0.449 87 3 DM - 2 1/8 21.55 35.74 1875 3109 4984 0.606 87 3 DM - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 35.74 2727 3109 5836 0.882 87 3 DM - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 35.74 3214 3109 6323 1.039 87 3 DM - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 35.74 3,700 3109 6809 1.197 87 FUENTE: Weatherford 74 TABLA 2.4. CONTINUACIÓN Bomba Desplazamiento PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo E 2 3/8 in. tubing 2 x 1 3/8 20.27 17.59 1317 1143 2460 1.152 65 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1 3/4 40.63 34.45 2400 2032 4432 1.146 59 3 1/2 in. tubing 3 x 2 1/8 71.70 62.77 4007 3515 7522 1.142 56 4 1/2 in. tubing 4 x 2 7/8 184.9 162.53 8135 7151 15286 1.137 44 Tipo ALP 2 3/8 in. tubing 2 - 13/16 1.15 6.26 139 757 896 0.184 121 2 - 7/8 1.4 6.26 175 757 932 0.232 121 2 - 1 2.10 6.26 255 757 1012 0.338 121 2 - 1 13/16 3.25 6.26 393 757 1150 0.522 121 2 - 1 x 1 4.2 6.26 508 757 1265 0.675 121 2 - 13/16 x 1 5.35 6.26 647 757 1404 0.859 121 2 - 1 3/16 x 1 3/16 6.5 6.26 787 757 1544 1.043 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 - 1 2.56 14.46 256 1446 1702 0.178 100 2 1/2 - 1 1/8 3.67 14.46 367 1446 1813 0.256 100 2 1/2 - 1 1/4 4.92 14.46 492 1446 1938 0.342 100 2 1/2 - 1 7/16 7.03 14.46 703 1446 2149 0.489 100 2 1/2 -1 1/2 7.45 14.46 745 1446 2191 0.543 100 2 1/2 - 1 5/8 9.44 14.46 944 1446 2390 0.657 100 2 1/2 - 1 1/4 - 1 1/4 9.84 14.46 984 1446 2430 0.685 100 2 1/2 - 1 7/16 x 1 1/4 11.95 14.46 1195 1446 2641 0.832 100 2 1/2 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 14.46 1406 1446 2852 0.979 100 2 1/2 - 1 5/8 x 1 5/8 18.88 14.46 1888 1446 3334 1.315 100 3 1/2 in. tubing 3 - 1 1/4 5.59 26.79 486 2331 2817 0.21 87 3 - 1 3/8 7.43 26.79 646 2331 2977 0.279 87 3 - 1 1/2 9.44 26.79 821 2331 3152 0.354 87 3 - 1 3/4 14.00 26.79 1218 2331 3549 0.525 87 3 - 1 1/4 x 1 1/4 11.18 26.79 973 2331 3304 0.42 87 3 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 26.79 1643 2331 3974 0.708 87 3 - 1 3/4 x 1 1/2 23.44 26.79 2039 2331 4370 0.879 87 3 - 1 3/4 x 1 3/4 28.4 26.79 2436 2331 4767 1.049 87 Tipo M 2 3/8 in. tubing 2 x 2 3/8 - 1 2.1 8.4 254 1016 1270 0.25 121 2 x 2 3/8 - 1 3/16 3.25 8.4 393 1016 1409 0.386 121 2 x 2 3/8 - 1 x 1 4.2 8.4 508 1016 1524 0.5 121 2 x 2 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 6.5 8.4 787 1016 1803 0.77 121 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 3 - 1 1/2 7.45 14.9 745 1490 2235 0.5 100 2 1/2 x 3 - 1 5/8 9.09 14.9 909 1490 2399 0.61 100 FUENTE: Weatherford 75 TABLA 2.4. CONTINUACIÓN Bomba Desplazamiento PIE Máxima velocidad de régimen (SPM) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD) Bomba Motor Bomba Motor Total Tipo M 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 3 - 1 1/4 x 1 1/4 9.84 14.9 984 1490 2474 0.66 100 2 1/2 x 3 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 14.9 1406 1490 2896 0.943 100 3 1/2 in. tubing 3 x 3 3/4 - 1 3/4 14 31.98 1218 2782 4000 0.44 87 3 x 3 3/4 - 1 7/8 15.96 31.98 1388 2782 4170 0.5 87 3 x 3 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 31.98 1643 2782 4425 0.59 87 3 x 3 3/4 - 1 1/2 x 1 3/4 23.44 31.98 2039 2782 4821 0.73 87 3 x 3 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 28 31.98 2436 2782 5218 0.875 87 3 x 3 3/4 - 1 7/8 x 1 7/8 31.92 31.98 2777 2782 5559 0.998 87 PL I 2 3/8 in. tubing 2 x 1 5/8 - 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.522 35 2 x 1 5/8 - 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35 2 x 1 5/8 - 1 1/2 11.96 14.03 478 561 1039 1.168 40 2 x 1 5/8 - 1 5/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.37 40 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 2 - 1 1/4 12.02 30.77 264 678 942 0.443 22 2 1/2 x 2 - 1 1/2 17.30 30.77 467 831 1298 0.684 27 2 1/2 x 2 - 1 5/8 20.30 30.77 547 831 1378 0.803 27 2 1/2 x 2 - 1 3/4 23.56 30.77 825 1078 1902 1.064 35 2 1/2 x 2 - 2 30.77 30.77 1077 1077 2154 1.389 35 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.522 35 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.039 35 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.22 35 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/16 8.69 20.32 235 548 782 0.522 27 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 12.02 20.32 325 548 873 0.722 27 2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 17.31 20.32 467 548 1015 1.04 27 2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 20.32 20.32 549 548 1095 1.22 27 3 1/2 in. tubing 3 x 2 1/2 - 1 3/4 21.42 43.71 643 1311 1954 0.598 30 3 x 2 1/2 - 2 27.98 43.71 840 1311 2151 0.78 30 3 x 2 1/2 - 2 1/4 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.988 30 3 x 2 1/2 - 2 1/2 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.22 30 PL II 2 3/8 in. tubing 2 x 1.572 - 1 1/16 5.53 12.1 597 1307 1904 0.525 108 2 x 1.572 - 1 1/4 7.65 12.1 826 1307 2133 0.726 108 2 x 1.572 - 1.572 30 26.35 1560 1370 2930 1.147 52 2 7/8 in. tubing 2 1/2 x 1.885 - 1 1/4 8.74 17.69 918 1857 1040 0.503 105 2 1/2 x 1.885 - 2 1/2 12.59 17.69 1322 1857 1056 0.725 105 2 1/2 x 1.885 - 1.885 50 43.97 2500 2199 1122 1.146 50 FUENTE: Weatherford 76 2.1.5.8.2. Fabricantes de Bombas tipo Jet Algunos fabricantes de bombas a pistón se dedican también a la elaboración de bombas jet, las geometrías que presentan estos fabricantes son muy similares variando simplemente la forma en que los fluidos son circulados dentro y fuera de la sección de trabajo. Petroproducción en sus pozos con el sistema de levantamiento por bombeo hidráulico posee geometrías de bombas jet de las siguientes marcas. • KOBE • NATIONAL OILMASTER • GUIBERSON • CLAW • PARKER Co • OILWELL Las geometrías pertenecientes a Oilwell todavía no son aplicadas en los pozos de bombeo hidráulico, pero actualmente esta compañía esta calificando para prestar sus servicios a Petroproducción. La Tabla 2.5 contiene los tamaños de toberas y gargantas de cada uno de los fabricantes mencionados y la tabla 2.6 muestra las relaciones de áreas para los fabricantes National-Oilmaster y Kobe. Es importante mencionar que los tamaños de toberas y gargantas que presenta Oilwell son similares los de Kobe, y que los presentados por Parker Co son similares a los tamaños de Guiberson con las únicas diferencias descritas a continuación: tobera J para Parker Co es igual a 0,126 y las designaciones de las toberas Guiberson BB, B y C cambian para Parker a BBA, BB y CC respectivamente. TABLA 2.5 ÁREAS DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET KOBE NATIONAL-OILMASTER GUIBERSON CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA TOBERA GARGANTA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA No. AREA 1 0,0024 1 0,0060 1 0,0024 1 0,0064 DD 0,0016 000 0,0044 1 0,0018 A 0,0046 1 0,0024 A 0,0060 2 0,0031 2 0,0077 2 0,0031 2 0,0081 CC 0,0028 00 0,0071 2 0,0030 B 0,0072 2 0,0031 B 0,0077 3 0,0040 3 0,0100 3 0,0039 3 0,0104 BB 0,0038 0 0,0104 3 0,0038 C 0,0104 3 0,0040 C 0,0100 4 0,0052 4 0,0129 4 0,0050 4 0,0131 A 0,0055 1 0,0143 4 0,0054 D 0,0142 4 0,0052 D 0,0129 5 0,0067 5 0,0167 5 0,0064 5 0,0167 B 0,0095 2 0,0189 5 0,0074 E 0,0187 5 0,0067 E 0,0167 6 0,0086 6 0,0215 6 0,0081 6 0,0212 C 0,0123 3 0,0241 6 0,0094 F 0,0239 6 0,0086 F 0,0215 7 0,0111 7 0,0278 7 0,0103 7 0,0271 D 0,0177 4 0,0314 7 0,0108 G 0,0311 7 0,0095 G 0,0272 8 0,0144 8 0,0359 8 0,0131 8 0,0346 E 0,0241 5 0,0380 8 0,0122 H 0,0376 8 0,0136 H 0,0353 9 0,0186 9 0,0464 9 0,0167 9 0,0441 F 0,0314 6 0,0452 9 0,0148 I 0,0447 9 0,0181 I 0,0456 10 0,0240 10 0,0599 10 0,0212 10 0,0562 G 0,0452 7 0,0531 10 0,0175 J 0,0526 10 0,0229 J 0,0593 11 0,0310 11 0,0774 11 0,0271 11 0,0715 H 0,0661 8 0,0661 11 0,0239 K 0,0654 11 0,0307 K 0,0764 12 0,0400 12 0,1000 12 0,0346 12 0,0910 I 0,0855 9 0,0804 12 0,0311 L 0,0796 12 0,0387 L 0,0989 13 0,0517 13 0,1242 13 0,0441 13 0,1159 J 0,1257 10 0,0962 13 0,0450 M 0,0957 13 0,0498 M 0,1242 14 0,0668 14 0,1668 14 0,0562 14 0,1476 K 0,1560 11 0,1125 14 0,0658 N 0,1119 14 0,0642 N 0,1668 15 0,0863 15 0,2154 15 0,0715 15 0,1879 L 0,1960 12 0,1452 15 0,0851 O 0,1445 15 0,0863 O 0,2107 16 0,1114 16 0,2783 16 0,0910 16 0,2392 M 0,2463 13 0,1772 16 0,1251 P 0,1763 16 0,1114 P 0,2783 17 0,1439 17 0,3594 17 0,1159 17 0,3046 N 0,3117 14 0,2165 17 0,1552 Q 0,2154 17 0,1439 Q 0,3594 18 0,1858 18 0,4642 18 0,1476 18 0,3878 P 0,3848 15 0,2606 18 0,1950 R 0,2593 18 0,1858 R 0,4642 19 0,2400 19 0,5995 19 0,1879 19 0,4938 16 0,3127 19 0,2464 S 0,3127 19 0,2400 S 0,5995 20 0,3100 20 0,7743 20 0,2392 20 0,6287 17 0,3750 20 0,3119 T 0,3760 20 0,3100 T 0,7743 21 1,0000 18 0,4513 21 0,3850 U 0,4515 U 1,0000 22 1,2916 19 0,5424 V 0,5426 V 1,2910 23 1,6681 20 0,6518 W 0,6520 24 2,1544 FUENTE: Ecuapet Cía. Ltda. 78 TABLA 2.6 GEOMETRíAS DE TOBERA Y GARGANTA TOBERA GARGANTA OILMASTER KOBE R R N N-1 0,483X 0,517A- N N 0,380A 0,400A N N+1 0,299B 0,310B N N+2 0,235C 0,240C N N+3 0,184D 0,186D N N+4 0,145E 0,144E FUENTE: Foplleto de Levantamiento Artificial.,Autor: Ing. Vinicio Melo. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Las estrictas progresiones empleadas por Oilmaster y Kobe establecen relaciones de áreas fijas entre las toberas y gargantas. Una tobera dad que se utilice con el mismo número de garganta siempre dará la misma relación de área (0,380 para el sistema Oilmaster y 0,400 para el sistema Kobe). Esta relación se conoce como la relación A. Gargantas sucesivamente mas grandes usadas con una tobera dada dan las relaciones B, C, D y E, como se indica en la tabla 2.6. Para ambos sistemas la dimensión de la bomba esta designada por el número de la tobera y la letra de la relación de áreas. Por ejemplo 11-B, 6-A, etc. Ya que la progresión de dimensiones para toberas y cámaras de mezclado en el sistema Guiberson no es constante sobre el rango total, las combinaciones tobera-garganta no dan relaciones de áreas fijas. Sin embargo, las relaciones que resultan cubren el mismo rango básico de los otros dos sistemas. Las relaciones de área de Guiberson están listas en la tabla del anexo No 3, en este sistema la letra o letras de la tobera y el número de la cámara de mezclado (garganta) designan la dimensión de la bomba; por ejemplo C-5. Las áreas anulares para las bombas Kobe y Oilmaster están enlistadas también en el anexo No 3. Cabe mencionar que las relaciones de áreas de las bombas Kobe son iguales a las de Oilwell. 79 2.1.5.8.3. Especificaciones de la Bombas Jet Claw Sertecpet es también proveedor de bombas para Petroproducción por lo cual indicamos las especificaciones de sus principales bombas de trabajo y sus costos en el anexo No. 5, entre las cuales tenemos tres tipos: Bomba Jet Directa La bomba Jet Claw directa, es utilizada en pozos de producción de petróleo de forma continua y en operaciones de pruebas de pozos. Está compuesta por 11 partes fijas cuyas especificaciones se muestra en la tabla 2.7, las partes más importantes son la tobera y la garganta. Como aplicaciones se tiene: • Se puede asentar en una camisa, cavidad, mandril de gas lift y coil tubing. • Construida en acero de alta calidad térmicamente tratada lo que permite que trabaje en ambientes severos • Puede adaptar sensores de presión o muestreadores para análisis PVT • Puede ser removida a la superficie hidráulicamente o utilizando slick line TABLA 2.7 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW DIRECTA TUBING OD (pulg) TAMAÑO TOBERA (pulg) TAMAÑO GARGANTAS (pulg) DIÁMETRO DE SELLOS (pulg) PRODUCCIÓN MÁXIMA (bls/día) LONGITUD TOTAL (pulg) DISTANCIA ENTRE SELLOS (pulg) 2 3/8” 1 a 20 A a V 1,870 3.000 30,150 21,375 2 7/8” 1 a 20 A a V 2,312 6.000 31,290 22,390 3 1/2” 1 a 20 A a V 2,812 8.000 33,150 22,850 4 1/2” 1 a 20 A a V 3,812 12.000 53,160 FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Bomba Jet Reversa Son recomendables para pozos nuevos o altos contenidos de sólidos ya que las partículas solidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba jet Claw. Como aplicaciones principales se tiene: 80 • Se utiliza en pozos nuevos, donde se requiere obtener datos de producción y características de los fluidos en corto tiempo. • También es recomendada en pozos arenados, evitando la acumulación de arena sobre el packer. Las especificaciones técnicas se muestran en la tabla 2.8. TABLA 2.8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW REVERSA TUBING OD (pulg) TAMAÑO TOBERA (pulg) TAMAÑO GARGANTAS (pulg) DIÁMETRO DE SELLOS (pulg) PRODUCCIÓN MÁXIMA (bls/día) LONGITUD TOTAL (pulg) DISTANCIA ENTRE SELLOS (pulg) 2 3/8” 1 a 20 A a V 1,870 3.000 33,750 20,015 2 7/8” 1 a 20 A a V 2,312 6.000 35,500 21,250 3 1/2” 1 a 20 A a V 2,812 8.000 36,250 20,050 4 1/2” 1 a 20 A a V 3,812 12.000 53,160 FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Bomba Jet Claw Smart Es una Jet Claw convencional para camisa de 3 ½ “. Está compuesta de dos secciones: la parte interna conformada por una bomba Jet Claw directa de 2 3/8 “, acoplada a la válvula de cierre de fondo y asegurada con pines de ruptura. En esta bomba se acoplan directamente las memorias electrónicas en su parte inferior, que sirven para tomar los datos de fondo del pozo. La tabla 2.9 muestra las especificaciones de esta bomba. TABLA 2.9 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW SMART TAMAÑO NOMINAL DE LA CAMISA (pulg) LONGITUD TOTAL (pulg) ANCHO MÁXIMO (pulg) LONGITUD ENTRE SELLOS (pulg) GAUGE CARRIER (pulg) PRESIÓN DE TRABAJO MÁXIMA (pulg) 3 1/2” 48,975 2,968 22,679 10,6 5.000 FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 81 2.1.6. PARÁMETROS DE ANÁLISIS ENTRE TIPOS DE BOMBAS Y SISTEMAS DE LEVANTAMIENTOS A continuación presentamos algunos criterios limitantes para tomar en cuenta al momento de escoger una bomba de producción como los que se muestran en la tabla 2.10. TABLA 2.10. CONDICIONES QUE LIMITAN A LAS BOMBAS PISTÓN Y JET # CONDICIONES LIMITANTES DE OPERACIÓN PISTÓN JET 1 Baja presión de entrada a la bomba Sí No 2 Mala calidad de fluido motriz Sí Sí 3 Grandes volúmenes Bomba tipo E No Sí 4 Alta relación Gas – Petróleo (GOR) No Sí 5 Alta corrosión No Sí 6 Utilización de agua como fluido motriz No Sí 7 Ahorro de potencia (HP) en superficie Sí No 8 Presencia de arena en la formación ≡ Sí 9 Presencia de parafina ≡ ≡ 10 Presencia de escala ≡ ≡ 11 Pozos profundos Sí Sí 12 Restricción de producción Sí Sí 13 Bajo costo de operación No Sí FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Luis Fernando E. R. NOTA: ≡ Regulares condiciones de operación En la tabla 2.11 se muestran algunas comparaciones técnica entre los sistemas de levantamiento mecánico, electrosumergible e hidráulico. 82 TABLA 2.11 COMPARACIONES TÉCNICAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO BOMBEO DE BALANCÍN BOMBEO ELECTRO- SUMERGIBLE BOMBEO HIDRÁULICO JET Longitud de tubería <6500 pies <13000 pies <18000 pies Longitud de varillas de succión 6500 pies ninguno ninguno Bomba en el fondo del pozo Varilla centrífuga Ninguno Sellos de cabeza de pozos especiales Sí Sí No Bombas de fondo con partes movibles Sí Sí No Desgaste mecánico de las bombas de fondo Sí Sí No Tiempo de vida de las bombas de fondo +/- año +/- 2 años +/- 3 años solo sello se cambia Tiempo de vida del equipo superficial: Unidad de bombeo de balancín, Generador y Bomba tríplex 10 años 10 años 10 años Frecuencia de reemplazo de la tubería 1 año 4 -5 años 8 – 10 años Número de visitas para servicio y pulling en el pozo. 2 – 3 por año 1 por año No requiere Línea del fluido motriz a la cabeza del pozo No No Sí Completación casing packer requerida No No Sí Anclaje del tubing requerido Sí No No Tanque de fluido motriz requerido No No Sí Sistema de limpieza del fluido motriz requerido No No Sí Bomba reforzada de fluido motriz requerida No No Sí Método de corrida de bomba de fondo de pozo RIG RIG Hidráulico GOR-SCF/BBL Ventilación de gas < 2000 < 3000 FUENTE: Manual de bombeo hidráulico equipos Oilmaster y Kobe ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 83 CAPÍTULO III DESCRIPCIÓN ACTUAL, SITUACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI 3.1. INTRODUCCIÓN El campo Shushufindi fue descubierto en 1969 con el pozo Shushufindi-01, cuya perforación arrancó el 4 de diciembre de 1968 y alcanzó una profundidad de 9.772’. Las pruebas efectuadas a partir del 10 de enero de 1969, arrojaron 2.621 BPD de 32,5° API y 2496 BPD de 26,6° API de los res ervorios T y U respectivamente. En la recomendación de perforación realizada por los geólogos de Texaco (1968), se establece como principal objetivo a la formación cretácica Hollín, basados en los resultados del pozo Lago Agrio 01 y, solo como “objetivos atractivos secundarios”, las areniscas U y T. Además sobre la base de un significativo “draping” de los sedimentos Tiyuyacu del Eoceno sobre la falla oriental de la estructura, deducen un origen pre-eocénico de la misma, considerando que este “crecimiento estructural temprano” es el factor clave para la acumulación de hidrocarburos en la Cuenca Oriente (presunción que demostró ser cierta). Shushufindi es el verdadero “El Dorado” tras el cual se lanzaron Pizarro y sus huestes, el mismo que se escondía no en un reino mágico sino en las entrañas de la Amazonía, El Dorado que sería descubierto varios siglos después. Shushufindi está entre los gigantes mundiales y, la perfección de su sistema le ha permitido entregar a Ecuador la mayor riqueza natural, al haber en los primeros meses del año 2002 sobrepasado los 1.000 millones de barriles. La producción del campo arrancó en agosto de 1972, alcanzando su pico en agosto de 1986 con un promedio diario para ese mes de 126.400 barriles. 84 En este campo se han perforado más de 140 pozos, doce de los cuales han acumulado una producción individual de más de 20 millones de barriles, estando entre ellos el pozo estrella de toda la cuenca Oriente: el Shushufindi-20 que cuenta con una producción acumulada de alrededor de 35 millones de barriles. La productividad de este pozo es tan extraordinaria que el solo tiene mayor producción que la mayoría de campos pequeños y medianos de Petroecuador. Este campo tuvo reservas iniciales probadas de 1.590 millones de barriles, que representan el 21,5% de todas las reservas de la Cuenca Oriente, restando aún alrededor de 600 millones de barriles por ser producidos. Su producción total equivale al 35% del total producido en el país. Este campo ha entrado ya en su etapa de madurez, y está ya envejeciendo, tras producir como un reloj perfectamente engranado sobre los 100 mil barriles diarios hasta abril del año 1994, cuando inicia un descenso sostenido hasta que la presente se encuentra con una producción de alrededor de 40.000 BPD. Históricamente este campo no ha dado mayores problemas en su operación, gracias a la nobleza de los reservorios y a la perfección de su sistema hidrodinámico. Sin embargo, en la actualidad plantea un reto mayor, que es el de determinar el régimen óptimo de producción en su etapa de depletación final. La situación actual del campo se resume en la tabla 3.1. y su gráfica en la figura 3.1 TABLA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI Estado actual de pozos Produciendo 86 Cerrados 25 Esperando por abandono 2 Abandonados 10 Inyectores 7 Reinyectores 15 Total 145 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico, 31 de julio del 2010. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara FIGURA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI AGUARICO FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico, julio del 2010 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara La producción actual del área (24 de agosto del 2010). 3.2. POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI TIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO En el campo Shushufindi pozos en la Estación Aguarico, los cuales se encuentran marcados en el mapa ubicación en la figura 3.2 a En el anexo No. 4 se presentan los diagramas actuales de los pozos con sistema de bombeo hidráulico que son objeto de análisis en este proyecto. Produciendo FIGURA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Aguarico, julio del 2010 Andrea Benavides y Enrique Vergara La producción actual del área Shushufindi es de 36.688 BPPD y Aguarico 1. DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO QUE TIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO En el campo Shushufindi-Aguarico se cuenta con 5 pozos en la Estación Norte y 2 pozos en la Estación Aguarico, los cuales se encuentran marcados en el mapa .2 a continuación. En el anexo No. 4 se presentan los diagramas actuales de los pozos con sistema de bombeo hidráulico que son objeto de análisis en este proyecto. Produciendo Cerrados Abandonado Inyectores Reinyectores 85 FIGURA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI- Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi es de 36.688 BPPD y Aguarico 1.424 AGUARICO QUE Aguarico se cuenta con 5 pozos en la Estación Norte y 2 pozos en la Estación Aguarico, los cuales se encuentran marcados en el mapa de En el anexo No. 4 se presentan los diagramas actuales de los pozos con sistema de bombeo hidráulico que son objeto de análisis en este proyecto. Cerrados Esperando por abandono Abandonados 86 FIGURA 3.2. MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI FUENTE: Departamento de Ingeniería Civil. Distrito amazónico. Petroproducción A B C D E F G H I J K LUG. COR. LUG. COR. LUG. COR. LUG. COR. 1 DE SSF. AL RIO AGUARICO AGU- 1 H-8 SSF- 30 C-30 SSF- 69 F-35 SSF- 98D H-21 2 AGU- 2 F-2 SSF- 31 F-19 SSF- 70 H-14 SSF- 107D J-14 3 AGU- 3 G-9 SSF- 32 E-20 SSF- 71 I-13 SSF- 108D I-17 4 ESTACION AGU- 4 I-7 SSF- 33 C-25 SSF- 72 G-23 SSF- 109D I-22 5 AGUARICO AGU- 5 I-8 SSF- 34 D-31 SSF- 73 G-27 SSF- 110D H-25 6 AGU- 6 I-7 SSF- 35 E-37 SSF- 74 F-25 SSF- 111D J-13 7 LIMONCOCHA AGU- 7 G-5 SSF- 36 G-18 SSF- 75 G-29 CDZ- 1 8 A OXY. AGU- 8 G-4 SSF- 37 B-24 SSF- 76 I-13 SSF- RW1 C-23 9 AGU- 9 I-10 SSF- 38 H-36 SSF- 77 H-22 SSF- RW2 D-19 10 AGU- 10 H-9 SSF- 39 G-37 SSF- 78 H-20 11 SSF- 1 I-21 SSF- 40 D-22 SSF- 79 G-31 12 SSF- 2 H-31 SSF- 41 D-36 SSF- 80 G-28 13 SSF- 3 H-16 SSF- 42 H-26 SSF- 81 G-22 14 SSF- 4 D-28 SSF- 43 J-25 SSF- 82 F-30 SSF- 109D H-21 15 SSF- 5 H-27 SSF- 44 I-25 SSF- 83 H-24 16 SSF- 6 G-30 SSF- 45 G-31 SSF- 84-96H G-25 17 SSF- 7 G-32 SSF- 46 G-17 SSF- 85 G-33 18 SSF- 8 H-25 SSF- 47 I-32 SSF- 86 H-17 19 NORTE SSF- 9 I-24 SSF- 48 I-30 SSF- 87 H-19 20 SSF- 10 F-24 SSF- 49 I-17 SSF- 88 G-19 21 SSF- 11 E-25 SSF- 50 F-38 SSF- 89 H-26 22 SSF. 40 SSF- 12B F-26 SSF- 51 J-16 SSF- 90-102H I-25 23 SSF- 13 I-26 SSF- 52 J-13 SSF- 91 H-28 24 SSF- 14 I-19 SSF- 53 F-15 SSF- 92 H-29 25 CENTRAL SSF- 15 H-20 SSF- 54 J-16 SSF- 93 F-30 26 SSF- 16 F-21 SSF- 55 K-14 SSF- 94 F-35 27 SSF- 17 E-27 SSF- 56 H-11 SSF- 95 H-36 28 SSF- 18 E-23 SSF- 57 H-13 SSF- 99 J-16 29 SSF- 19 H-23 SSF- 58 J-18 SSF- 101 D-36 30 SSF- 20 20B F-29 SSF- 59 J-12 SSF- 102 I-25 31 SSF- 21 I-29 SSF- 60 J-10 SSF- 105 B-26 32 SSF. SUR SSF- 22 E-30 SSF- 61 H-33 LIM- 1 C-6 33 SSF- 23 F-31 SSF- 62 H-21 LIM- 2 B-3 34 SSF- 24 F-36 SSF- 63 H-19 LIM- 3 C-5 35 SSF- 25 I-33 SSF- 64 I-20 LIM- 4 B-1 36 SUR OESTE SSF- 26 G-35 SSF- 65 H-24 LIM- 5 C-6 37 SSF- 27 E-34 SSF- 66 I-18 LIM- 6 C-4 38 SSF- 28 F-33 SSF- 67 G-29 LIM- 7 C-3 39 A LIMONCOCHA SSF- 29 E-32 SSF- 68 F-32 LIM- 8 A-3 3 2 10 35 L 25 47 42 37 4 5 1 6 8 7 9 A 2 8 7 60 5 10 3 1 4 6 w-10 30 22 22B 91 5 75 20 20B 80 42B 73 17 4 w-7 w-6 19 83 77 62 65 84-96H C I 13 44 9 43 1 12B 8 89 74 10 11 33 w-8 w-5 32 63 15 15B 16 81 72 18 78 w-1 64 90 102H 42 50 24 39 S 26 38 101 APALMERAS 45B 79 41 S 27 69 28 94 61 2 85 68 7 45 93 48 29 34 92 21 6 67 82 23 95 N w-2 w-3 53 46 86 36 88 31 9 3 51 55 70 52 71 76 57 w-4 56 59 14 87 58 66 49 54 99 105 111D 107D 98D 109D1 108D 87 3.2.1. POZO SSF-46 Este pozo está localizado al noroeste del campo, formando parte de la Estación Norte. Este pozo fue perforado entre el 2 y 22 de febrero de 1974 y se encuentra en funcionamiento desde dicho mes del mismo año. En este año, con la torre de perforación se bajó tubería de 9 5/8” hasta 342 pies y tubería de revestimiento de 5 ½” hasta los 9.500 pies. Los intervalos que se perforaron fueron los siguientes: Arena U 9.168 – 9.144 (24’) 4DPP Arena T 9.401 – 9.356 (45’) 4DPP Se bajó completación para flujo natural en la arena U, donde se obtuvo 560 BPPD con 0% de BSW. A continuación se presenta las tabla 3.2 con el historial de workovers, y los resultados de producción obtenidos en cada uno de ellos en la tabla 3.3. TABLA 3.2 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-46 Workover # Fecha Descripción 1 09-X-74 Estimulación de arenas U y T por fracturamiento. 2 22-III-77 Cambio de completación para gas lift 3 29-V-77 Cambio de completación y rectificación de profundidades de los mandriles de gas lift. 4 24-VI-82 Rediseño de gas lift y cambio de completación 5 12-VI.83 Cambio de completación. Estimulación con solventes. 6 19-VI-83 Cambio de completación por pescado de wireline. 7 11-XII-84 Cambio de completación. Diseño de Gas lift. 8 07-II-88 Realizar prueba de inyectividad a la arena U. 9 05-VIII-91 Bajar completación para evaluar con bombeo hidráulico. 10 25-VIII-92 Cambio de completación (Comunicación bajo minicavidad); Evaluación de UT por separado. Completar el pozo. 11 18-XII-92 Bajar bomba eléctrica sumergible 12 12-III-93 Reparación del equipo eléctrico sumergible. 88 TABLA 3.2 CONTINUACIÓN Workover # Fecha Descripción 13 01-VIII-96 Registro PSGT. Aislar T con CIBP. Evaluación de la arena U. Bajar BES. 14 04-IV-97 Aumentar densidad de disparos en la arena U. Evaluar. Rediseñar BES. 15 02-XI-97 Reparación de bomba eléctrica sumergible. 16 21-III-98 Reparación de bomba eléctrica sumergible. 17 04-VIII-98 Moler CIBP. Cambio de PPS a PPH. 18 09-IV-00 Cambio de completación por cavidad mala. 19 01-I-03 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. TABLA 3.3 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) 1 Antes 01-IX-74 Fuera de servicio Después 13-X-74 U + T PPF 936 1 140 2 21-III-77 Cambio de completación para gas lift 3 Antes 25-V-77 U + T PPG 2793 0,5 70 Después 12-VI-77 U + T PPG 2563 1,4 85 4 Antes 09-IV-82 U + T PPG 1579 0 50 Después 01-VII-82 U + T PPG 2167 1 46 5 Antes 04-V-83 U + T PPG 1093 10 50 Después Muerto 6 Antes Muerto Después 01-VII-87 U + T PPG 1257 10 60 7 8 9 Antes Cerrado completación para inyector Después Cerrado espera evaluación sin torre 10 Antes Cerrado Después Cerrado 11 Antes Cerrado (BHA para evaluar sin torre) Después 26-XII-92 T PPS 222 78 70 12 Antes 01-III-93 Fuera de servicio Después 17-III-93 T PPS 339 62 75 13 Antes 14-V-95 T BES OFF Después 06-IX-96 U PPS 357 2,2 60 89 TABLA 3.3 CONTINUACIÓN Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) 14 Antes 10-III-97 U PPS 90 1,2 60 Después 19-IV-97 U PPS 239 1,8 60 15 Antes 16-VIII-97 U BES OFF Después 05-XI-97 U PPS 212 10 50 16 Antes 20-II-98 U BES OFF Después 25-III-98 U PPS 141 7 110 17 Antes 30-V-98 U BES OFF Después 16-X-98 T PPH 366 68 80 18 Antes Cerrado por cavidad mala Después 19-IV-99 T PPH 191 50 70 19 Antes Cerrado por comunicación tubing-casing Después 15-I-03 U PPH 272 43 100 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. En agosto del año 1998 se ejecuta el WO#17 donde se realizó el cambio de sistema de levantamiento artificial de Bombeo Electrosumergible a Bombeo Hidráulico debido a problemas de funcionamiento de las BES. Se baja completación hidráulica definitiva con cavidad Kobe tipo E con dos packers en tubería 2 7/8 mientras se va midiendo, calibrando y probando con 3.000 psi de presión cada 20 paradas. Luego de las pruebas de presión se desplaza la bomba jet, y se prueba la arena U obteniéndose como resultado: BFPD=96; BSW=100%, Piny=3500 psi, jet 9-A, (recuperación=24 bls en 6 horas) en el transcurso de 6 horas. En la siguiente tabla 3.4, se indica los costos del workover número 17, en razón de que en éste se realiza el cambio de Sistema de Levantamiento Artificial. 90 TABLA 3.4 COSTOS DE CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DEL POZO SSF-46 Operación Precio de contado ($) Costo mensual ($) Movimiento de la torre (28,8 km) 2600 Trabajo de la torre (6 días + 10 horas) 14752 Supervisión y transporte 4594 Químicos 692 2000 Equipo de subsuelo 30000 Supervisión, instalación eléctrica e hidráulica 570 Unidad wire line más spooler 1941 Unidad de bombeo 1132 TOTAL 26281 32000 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.5 TABLA 3.5 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-46 Pb: 1.010 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 80 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 2.296 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 26,1 Tubería: GOR: 355 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.144 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 7.500 Casing: L: 9.144 pies • OD: 5,5 pulg Fw: 0,0321 • ID: 4,892 pulg Bomba: JET 9-I FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 91 3.2.2. POZO SSF-49 Se convirtió en un pozo productor desde el año de 1974, su mecanismo de producción fue a flujo natural. En el año de 1978 se instalaron mandriles de gas lift en un trabajo exitoso que aumentó la producción de 1.525 a 4.121 BPPD. En el año 1983 se baja la instalación de bomba reda DN-1350 en el WO#4 con una recuperación de 1.071 BPPD A partir de ese año se realizan varias reparaciones al sistema eléctrico sumergible y cambios de completación por fuga o corrosión. En el WO#12 se cambia el sistema a levantamiento por Gas, pero el pozo falla, por lo que se intenta realizar tratamientos con solventes en la arena U sin éxito, se intenta arrancar el pozo y se circula gas sin éxito, motivo por el cual, se cierra el pozo. A continuación se presenta las tablas 3.6 con el historial de workovers, y los resultados obtenidos en cada uno de ellos en la tabla 3.7 del pozo SSF-49 TABLA 3.6 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-49 Workover # Fecha Descripción 1 19-IV-77 Estimulación de la arena U con fracturamiento y la arena T mediante acidificación 2 29-XII-78 Instalación de mandriles de gas lift 3 10-VII-79 Recuperación del tapón RZR y herramientas dejadas en el pozo. 4 24-VIII-83 Se bajó instalación de bomba REDA (DN-1300) 5 05-I-85 Aislamiento de la entrada de agua con cementación forzada. Chequeo de casing. Repunzonamiento de las arenas U y T, se baja bomba eléctrica sumergible. 6 27-III-86 Reparación de la instalación REDA. Cementación forzada en las arenas Hollín y T. Evaluación de la arena U. 7 26-III-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible 8 06-VI-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible y B’UP en la arena U. 9 10-VII-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible. Toma de registro de corrosión del casing. 10 06-X-91 Reparación del equipo eléctrico sumergible 92 TABLA 3.6 CONTINUACION Workover # Fecha Descripción 11 18-III-92 Reparación de la bomba eléctrica sumergible e instalación. 12 01-XI-98 Evaluación de la arena U. Cambio de PPS a PPG. 13 15-XI-98 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. 14 24-II-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. 15 22-X-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. 16 16-III-04 Redisparar la arena T, evaluación con B’UP, diseñar y bajar BES. 17 29-III-07 Cambio de completación para Bombeo Hidráulico. 18 15-V-07 Cambio de completación por pescado (B/JET + herramienta de pesca WL). 19 23-VIII-07 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. 20 23-III-09 Cambio de completación por obstrucción metálica baja cavidad. 21 04-XII-09 Cambio de completación de Bombeo Hidráulico por comunicación bajo cavidad. FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. TABLA 3.7 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-49 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) 1 Antes Estimulación de la arena U con fracturamiento y la arena T mediante acidificación. Después 2 Antes 07-XI-78 UT PPF 1525 0,5 30,8 Después 07-I-79 UT PPG 4121 0,3 31,6 3 Antes 02-VI-79 UT PPG 3519 21 31 Después 23-VII-79 UT PPG 4200 21 31,3 4 Antes 15-VIII-83 UT PPG 1145 30 28 Después 28-VIII-83 UT PPS 1071 30 29,5 5 Antes 08-XII-84 UT PPS 560 58 27,2 Después 10-XII-85 UT PPS 531 70 28 6 Antes Bes fuera de servicio Después 29-III-89 U PPS 661 10 28 7 Antes 21-III-89 Bes fuera de servicio Después 02-IV-89 U PPS 909 0,3 27 8 Antes 02-V-89 Bes fuera de servicio Después 17-VI-89 U PPS 1051 0,2 27 9 Antes 03-VII-89 Bes fuera de servicio Después 22-VII-89 U PPS 1073 0,2 27 93 TABLA 3.7 CONTINUACIÓN Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) 10 Antes 21-IX-91 Bes fuera de servicio Después 18-X-91 PPS 1018 0,2 27 11 Antes 05-III-92 Bes fuera de servicio Después 20-III-92 U PPS 1039 0,2 27 12 Antes 27-IX-98 Bes fuera de servicio Después 01-XI-98 U PPG Packer desasentado 13 Antes 06-XI-98 U PPG 369 10 26,7 Después 22-XI-98 U PPG 1167 1,6 26,7 14 Antes 11-II-00 U PPG 389 36 26,7 Después 14-III-00 U PPG 533 40 26,7 15 Antes 30-VIII-00 U Cerrado por comunicación tbg-csg Después 25-XI-00 U PPG 231 70 26,7 16 Antes 17-XI-01 U Cerrador por bajo aporte Después 25-III-04 U PPG 150 48 26 17 Antes 04-VI-06 T+U Cerrador por comunicación tbg-csg Después 07-IV-07 T+U PPH 150 74 27 18 Antes 20-IV-07 T+U Cerrado por pescado Después 19-V-07 T+U PPH 95 84 27 19 Antes 04-VIII-07 T+U Cerrado por comunicación tbg-csg Después 01-IX-07 U PPH 46 75 27 20 Antes 25-II-09 T+U Cerrado por obstrucción bajo cavidad Después 27-III-09 U PPH 186 61,9 27 21 Antes 21-XI-09 U Cambio de completacion de PPH por comunicación bajo cavidad. Después 05-XII-09 U PPH 166 62,7 27 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. Posteriormente, en el WO#17 se cambia a sistema de bombeo hidráulico, siendo éste un trabajo satisfactorio en el que se recuperan 150 BPPD de 27 °API, con 74% de BSW, con una bomba tipo jet 9-I a un costo total de $59.275. A continuación se muestra en la tabla 3.8 los costos reales del cambio a levantamiento por bombeo hidráulico en razón del cambio de levantamiento artificial. 94 TABLA 3.8 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-49 Costos reales Compañía Servicio Material Gasto Petrotech-01 Movimiento de la torre 60 km 5000 Petrotech Trabajo de la torre 3días+8horas 15635 Petrotech Supervisión y transporte 2303 Químicos 2000 Equipo de subsuelo 30000 Dygoil Unidad de wire line 1039 Petrotech Servicio de vaccum 670 Sertecpet Evaluación con jet 2628 Total 59275 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. Para mayo del 2007 bajo la producción a 87 BPPD. En el WO#21 se cambia la completación de bombeo hidráulico por comunicación bajo cavidad, se obtiene un trabajo satisfactorio que recupera producción +/- 160 BPPD. Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.9 TABLA 3.9 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-49 Pb: 1.010 psi Qs: 520 bl/día Pwh: 90 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 1.449 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 27 Tubería: GOR: 260 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 9.040 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 68.800 Casing: L: 9.040 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,774 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 8-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 95 3.2.3. POZO SSF-66 Las operaciones de perforación de este pozo se iniciaron en diciembre de 1985 con broca de 13 ¾” de diámetro, con la cual se perforan hasta 2.035 pies, luego con broca 9 7/8” de diámetro se perforan hasta los 9.337 pies. Se reacondiciona el pozo con tubería de 7”, 242 tubos N-80 hasta los 9.346 pies. Con cañón de 4” a 4 DPP se punzona según registro de inducción los siguientes intervalos: Arena T 9.248 – 9.253 (5’) Arena U 9.016 – 9.039 (23’) 9.256 – 9.268 (12’) 9.049 – 9.059 (10’) El pozo produce inicialmente con sistema de gas lift, y el primer workover se realiza en el año de 1989 para cambio de completación por fuga en la tubería. A partir del reacondicionamiento realizado en el workover #05 se realiza un cambio de completación de gas lift por comunicación tubing-casing, del cual resulta un trabajo parcialmente satisfactorio y el pozo no recupera potencial porque la arena U queda con daño por emulsión y bloqueo por invasión de fluido de control. En las tablas 3.10 y 3.11 se presenta el historial de workovers y los resultados de los mismos respectivamente. TABLA 3.10 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-66 Workover # Fecha Descripción 1 21-II-89 Cambio de completación por fuga en la tubería. Evaluación de la arena U. Tratamiento anti incrustaciones. 2 27-X-99 Cambio de completación por posible comunicación tubing-casing. Pesca. 3 27-X-99 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. Repunzonamiento y evaluación de la arena U. 4 18-VI-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. 5 31-X-09 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. 6 22-XI-09 Cambio de completación por comunicación tubing-casing (camisa defectuosa). Se baja completación para evaluación sin torre. FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 96 TABLA 3.11 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) 1 Antes Cerrado Después 23-XI-89 U PPG 1186 20 NR 2 Antes 14-X-99 U PPG 1216 0 96 Después 30-X-99 U PPG 234 11 35 3 Antes 12-XI-99 U PPG 255 2 90 Después 30-X-99 U PPG 552 2,4 73 4 Antes 09-VI-00 Comunicación tubing-casing Después 03-VII-00 U PPG 278 5,6 78 5 Antes 01-X-09 U Com. Tub- Csg 595 13 27,2 Después 19-X-09 PPG 0 No aporta camisa defectuosa 6 Antes 16-XI-09 U GAS LIFT 248 18 144 Después 05-XII-09 U PPH 250 20 60 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. Se cambió de sistema de levantamiento a hidráulico por comunicación tubing- casing en el workover #06, en el 2009 cuyos costos se presentan en la tabla 3.12. TABLA 3.12 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-66 COSTOS REALES Compañía Servicio Material Gasto Petrotech Movimiento de la torre 85 km 10200 Petrotech Trabajo de la torre 2dias+19horas 16416 Petrotech Supervisión y transporte 1116,67 Químicos 978 Equipo de subsuelo/superficie 30000 Dygoil Unidad de wire line 1403,2 Petrotech Servicio de vaccum (mtu) 2178,9 Total 62292,77 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 97 Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.13 TABLA 3.13 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-66 Pb: 1.010 psi Qs: 450 bl/día Pwh: 64 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 1.219 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 26 Tubería: GOR: 152 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 8.974 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 46.550 Casing: L: 8.974 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,04 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-J FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 3.2.4. POZO SSF-99 Las operaciones de perforación de este pozo se inician en el mes de abril del año 1998. Posterior a los registros de cementación realizados, se bajó completación TCP en tubing 3 ½”, se correlaciona profundidad, se suelta una barra detonadora y se punzona con cañones de 4 5/8” a 5 DPP los siguientes intervalos: Arena T i 9.314 – 9.330 (16’) Arena U 9.119 – 91.18 (8’) 9.292 – 9.304 (12’) 9.092 – 9.102 (10’) De la arena T no se obtuvo producción, mientras que en la arena U se produjo 797 BPPD con un BSW del 19%. La arena U ha producido siempre con el sistema de bombeo hidráulico. En septiembre del 2003 se realiza el Workover #02 para perforar la zona de Basal Tena en el intervalo: BT 8.320 – 8.340 (20’) 5 DPP. 98 Con una exitosa operación que incrementa en +/- 894 BPPD el cual produce con bombeo electrosumergible. En mayo del 2008 se realiza el Workover #04 por cambio de completación por hueco en tubería, este trabajo resulta no satisfactorio, por lo que luego de la evaluación se cierra el pozo por bajo aporte y alto BSW. En las tablas 3.14 y 3.15 se presentan el historial de workovers y los resultados de los mismos respectivamente. TABLA 3.14 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-99 Workover # Fecha Descripción 1 23-VII-98 Cambio de completación por empacadura FH desasentada 2 01-XII-03 Cambio de completación por empacadura FH desasentada 3 15-III-06 Repunzonamiento de la arena Basal Tena. Evaluación y rediseño de BES. 4 10-V-08 Cambio de completación por hueco en tubería bajo primer packer. FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. TABLA 3.15 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-99 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) 1 Antes 04-VII-98 UT Packer desasentado Después 23-VII-98 U Se espera la instalación de Superficie 2 Antes 02-IX-00 Se cierra el pozo por alto BSW en U Después 08-XII-03 BT PPS 894 0,8 3 Antes 12-II-06 BES OFF Después 21-III-06 TS PPH 337 22,17 4 Antes 04-V-08 TS Se cierra pozo por hueco bajo packer Después 16-V-08 U PPH 61 84 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 99 En Junio del año 2008 se realiza un reacondicionamiento para la estimulación de la arena Basal Tena, lo cual resulta en un trabajo exitoso en el cual el pozo queda produciendo +/- 230 BPPD. Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.16 TABLA 3.16 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-99 Pb: 807 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 74 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 1.100 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 26,3 Tubería: GOR: 263 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 8.330 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 30.570 Casing: L: 8.330 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,404 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 3.2.5. POZO SSF-108D En junio del 2006 se realizan las operaciones de completación y pruebas iniciales del pozo direccional Shushufindi 108 del cual el resultado no es satisfactorio, ya que posterior al Workover el BSW se incrementa del 47% al 91%. Inicialmente produce por el método electro-sumergible de la zona U inferior. Como consecuencia del BSW, la producción baja de 284 a 47 BPPD, un crudo de 31,4 API. De la arena Ui se punzona el intervalo entre: Arena U inf 9.628 – 9.648 (20’) En el Workover #01 se realiza una cementación forzada a arena U inferior, se repunzona esta arena a 9.628 – 9.648 (20’), se evalúa y se rediseña la BES. Sin embargo el trabajo no es exitoso ya que al evaluar con la unidad MTU se tiene 100 tubería colapsada. En las tablas 3.17 y 3.18 se muestran los historiales de workovers y los resultados de los mismos respectivamente. TABLA 3.17 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-108D Workover # Fecha Descripción 1 16-VI-07 Realización de una cementación en la arena Ui. Repunzonan la arena Ui. Evaluación y diseño de BES. 2 20-X-07 Cambio de completación por tubing colapsado. FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara TABLA 3.18 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-108D Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW °API 1 Antes 05-V-07 Ui PPH 94 83 31,4 07-V-07 Prueba tbg con c/bomba. Existe comunicación tub-csg. Después 18-VI-07 Ui PPH 64 47 31,4 2 Antes Pozo cerrado. Tubing obstruido a 3800' Después 03-XI-07 Ui PPH 165 14 20.5 FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara En octubre del 2007 se hace el cambio de completación por tubing colapsado. La tabla 3.20 muestra los costos de cambio de levantamiento artificial y la tabla 3.21 muestra su situación actual. TABLA 3.20 COSTOS POR CAMBIO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-108D Costos reales Compañía Servicio Material Gasto Triboilgas-06 Movimiento de la torre 18 km 7581,06 Triboilgas-06 Trabajo de la torre 3 días + 11 horas 22186,32 Geopetsa-03 Movimiento de la torre 16 km 7000 Geopetsa-03 Trabajo de la torre 16 días + 20 horas 128042,57 Geopetsa-03 Supervisión y transporte 15166,61 Químicos 1960,02 Petroproducción Equipo de subsuelo 40000 Dygoil Unidad de wire line 1204,64 Schlumberger Unidad de cable electrico cibp +cañoneo Químicos 29902 Total 230856,9 FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 101 TABLA 3.21 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-108D Pb: 1.010 psi Qs: 450 bl/día Pwh: 75 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 1.231 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 25,3 Tubería: GOR: 180 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 9.080 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 39.200 Casing: L: 9.637 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,648 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 3.2.6. POZO AGU-01 Este pozo se perforó en el año 1969 y su completación se realizó el 06 de abril del año 1969. Las perforaciones iniciales fueron en la arena U: 9.276’-9.294’ (18’). En las tablas 3.22 y 3.23 se muestran los historiales de workovers y sus resultados. TABLA 3.22 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-01 Workover No Fecha Descripción 1 01-V-78 Re perforación a 2 DPP en la arena U. 2 05-IV-81 Punzonan la arena T y bajada de la instalación para BES. 3 13-VII-81 Se saca bomba REDA y se baja tubería de producción. 4 30-VI-83 Instalación de válvulas de gas. 5 14-VII-84 Se baja completación eléctrica sumergible. 6 17-I-85 Se repara bomba REDA. 7 13-VI-86 Se cambia bomba eléctrica. 8 14-V-91 Se realiza cambio de tubería de producción por rotura. 9 02-VIII-91 Bajar revestidor de 5 ½” hasta 9350’, reponzanamiento de la arena U. Evaluación y bajada de completación para gas lift. 10 13-VII-92 Punzonan la arena G2 y evaluación, evaluación de la arena T. Se cambia la completación por rotura de tubería de producción. 11 16-VII-93 Se cambia la completación por hueco en tubería. 12 08-III-94 Cambio de completación y cabezal. 13 29-VI-94 Cambio de tipo de levantamiento de PPG a PPH. 14 14-XI-95 Se cambia completación por cavidad Kobe mala. 15 20-IV-01 Se realizó cambio de BHA por comunicación tubing-casing. 16 20-VI-03 Se realizó cambio de BHA por comunicación tubing-casing FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 102 TABLA 3.23 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-01 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) 1 Antes 18-II-76 U PPF 2732 0,8 82 Después No hay registro en archivo 2 Antes 23-III-81 U PPF 1932 0,2 70 Después Prueba no registrada por falta de energía eléctrica 3 No hay registro en archivo 4 Antes 02-VI-83 U+T PPF 2300 3 84 Después 08-VII-83 U+T PPG 3124 3 70 5 Antes 02-VII-84 U+T PPG 2096 5 90 Después 15-VII-84 U+T PPS 2822 5 130 6 Antes Muerto Después 18-I-85 U+T PPS 2950 10 100 7 Antes 03-VI-86 U+T PPF 1993 15 70 Después 13-VI-86 U PPS 2765 14 100 8 Antes 26-IV-91 U PPS 1574 42 122 Después 11-VI-91 U PPS 1552 50 82 9 Antes 28-VI-91 Bes off Después 05-VIII-91 U PPG 1623 0 78 10 Antes 22-II-92 Cerrado por tubería rota Después 13-VII-92 U PPG 244 80 115 11 Antes 12-VII-93 U PPG 138 54 65 Después 22-VII-93 U PPG 540 55 98 12 Antes 24-II-94 U PPG 531 54 140 Después 12-III-94 U PPG 622 54 96 13 Antes 08-VI-94 U PPG 588 58 102 Después 07-VII-94 U PPH 1031 8 190 14 Antes 04-XI-94 G-2 PPH 110 61 90 Después 07-VII-95 U PHH 528 55,8 80 15 Antes 28-II-01 Pozo cerrado por comunicación tbg-csg Después 01-IV-01 U PPH 519 61 80 16 Antes 02-VI-03 U PPH 379 54.6 75 Después 24-VI-03 U PPH 413 53,1 109 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.24 103 TABLA 3.24 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-01 Pb: 1.010 psi Qs: 1.540 bl/día Pwh: 88 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 1.470 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 24 Tubería: GOR: 690 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.280 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 73.400 Casing: L: 9.280 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,606 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 11-K • FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 3.2.7. POZO AGU-08 Este pozo se perforó en el año de 1972 y su completación se terminó el 20 de septiembre de 1972. Los intervalos que se perforaron inicialmente fueron: Napo U 9.199’ – 9.220’ (21’) Napo T 9.422’ – 9.439’ (17’) 9.230’ – 9.243’ (13’) Las tablas 3.25 y 3.26 muestran el historial de workovers y sus resultados. TABLA 3.25 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-08 Workover # Fecha Descripción 1 27-II-79 Aislamiento de agua, se repunzonó y disparó la arena U. 2 27-III-81 Se baja instalación de BES REDA. 3 08-I-83 Se repara bomba REDA 4 24-III-83 Se repara BES. Se estimula con solventes y tratamiento antiescala. 5 31-VII-83 Se repara BES. Se estimula con solventes y tratamiento antiescala. 6 07-VII-84 Se aísla corte de agua de la arena U. Se cambia a levantamiento por gas. Se evalúa la arena T. 7 30-III-05 Se redispara y evalúa la arena Basal Tena. Se completa de acuerdo a resultados. 8 10-VII-06 Se recupera tubería de 2 7/8”. 9 28-IV-09 Moler CIBP. Punzonar los intervalos de la arena Us. Evaluar las arenas T y Us por separado. FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos, Distrito Oriente, Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 104 TABLA 3.26 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-08 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi) 1 Antes 11-I-79 Muerto Después 8-III-79 U PPF 870 2-5 70 2 Antes 18-III-81 U PPF 415 30 62 Después No hay registro en archivo 3 Antes 11-XII-83 Muerto Después 21-I-83 U PPS 313 60 104 4 Antes Muerto Después 25-III-83 U PPS 347 50 130 5 Antes Muerto Después 01-VIII-83 U PPS 365 60 120 6 Antes Muerto Después Muerto 7 Antes Muerto Después 30-III-05 Completado para evaluar sin torre 8 Antes 30-III-05 Cerrado Después 10-VII-06 Cerrado 9 Antes 4-X-09 Us PPH 306 15 CTK Después 24-X-09 Us PPH 356 1 CTK FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.27 TABLA 3.27 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-08 Pb: 350 psi Qs: 600 bl/día Pwh: 96 psi ૄ ܗ = 1,1825 cp Pwf: 691 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 34 Tubería: GOR: 233 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.112,5 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 56.000 Casing: L: 9.112,5 pies • OD: 5,5 pulg Fw: 0,711 • ID: 4,892 pulg Bomba: JET 8-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara. 105 3.3. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI- AGUARICO 3.3.1. GENERALIDADES La expresión “agua de formación” es una clasificación de aguas que pueden producirse en las operaciones petrolíferas o gasíferas. Otra clasificación de uso frecuente, como descripción general del tipo de agua es: agua producida (agua de formación) y agua de inyección. Estas expresiones generales "producida" o de "inyección" usualmente son los únicos adjetivos requeridos en discusiones o informes en la mayoría de operaciones de campo. Los puntos de interés específico pueden ser: la fuente de agua, contaminantes arrastrados, pH, volúmenes que deben manejarse y las variaciones de todos los factores que pueden anticiparse durante la operación. Los estudios del agua producida pueden clasificarse en dos categorías: estudios específicos de solución rápida como: incrustaciones, corrosión, problemas causados por bacterias, obstrucción de la formación, etc. Otros estudios requeridos son de detalle para proyectar las operaciones futuras del agua. Con este tipo de estudio puede estimarse el equipo, los procedimientos y los costos que permitan determinar la factibilidad económica de un proyecto. 3.3.2. MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA TENDENCIA A LA FORMACIÓN DE ESCALA 3.3.2.1. Análisis Cuantitativo de las Aguas de Formación Los análisis del agua de formación usualmente se llevan a cabo en el laboratorio o en el campo a fin de determinar sus características físicas y químicas, muchas de las cuales, pueden cambiar rápidamente después del muestreo, entre ellas se encuentran las siguientes: pH, temperatura, contenido de gas disuelto, sólidos 106 suspendidos y población bacterial. Es de gran importancia, entonces, medir las variables en el campo para obtener mayor precisión. 3.3.2.2. Significado de constituyentes y propiedades 3.3.2.2.1. Cationes Ión Sodio Es el mayor constituyente en las aguas de formación, pero no causa problemas, excepto por la precipitación de cloruro sódico en aguas extremadamente saladas. Ión Calcio Es el mayor constituyente en formaciones saladas y puede alcanzar valores de hasta 30.000 mg/L, aunque su concentración normalmente es más baja. El ión calcio es importante debido a su capacidad de combinación con los iones bicarbonato, carbonato o sulfato y precipita para formar incrustaciones adherentes o sólidos suspendidos. Ión Magnesio Se presenta usualmente en concentraciones inferiores a las de calcio. Tiende a aumentar los problemas de incrustaciones de carbonato de calcio por co- precipitación con el ión calcio. Los iones sulfato que están ligados al magnesio no estén disponibles para formar escalas de sulfato. EI ión magnesio tiene la habilidad de formar un compuesto que permanece en solución. Hierro El contenido natural del mismo en aguas de formación normalmente es muy bajo y su presencia es un indicativo de corrosión. Puede estar presente como ión férrico o ferroso, también se lo puede encontrar en suspensión como un compuesto de hierro precipitado. Los valores de concentración de hierro se usan para monitorear la corrosión en el sistema, y su presencia es considerada como la principal causa de taponamientos. 107 Bario Es de gran importancia debido a su habilidad para combinarse con el ión sulfato y así formar sulfato de bario, el cual es extremadamente insoluble. Aun la presencia de pequeñas cantidades puede causar daños severos. Estroncio Puede combinarse con el ion sulfato y transformar sulfato de estroncio insoluble que a menudo se encuentra en incrustaciones mezcladas con el propio sulfato de bario. 3.3.2.2.2. Aniones lón Cloruro Es el mayor constituyente en aguas de formación producida y su ausencia es notoria en aguas dulces. La mayor fuente del ión cloruro es el NaCl, de modo que la concentración del ión cloruro es usada como una medida de la salinidad del agua. El principal problema que presenta el ión cloruro es la relación del grado de corrosión con el incremento de la salinidad en el agua, es decir, mientras más salada es el agua de formación mayor es la corrosión. Así, la determinación de la concentración de cloruro es una de las formas más fáciles para identificar el tipo de agua. Ión Sulfato Su presencia es un problema debido a su habilidad para reaccionar con el calcio, bario o estroncio y formar incrustaciones insolubles. Sirve además como alimento para las bacterias reductoras de sulfato. Ión Bicarbonato Está presente en casi todas las aguas de formación, puede reaccionar con los iones calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio para formar incrustaciones insolubles. La concentración del ion bicarbonato es algunas veces llamada alcalinidad al anaranjado de metilo. 108 Ión Carbonato Puede también reaccionar con los iones calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio para formar incrustaciones insolubles. Los iones carbonato rara vez están presentes en aguas producidas porque el pH es usualmente muy bajo (menor a 8,3). La concentración del ión carbonato es a veces llamada alcalinidad a la fenolftaleína. 3.3.2.3. Incrustaciones en el Agua de Formación Del gran número de las posibles incrustaciones formadas en el agua, sólo unas pocas son comúnmente encontradas en el agua de los campos petroleros. Carbonato de calcio Es afectado por la presión parcial del dióxido de carbono, puesto que su presencia aumenta la solubilidad del carbonato de calcio. Cuando el dióxido de carbono se disuelve en agua se forma ácido carbónico, que se ioniza de acuerdo a una serie de ecuaciones. Sólo un pequeño porcentaje de iones bicarbonato se disocia para la mayoría de aguas de inyección. La solubilidad del carbonato de calcio se incrementa cuando aumenta la presión parcial del dióxido de carbono. El efecto es menos pronunciado cuando se incrementa la temperatura. La cantidad de dióxido de carbono presente afecta el pH del agua y la solubilidad del carbonato de calcio. Sin embargo, un pH más alto presenta una mayor probabilidad a la precipitación. La solubilidad del carbonato de calcio en un sistema de dos fases se incrementa con el aumento de la presión por diferentes razones como el incremento de la presión total que aumenta la presión parcial del dióxido de carbono e incrementa la solubilidad del carbonato de calcio en el agua. 109 Contrario a la mayoría de compuestos el carbonato de calcio se vuelve menos soluble con el incremento de la temperatura. Sulfato de calcio La mayoría de los depósitos de sulfato de calcio son yeso, los cuales se forman en las aguas de formación a temperaturas menores que 176°F (80°C), según Oddo-Tomson. Entre 176°F (80°C) y 250°F (121°C), cualquiera de l es tres tipos de sulfato de calcio pueden formarse (yeso, anhidrita, semi-hidrato). EI pH no presenta casi ningún problema en la solubilidad del sulfato de calcio. EI incremento de la presión aumenta la solubilidad de todas las formas de sulfato de calcio debido a las consideraciones termodinámicas. La caída de presión es una de las principales causas de depositación de las incrustaciones de sulfate de calcio en los sistemas de reinyección. Sulfato de bario Es la incrustación menos soluble (aproximadamente 2.3 mg/L a 77°F (25°C) en agua destilada). La solubilidad del sulfato de bario se incrementa con la temperatura hasta cuando se alcanzan los 212°F, per o muy lentamente, lo que conlleva a que el sulfato de bario sea insoluble aun cuando se tienen altas temperaturas, pero tiene un aumento importante en la solubilidad con la presencia de sales diferentes, tal como el carbonato de calcio, el sulfato de calcio y el cloruro de sodio. Sin embargo, las caídas de presión son la principal causa de los depósitos de incrustación de sulfato de bario en los sistemas de reinyección. EI pH no presenta efecto sobre la solubilidad del sulfato de bario. 110 Compuestos de hierro Los iones de hierro pueden estar presentes en el agua de forma natural o por producto de la corrosión. Las aguas de formación normalmente contienen pocos mg/L de hierro natural y valores altos como 100 mg/L son raros de encontrar. Sin embargo, estos valores altos son el resultado de la corrosión. Así, como los compuestos de hierro precipitado son causas comunes de formación de incrustaciones y del taponamiento de pozos de inyección, también son un indicativo de problemas de corrosión serios. La corrosión es normalmente el resultado del dióxido de carbono, del sulfuro de hidrógeno o del oxígeno, disueltos en el agua. La formación o no de incrustaciones dependerá del pH del sistema y la formación de las mismas es más probable con un valor de pH superior a 7. EI sulfuro de hidrógeno formará sulfuro de hierro como un producto de la corrosión, el cual es bastante insoluble y usualmente forma incrustaciones adherentes delgadas. EI oxígeno se combina para formar hidróxido ferroso, hidróxido férrico y óxido férrico que resultan al entrar en contacto con el aire. 3.3.2.4. Descripción de los Productos Químicos Utilizados en el Tratamiento Químico del Agua de Formación del Campo Shushufindi. Inhibidor de incrustaciones Los depósitos son acumulaciones de sedimentos o sólidos asentados que se fijan en un punto del sistema donde la velocidad del agua disminuye a un nivel tan bajo que no es capaz de arrastrar al material en la corriente. Para el tratamiento de las incrustaciones se han desarrollado productos basados en fosfonatos y poliacrilatos, los cuales actuarán cambiando la estructura del cristal y dispersará los sólidos. Inhiben la formación de incrustaciones de carbonato de calcio y magnesio principalmente. Se inyecta en forma continua a la entrada del Wash Tank a una concentración media de 10,5 ppm. 111 Inhibidor de corrosión Es un inhibidor fílmico que se adhiere a la superficie interna metálica y evita el contacto del agua salina con el metal. Se inyecta a la descarga del Wash Tank en forma continua con una concentración promedia de 3ppm. Ocasionalmente se utiliza químico limpiador de carbonatos y diesel para la limpieza de las bombas. Biocidas Se les denomina así a los productos químicos usados en el control del crecimiento de los microorganismos perjudiciales en los sistemas de tratamiento de aguas de formación, evitando que la colonia bacteriana y otros microorganismos sea uno de los factores que vayan a aportar elementos que aumenten la velocidad de corrosión. Se ha diseñado un químico bactericida para atacar a las Bacterias Sulfato Reductoras, que son las generadoras de corrosión. Para el monitoreo se realiza un cultivo de bacterias con conteo diario. La dosificación del biocida se lo realiza en lotes de 200 ppm. Surfactante Limpia las paredes de sólidos y ayuda a mantenerlos en suspensión. Se lo aplica a la descarga del Wash Tank a una concentración de 3 ppm. Floculante Reúne partículas floculadas en una red, formando puentes de una superficie a otra y enlazando las partículas individuales en aglomerados. Es útil para mejorar la eficacia en el proceso de filtración agrupando, como se dijo anteriormente, las partículas en suspensión y formando flóculos. Las sustancias que se usan en la floculación son compuestos de hierro y aluminio, usualmente sulfatos. Coagulante Un producto funciona como coagulante cuando posee las siguientes propiedades: 112 • Reacciona como álcali, produciendo compuestos complejos que actúan favorablemente para la formación de flóculos. • La superficie de flóculos que se forma debe ser grande, permitiendo la absorción de materiales disueltos como los coloides en suspensión. • Producen una solución de iones positivos de gran reducción del potencial zeta. Dentro de los coagulantes más comunes se tiene: • Los coagulantes metálicos (alumbre y sales de hierro), son los más empleados en la clarificación del agua. Estos productos actúan como coagulantes y floculantes a la vez. Aun cuando inicialmente en el agua no haya sólidos suspendidos, los coagulantes metálicos forman flóculos que enredan a los coloides desestabilizados. • Los polímeros que se dividen en coagulantes y floculantes. Los polímeros coagulantes son moléculas positivamente cargadas de peso molecular relativamente bajo. Aunque muestran cierta tendencia a enlazar, no son tan efectivos como los polímeros floculantes, los cuales tienen pesos moleculares más altos, y proporcionan largos puentes entre los flóculos pequeños, para promover el crecimiento de la partícula. Se adiciona continuamente a la entrada del clarificador y sirve para acumular los sólidos suspendidos totales. A menudo, se lo inyecta diluido en una concentración de 0,3 ppm. Demulsificante Es un producto que se utiliza para separar el aceite presente en el agua, dado que el petróleo o aceite en agua es otro de los mayores contaminantes que causa incremento en la turbidez del agua. Se han tenido valores históricos de 10 a 1.000 ppm. Se lo inyecta en el tanque de lavado. Al momento no se da tratamiento al agua porque la planta de tratamiento está fuera de servicio. 113 3.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL E IMPACTO AMBIENTAL 3.4.1. POLÍTICA EMPRESARIAL Proteger la Salud de los trabajadores de la Empresa y proveerles de Seguridad en su trabajo, es parte fundamental de la política de Petroproducción. La Empresa considera que la mayoría de accidentes, lesiones y enfermedades profesionales se pueden prevenir con un adecuado entrenamiento y un desempeño seguro en cada área de trabajo. Petroproducción tiene el compromiso de prevenir accidentes por lo que debe proveer herramientas adecuadas, sitios de trabajo y equipos de seguridad que garanticen un trabajo seguro en nuestras instalaciones, ya que la política de salud y seguridad industrial se basa en los procedimientos preventivos. 3.4.2. OBJETIVO DEL REGLAMENTO El objetivo del reglamento es dar las herramientas, procedimientos y reglas de seguridad que servirán para que las operaciones se desarrollen con seguridad e impulsando la prevención de los riesgos de trabajo, enmarcados dentro de la política de la empresa de salvaguardar la integridad de sus trabajadores, de la comunidad, el medio ambiente, sus bienes e instalaciones. 3.4.3. IMPACTO AMBIENTAL El tema ambiental es actualmente uno de los más comentados y difundidos, ya que el peligro que representa a la vida misma es real y se está demostrando día a día. En todo el mundo el peligro de la contaminación es alarmante y amerita una atención especial. 114 En el campo petrolero también se le está dando la importancia debida, de tal forma que las actividades hidrocarburíferas afecten cada vez menos al entorno y los problemas existentes se solucionen protegiendo al medio ambiente. El problema de la contaminación ambiental, es provocado por la vida misma, como consecuencia del desarrollo al que ha llegado la humanidad y también debido a la función biológica de la reproducción, los organismos vivientes utilizan materia del medio ambiente, que luego de ser utilizada es devuelta al mismo con otras características, modificada, como desperdicios de las cosas que continúan viviendo y como despojos de las cosas que mueren. Mientras es mayor el avance tecnológico los desechos producidos por el hombre son mucho más complejos y de difícil eliminación o disposición, pudiendo estar por ejemplo los desechos de la actividad hidrocarburífera, nuclear, industrial, etc. 3.4.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL La seguridad industrial es una ínter disciplina técnica de trascendental importancia para el desarrollo armónico y ordenado de una empresa. Por consiguiente, es menester apoyarla a fin de que juegue un papel decisivo en la preservación principalmente de la vida y salud del trabajador, así como de las instalaciones. Uno de los mecanismos empleados para este objeto, es Seguridad e Higiene Industrial que bien comprendida y aceptada, puede ser utilizada en beneficio de la seguridad integral de la empresa. El departamento de Seguridad Industrial, para conseguir los objetivos de prevención de accidentes y de enfermedades profesionales, introdujo en sus actividades la normalización técnica, para lo cual procedió a recopilar información científica y técnica (normas, reglamentos, códigos, instructivos, etc) tanto de organismos nacionales como internacionales, logrando constituir de esta manera una sólida fuente de investigación y consulta, lo cual ha permitido a su personal técnico desarrollar sus actividades en forma acertada y eficaz. 115 3.4.5. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS NORMAS DE SEGURIDAD UTILIZADAS Norma S-H 001 Concentraciones máximas permisibles de las sustancias tóxicas en la descarga líquida. Objetivo.- Fijar las concentraciones máximas permisibles de sustancias tóxicas en la descarga líquida de las diferentes instalaciones. Norma S-H 002 Control de Polución en las instalaciones industriales del sistema. Objetivo.- El propósito de esta norma es regular las emisiones de gases, partículas y polvos alrededor y dentro de las plantas industriales. Norma S-H 003 Permisos de Trabajo Objetivo.- Determinar procedimientos para la ejecución de trabajos catalogados como peligrosos se realicen en condiciones óptimas de seguridad a fin de preservar la integridad del personal, de las instalaciones y del medio ambiente. Norma S-H 004 Planes de emergencia Objetivo.- Contemplar detalladamente la cantidad de equipos, materiales e implementos de protección personal que se requieren para afrontar una emergencia y la capacitación y adiestramiento del personal en el uso de cada uno de ellos. El mantenimiento de los equipos de Seguridad y los implementos de protección es fundamental para garantizar su normal funcionamiento. Es responsabilidad de la unidad de seguridad industrial vigilar que se cumpla esta condición. Norma S-H 006 Distancias mínimas de seguridad que deben contemplarse en las instalaciones petroleras. 116 Objetivo.- Establecer las distancias mínimas de seguridad que deben contemplarse en las instalaciones hidrocarburíferas. Norma S-H 008 Señales de seguridad Objetivo.- Esta norma establece la forma, tamaños, colores y dimensiones de las señales de seguridad, determinadas a llamar la atención sobre los peligros existentes en las áreas de trabajo. Norma S-H 009 Identificación de los tanques y tuberías Objetivo.- Establecer las identificaciones que deber usarse para tanques y tuberías que contienen y conducen productos en las instalaciones petroleras. Norma S-H 014 Elementos de protección ambiental Objetivo.- Establecer las disposiciones y procedimientos para la entrega y control de la utilización de los elementos de protección personal de planta en general, de acuerdo a los riesgos presentes en el medio laboral correspondiente. Norma S-H 016 Procedimientos de seguridad industrial para efectuar limpieza de tanques. Objetivo.- Prevenir accidentes en la realización de labores de limpieza de tanques que almacenan petróleo o sus derivados. Norma S-H 018 Sistema de agua contra incendios para las instalaciones petroleras. Objetivo.- Estandarizar procedimientos y emitir principios básicos para la instalación, corrección y adecuación de sistemas de agua contra incendios que sirven de protección a las instalaciones petroleras, con el propósito de disminuir el nivel de riesgo. 117 Norma S-H 019 Sistemas de espumas contra incendios. Objetivo.- Estandarizar procedimientos y emitir principios básicos para la instalación, corrección y adecuación de sistemas de espuma contra incendios que sirven de protección a las instalaciones petroleras. Norma S-H 020 Sistemas especiales de protección contra incendios. Objetivo.- Establecer los lineamientos necesarios para el diseño de sistemas fijos de extinción a base de hidrocarburos halogenados, dióxido de carbono, polvo químico seco y vapor de agua, a fin de obtener un nivel adecuado de protección para el personal y las instalaciones, de la industria petrolera, frente a los riesgos potenciales de incendio y explosión. Norma S-H 023 Sistemas de drenaje. Objetivo.- Establecer los requerimientos mínimos de diseño para los sistemas de drenaje en las instalaciones operativas para prevenir la contaminación y la propagación de incendios que pueden originarse como consecuencia de derrames de líquidos inflamables y combustibles. Norma S-H 024 Revestimiento contra incendios para las estructuras petroleras. Objetivo,- Establecer los requerimientos mínimos para la aplicación en ampliaciones o modificaciones de instalaciones de la industria petrolera, a fin de obtener un nivel razonable de protección frente a potencias de riesgo de incendio. Norma S-H 025 Sistemas de parada de emergencia, bloqueo, despresurización y venteo de equipos. Objetivo.- Establecer los requerimientos mínimos de diseño que deberán cumplir con los sistemas de paradas de emergencia bloqueo, despresurización y venteo de equipos, plantas e instalaciones de la industria petrolera, a fin de garantizar un 118 nivel razonable de protección para el personal y las instalaciones, frente a los riesgos potenciales de incendios o explosiones que se puedan originar durante situaciones de emergencia. Norma S-H 026 Prevención de ruido industrial Objetivo.- Prevenir daños auditivos a los trabajadores que están sometidos durante la jornada de trabajo a la acción negativa del ruido. Norma S-H 027 Niveles de iluminación para la industria hidrocarburífera. Objetivo.- Establecer los valores mínimos de iluminación en las diferentes áreas operativas, con el fin de garantizar un desempeño visual eficiente, tanto bajo condiciones de iluminación natural como artificial. Establecer los valores mínimos de la iluminación de emergencia para evacuación, seguridad y operación en tales contingentes. La dotación de elementos de protección personal se complementa con el cumplimiento de normas. La dotación de elementos de protección personal puede ser considerada como la solución definitiva y única a las causas de los accidentes y / o enfermedades profesionales. Su utilización forma parte o se complementa con el cumplimiento de las normas de seguridad industrial vigentes en la empresa, en las diferentes actividades que se realiza. Es por esto que seguridad industrial, previo a la entrega de estos elementos, realiza una inspección de los riesgos existentes en una determinada área de trabajo, toma las medidas adecuadas para minimizarlos y luego, analiza las condiciones de trabajo y dispone que partes del cuerpo es necesario proteger, pero esta protección se hace efectiva cuando existe cooperación por parte del trabajador y disposiciones de seguridad de seguridad industrial en la realización misma del trabajo. 119 3.4.6. IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE CONTAMINACIÓN El principal contaminante líquido que se tiene es el agua de formación que se la vierte previo el paso por piscinas de separación en donde se retiene el aceite y se disminuyen otros componentes por reacciones químicas que se producen en las mencionadas piscinas de separación. El agua de formación es aquella que acompaña al crudo cuando es extraído del subsuelo. El agua puede ser agua que proviene directamente del pozo o agua usada en operación de recuperación. La cantidad y la calidad del agua de formación dependen del método de explotación, la naturaleza de la formación donde se hace la explotación y del tiempo de producción del pozo. El agua de formación generalmente es muy salina también puede contener trazas de aditivos necesarios para el proceso de producción tales como coagulantes, inhibidores de corrosión, dispersantes, demulsificantes, agentes de control de parafina e inhibidores de incrustaciones. El agua de formación por su alta salinidad puede contaminar suelos, aguas superficiales y afectar la vegetación y organismos acuáticos. Las siguientes prácticas pueden usarse para el manejo de las aguas de producción, dependiendo de sus constituyentes, y de las características de las aguas superficiales o subterráneas. La remoción del aceite suspendido del agua de producción constituye un paso importante en el manejo de este desecho, antes de su disposición final, que puede ser inyección a profundidad, dispersión sobre el suelo o descarga a los cuerpos de agua. El tratamiento para remoción de aceite, incluye tanques con skimmer, separadores API convencionales, de las placas paralelas, unidades de flotación por aire inducido o por aire disuelto, filtración en medios granulares, como 120 mecanismos convencionales. Últimamente se han usado otras tecnologías para el tratamiento de las aguas de producción, en especial el uso de los hidrociclones y de membranas (Ultra filtración y micro filtración). Debido a que estas dos técnicas están empezando a utilizarse se presenta una breve descripción de ellas. La operación del hidrociclón, se basa en el uso de un modelo de flujo en espiral, para generar fuerzas centrífugas, que separan el aceite y el agua, con base en su diferencia de densidades. El uso de hidrociclones está adquiriendo importancia desde 1984 cuando se desarrolló la primera unidad comercial. La ultra filtración y la micro filtración se realiza a través de un tubo poroso, los poros de tamaño de 0.1 micrones a unos pocos micrones para la micro filtración, en tanto que para la ultra filtración se usan poros mucho más pequeños (0,01). Sin embargo, estas últimas tecnologías están en vías de implementación y experimentación para disminución de costo. 3.4.7. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI El objetivo del plan de manejo ambiental es establecer las bases necesarias para el control o mitigación de los impactos ambientales que puedan generar los diferentes proyectos, mediante la formulación de procedimientos que ayuden a prevenir o minimizar los daños que puedan ocasionar tanto al medio biofísico como al socio económico. 3.4.7.1. Antecedentes Conforme lo dispone el marco legal ambiental, las actividades petroleras que Petroproducción viene desarrollando en diferentes campos de la Región Amazónica, dispone de un Plan de Manejo Ambiental, que permite identificar las responsabilidades institucionales y la organización necesaria para su aplicación. 121 Petroproducción dispone también del Estudio “Línea Base Ambiental del Campo de Producción Shushufindi” entregado en Enero del 2002, el mismo que sirvió de base para la elaboración del Plan de Manejo Ambiental del Campo Shushufindi. 3.4.7.2. Objetivo General El objetivo del Plan de Manejo Ambiental es establecer las directrices que corrijan las consecuencias o efectos ambientales provocados por las actividades de sísmica, producción y desarrollo del campo, así como la perforación que puede presentarse a futuro. El Plan de Manejo Ambiental (PMA) es una herramienta que sirve de marco general, para los planes de manejo particulares de cada proyecto, que como producto del estudio de Impacto Ambiental, deben realizarse. 3.4.7.3. Alcance El Plan de Manejo Ambiental se realizó para el área de operación petrolera del Campo Shushufindi que incluye las Estaciones Aguarico, Shushufindi Norte, Shushufindi Centro, Shushufindi Sur y Shushufindi Suroeste, y donde se localizaron los 145 pozos (producción, desarrollo, abandonados, cerrados, inyectores y reinyectores), considerando el área de influencia ambiental de la infraestructura petrolera del campo. El Plan de Manejo Ambiental (PMA), cubre tanto las fases de las operaciones hidrocarburíferas que se desarrollan en el campo como Sísmica, Producción y Desarrollo así como la de Perforación que se puede ejecutar a futuro. 3.4.7.4. Estructuración del Plan de Manejo El Plan de Manejo Ambiental está conformado por planes y programas, cada uno de los cuales en su totalidad o en parte contribuyen a evitar, rectificar, reducir o 122 compensar los impactos provocados por las fases y actividades hidrocarburíferas en el Campo Shushufindi. Los planes y programas del PMA son: • Plan de Prevención y Mitigación de Impactos • Plan de Contingencias • Plan de Capacitación Ambiental • Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Industrial • Plan de Manejo de Desechos • Plan de Relaciones Comunitarias • Plan de Rehabilitación de áreas afectadas • Plan de Abandono 3.4.7.4.1. Plan de Prevención y Mitigación de Impactos Ambientales El Plan de Prevención y Mitigación de Impactos está compuesto por medidas administrativas y técnicas que tienen como objetivo mitigar los impactos ambientales negativos, generados por el desarrollo de las actividades del Campo Shushufindi y prevenir los que se pueden producir a futuro. Considera las fases de sísmica, producción y desarrollo así como la perforación que puede presentarse a futuro. Para las actividades que se han desarrollado en el Campo Shushufindi, se han realizado los Estudios de Impacto Ambiental específicos, donde se determinan las afectaciones al medio y las medidas ambientales de prevención, control, mitigación, rehabilitación y compensación ambiental que conforman el Plan de Manejo para la minimización de los impactos. 123 3.4.7.4.2. Plan de Contingencias El Plan de contingencias fue diseñado para hacer frente a emergencias relacionadas principalmente con eventuales derrames de petróleo, incendios y/o explosiones de sus instalaciones petroleras. El Plan presenta un plan estratégico, un plan operativo y un plan de implementación. En el Plan Estratégico se establece un sistema organizacional que permitió la ejecución de actividades de respuesta ante las contingencias. Considerando la organización de la respuesta mediante tres niveles de riesgo (bajo, medio, alto y crítico), destacando la formación de las brigadas de ayuda inmediata (BAI) en los organigramas de cada nivel y los procedimientos de activación de contingencias, presentando fichas de funcionalidad del plan estratégico y líneas de autoridad y comunicación. El Plan de Contingencias está diseñado para dar respuestas eficientes a derrames, incendios y/o explosiones, siguiendo la siguiente ruta crítica del proceso operativo: NOTIFICACIÓN —> EVALUACIÓN DEL EVENTO —> ACTIVACIÓN —> OPERACIÓN —> CONTROL —> FINALIZACIÓN —> EVALUACIÓN DE RESPUESTA. El Plan de Implementación tiene como propósito poner en marcha, a corto plazo el Plan de Contingencias en las instalaciones del Campo Shushufindi. Finalmente se incluye en el Plan de Contingencias los 25 puntos de control de derrames del Campo Shushufindi, con su código, localización y coordenadas respectivas. 124 3.4.7.4.3. Plan de Capacitación Ambiental Mediante el Plan de Capacitación Ambiental se proporciona a los trabajadores y la comunidad inmersa en las operaciones hidrocarburíferas del Campo Shushufindi la información y el entrenamiento para que puedan realizar sus actividades dentro de los parámetros de Salud, Seguridad y Medio ambiente óptimos, lo cual garantiza las buenas relaciones con la comunidad y el mejor rendimiento de los trabajadores. El Programa de capacitación a la comunidad tiene como objetivos: apoyar a los colonos en el manejo adecuado de los recursos naturales que actualmente explotan, propiciar el conocimiento de técnicas adecuadas que les posibiliten mayores niveles de producción y productividad, en el marco de un desarrollo sustentable y generar procesos de desarrollo social adecuados. Para alcanzar los objetivos señalados se han programado cursos de capacitación y asistencia técnica, que se dictan de manera continua a diferentes grupos de acuerdo al plan anual. El programa de capacitación al personal de trabajadores tiene como objetivo sensibilizar al personal que trabaje en las distintas fases de la actividad hidrocarburífera sobre la necesidad de respeto al medio ambiente y en particular a la población en el área de influencia y mejorar el nivel de gestión de las compañías que operan en el campo, en cuanto a políticas ambientales y la concreción del Plan de Manejo. algunos de los cursos que se imparten son: • Normas de Seguridad Industrial • Equipos de protección personal y extintores de Fuego • Manejo Defensivo • Primeros Auxilios • Capacitación sobre Manejo de Residuos • Plan de Manejo Ambiental 125 3.4.7.4.4. Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Ambiental El objetivo del presente plan es establecer las Normas de Salud y Seguridad, que la operadora, contratistas y personal, deben cumplir para asegurar la Salud y Seguridad Industrial y evitar enfermedades, incidentes y accidentes provenientes de las actividades que se realizan en el trabajo. Petroproducción tiene el compromiso de proteger la salud y seguridad de los empleados y trabajadores de la empresa en el ámbito de sus operaciones, compromiso que lo comparte con las empresas contratistas que operan en el área, para las distintas actividades que se realizan en el Campo. Petroproducción debe asegurarse de que las empresas contratistas responsables de las distintas actividades operativas, tengan en su estructura organizacional el departamento de Salud, Seguridad y Medio Ambiente, que será responsable de la comunicación, implantación, control y seguimiento de los reglamentos establecidos, normatividad y leyes existentes. El Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Ambiental tiene dos programas: el Programa de Salud Ocupacional y el Programa de Seguridad Ambiental. El programa de Salud Ocupacional consta de las siguientes fases: • Prevención de enfermedades • Atenciones de emergencias • Tratamiento de enfermedades de trabajo El programa de Seguridad Industrial consta de las siguientes fases: • Aplicar la normatividad existente. • Identificar los riesgos. • Elaborar y aplicar la reglamentación específica. 126 3.4.7.4.5. Plan de Manejo de Desechos El objetivo es minimizar la generación de residuos, fomentar el reciclaje y proporcionar procedimientos técnicos y administrativos eficaces y seguros para su tratamiento y disposición temporal o final. El Plan de Manejo de Residuos enfoca el manejo y tratamiento de desechos líquidos, desechos sólidos y emisiones gaseosas. En lo referente a los desechos líquidos domésticos (aguas negras y grises) se dan alternativas para el tratamiento previo a las descargas, que permiten la evacuación del agua libre de contaminación hacia los cuerpos receptores. Las aguas industriales son conducidas a las piscinas API para ser reinyectadas. El Plan de Manejo de Desechos considera que los residuos sólidos deben ser clasificados y manejados de acuerdo al tipo de desechos, mediante procedimientos sencillos pero eficaces, en base a la concienciación del personal para cumplir con las disposiciones expresas de su manejo. En este manejo a mas de los desechos de manejo corriente, se incluye el tratamiento de lodos y lodos de perforación, residuos especiales de la sísmica, manejo de aceites dieléctricos de transformadores y de los subproductos provenientes de la condensación de los gases separados del crudo. Para las emisiones gaseosas se realizan periódicamente el mantenimiento mecánico de las fuentes de combustión y un monitoreo permanente para que los parámetros de los gases de combustión emitidos se hallen dentro de los límites permisibles del RAOHE. 127 3.4.7.4.6. Plan de Relaciones Comunitarias En base a la visión generalizada de la composición social, económica y política del Campo Shushufindi, el Plan de Relaciones Comunitarias trata los problemas con las comunidades y se negocian las soluciones con el conocimiento de la realidad técnica, económica y socio-cultural de los actores involucrados. De acuerdo con las entrevistas realizadas a los colonos y campesinos en el Campo Shushufindi, la actividad petrolera ha perjudicado las actividades económicas y condiciones de vida en especial en lo que se refiere a la contaminación del agua de ríos y esteros o riachuelos. El Plan de Manejo de Relaciones Comunitarias tiene tres programas el Programa de Convivencia, el Programa de Compensación Ambiental y el Programa Edu- Comunicacional. El Programa de Convivencia surgió como respuesta ante el reclamo de los propietarios, donde se han realizado actividades petroleras (sísmica, perforación de pozos, construcción de pozos, etc.), en donde las actuaciones de los contratistas de la petrolera, al no respetar las normas socio - ambientales, han incomodado a la comunidad. Se realizan reuniones comunales y convenios de cooperación mutua para obtener permisos de paso, cumplimiento de planes de manejo y reglamentación ambiental. El programa de Compensación Ambiental tiene como objetivo la compensación justa por el uso de propiedades así como por daños y perjuicios, a los dueños de las fincas afectadas con la actividad petrolera en el campo Shushufindi, estableciendo nexos de buena relación con la comunidad. El Programa de Educomunicación Ambiental promueve la participación de toda la población de las zonas de afectación directa en la búsqueda de soluciones a los problemas ambientales que la afectan. 128 3.4.7.4.7. Plan de Rehabilitación de Áreas Afectadas El Plan de Rehabilitación de Áreas Afectadas contiene lineamientos aplicables en todas las fases petroleras que se realizan o se realizarán en el Campo Shushufindi, para la rehabilitación de áreas que han sido afectadas de tal forma que se mantenga un ecosistema equilibrado y seguro, ecológicamente sustentable y económicamente sostenible. El objetivo principal es reducir los pasivos ambientales que se encuentran dentro del Campo Shushufindi, como parte de un proceso permanente de Petroproducción, mediante el tratamiento y mejoramiento de suelos contaminados, la revegetación de taludes y la reforestación de áreas desbrozadas y alteradas en sus geoformas. Contiene un conjunto de actividades al cumplimiento de los programas propuestos, estos son: Revegetación y Reforestación, Mantenimiento de la Revegetación, Remediación de suelos contaminados y Mejoramiento del suelo, mediante la contratación de alternativas técnica y económicamente factibles que aseguran el logro de objetivo del Plan. 3.4.7.4.8. Plan de Abandono El Plan de Abandono y entrega del área se ejecuta una vez que se haya finalizado las actividades de desarrollo y producción en las instalaciones del Campo Shushufindi, el plan contiene una serie de medidas técnico - administrativas necesarias para realizar el abandono ambientalmente adecuado, de aquellas instalaciones que por motivos técnicos o económicos, requieren la suspensión de las operaciones petroleras. El objetivo es proporcionar al personal de Petroproducción, lineamientos ambientalmente adecuados y seguros, para la desmovilización y abandono de aquella infraestructura petrolera declarada fuera de operación y/o funcionamiento. 129 Las actividades que se realizan durante el abandono de una instalación cumple con el RAOH en los artículos referentes al abandono de las áreas de las plataformas, para lo cual se toma en cuenta: Planificación y Permisos, Protección Ambiental y temas de Salud y Seguridad Industrial para el personal que ejecuta el Plan de Abandono. 3.4.7.4.9. Plan de Monitoreo Ambiental El monitoreo Ambiental vigila el cumplimiento de las acciones del Plan de Manejo basándose en análisis de resultados, el mismo que es realizado por personal técnico capacitado, entrenado y comprometido con la protección del medio ambiente y la comunidad; incluye a miembros de la comunidad, con la finalidad de buscar su participación en el proceso de gestión ambiental de las actividades petroleras desarrolladas en el Campo Shushufindi. El monitoreo involucra los tres componentes ambientales: abiótico, biótico y antrópico, presentes en las distintas fases de la actividad petrolera en el Campo Shushufindi, por lo tanto se realiza los monitoreos de: calidad de agua en efluentes y cuerpos de agua, desechos, suelos contaminados, emisiones en fuentes fijas, ruido, fugas y espesor de líneas de flujo y tanques de almacenamiento, seguridad física, biológico y arqueológico. Los resultados de todos los monitoreos, a excepción de aquellos correspondientes a monitoreos de espesores y de seguridad física de líneas de flujo, son informados a la comunidad, para que exista un espacio de comunicación con los moradores del Campo Shushufindi y para disminuir la incertidumbre sobre los impactos y afectaciones que conlleva el desarrollo de las actividades hidrocarburíferas dentro del Campo. De acuerdo a l Plan de Manejo detallado anteriormente se muestra en la tabla 3.28 un resumen de las acciones realizadas por Petroproducción en los reportes 130 diarios de actividades para contingencias en varios lugares del campo en los que se toman en cuenta las respectivas reglamentaciones de manejo. TABLA 3.28 REPORTE DIARIO DE ACTIVIDADES PARA CONTINGENCIAS EN EL PERíODO 2006 - 2008 SECTOR DE LOS DERRAMES FECHA DERRAME BLS. Área tratada m 2 Línea de fluído motriz pozo SSFD-51. 20-Jun-06 10 bls 200 m² Línea de flujo pozo SSFD- 20-A 12-Feb-06 4 bls. 300 linea de flujo pozo SSFD-35 26-Jul-06 4 bls. 126 m² linea de flujo del pozo SSFD-54 ACCESO AL (POZO 49) 23-Apr-06 3 bls. 50 m² linea de flujo de 4½ del pozo SSFD-56 6-Jul-06 05 bls. 2400 m² linea de flujo del pozo SSFD-82 4-Jan-06 1 bls. 240 m² Pozo Aguarico - 03 20-Nov-06 4 bls. 250 m² piscina de recolección de crudo estación central 18-Apr-06 x cunat. 5100 m² Línea de flujo de 4½ del pozo SSFD-31 25-May-06 1 bls. 3000 Línea de flujo de 4½ del pozo SSFD-23; junto a la Est. Sur 17-Jan-07 2 bls. 1000 m² Plataforma deL pozo SSFD-49 24-Jan-06 3bls. 200 LINEA DE FLUJO POZO SSFD-84 (FRENTE A PETROCOMERCIAL) 26-Feb-07 4bls. 200m² DERRAME AGUA DE FORMACION Pozo-25 (Plataforma 07) 26-May-07 20bls. 400m² DERRAME CUBETO ESTACION SUR 11-Jun-07 20 gls 15m² DERRAME LINEA DE FLUJO POZO SSFD-42B 15-Jun-07 3bls. 20m² DERRAME LINEA DE FLUJO POZO SSFD-43 16-Jun-07 3bls. 16m² DERRAME LINEA DE FLUJO DE TRANSFERENCIA AGUARICO 10 (SOBRE PRESION) 5-Aug-07 2bls. 50m² DERRAME AGUA DE FORMACION SSFD-25 (PLATAFORMA POZO SSFD-07) 4-Sep-07 160bls. 1060² LINEA DE TRANSFERENCIA DE6" POZO SSFD-61 5-Sep-07 4bls. 31m² DERRAME LINEA DE FLUJO SSFD-11 (EST. CENTRAL AREA SEPARADORES) 18-Aug-07 5bls. 200m² DERRAME LINEA DE FLUJO 6 5/8" SSFD-54 A (Km. 6+260) 27-Aug-07 4bls. 268m² DERRAME LINEA DE FLUJO 6" 5/8 SSFD-54 B (Km. 6+260) 1-Sep-07 10gls. 100m² DERRAME EN LA PLATAFORMA DEL POZO SSFD-68 25-Oct-07 03 bls 2700 m² Línea de flujo Pozo SSFD-59 Plataforma 22-Dec-05 1bls. 120m² Línea de flujo de 4½ del pozo Aguarico-3 21-Nov-06 4bls. 250m² 131 TABLA 3.28 CONTINUACIÓN SECTOR DE LOS DERRAMES FECHA DERRAME BLS. Área tratada m 2 PLATAFORMA DEL POZO SSFD-76 ( cabezal ) 25-Nov-06 15bls. 7300m² DERRAME ESTACION NORTE (TANQUE DE SURGENCIA) 4-Jun-07 1 bls. 1250 LINEA DE FLUJO DEL POZOSSFD-54 (Quilindaña) 15-Dec-06 10 bls. 5500m² Línea de oleoducto secundario de 10 3 /4" entrada al pozo SSFD-75 27-Dec-04 76bls. 320m² Pantano EST. Sur (95) cont. Antigua. 19-Aug-03 por cuant. 3000m² Línea de flujo pozo SSFD. 15-A. 27-Jul-05 30bls. 4000m² Línea de Transferencia de 10" Shushufindi Suroeste - Sur.(pozo ssfd-26) 12-May-05 512m² Línea de flujo pozo SSFD-51. 14-Feb-05 30bls. 1800m² Línea de flujo de 6. 5/8 del pozo Shushufindi ssfd-80 22-Oct-05 3bls. 300m² Línea de flujo de 6. 5/8 del pozo Shushufindi ssfd-70 1-Nov-05 3bls. 400m² Oleoducto Secundario SSFD-Lago Agrio 30-Dec-05 69bls. 1100m² Línea de flujo Pozo SSFD-56 Plataforma SSFD 59 13-Mar-06 4bls. 1.800 piscina de recolección de crudo estación central 18-Apr-06 5100m² DERRAME EN LA LINEA DE FLUJO Aguarico 10 28-Jan-06 4bls. 2375m² LINEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-54 (Vía de acceso pozo SSFD-53) 24-Nov-06 por cuant. 5200m² LINEA DE FLUJO POZO SSFD-54 (SR. GALINDO AGUILAR ) NO PERMITE REALIZAR LIMPIEZA 11-Mar-07 4 bls. 180m² DERRAME OLEODUCTO SECUNDARIO SSFD-LAGO AGRIO. 11-May-07 5 bls. 200m² LÍNEA DE FLUJO DE 6 5/8" DEL POZO SSFD 54 KM. 4 +500 (ACCESO POZ 86) (mas derrame antiguo del 2001) 17-Jun-07 100 bls. 840 m2 (PPR 180 m2; AT 750 m2) Derrame de agua con crudo de la línea antigua de la piscina de recuperación de la estación central. 05 oct. 07 04 bls 50 mt² DERRAME LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-51 (A 100 METROS DE LA PLATAFORMA) 17-Oct-07 03 bls 350 m² DERRAME LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-107 a 400m de est. Aguarico 21-Oct-07 4 bls 100m² DERRAME EN LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-63 (dentro y fuera de la Estación Norte). 21-Dec-07 2 420m² DERRAME EN EL SISTEMA DE POWER OIL POZO SSFD-46 (Sector quilindaña) 1-Jan-08 4 bls. (320m³ ppr); (80m³ A T) FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 132 En la tabla 3.29 se muestra los puntos de control de derrames del campo Shushufindi. TABLA 3.29 PUNTOS DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CAMPO SHUSHUFINDI # DE PUNTO DE CONTROL CÓDIGO LOCALIZACIÓN COORDENADAS 0 PC-0 ESTERO SALADO 9´994,238 N ; 316,607 E 1 PC-1 RÍO ENO 9´988,384 N ; 316,573 E 2 PC-2 RÍO ENO 9´986,753 N ; 316,772 E 3 PC-3 RÍO ENO 9´985,189 N ; 318,523 E 4 PC-4 RÍO 11 JUL. 9´985,109 N ; 318,046 E 5 PC-5 RÍO 11 JUL. 9´984,234 N ; 317,900 E 6 PC-6 RÍO 11 JUL. 9´983,744 N ; 317,117 E 7 PC-7 AFLUENTE RÍO 11 JUL. 9´983,585 N ; 317,250 E 8 PC-8 RÍO SSF 9´979,864 N ; 315,379 E 9 PC-9 RÍO SSF 9´980,964 N ; 317,807 E 10 PC-10 RÍO SSF 9´980,261 N ; 320,766 E 11 PC-11 RÍO LA SUR 9´977,743 N ; 318,789 E 12 PC-12 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´975,273 N ; 316,891 E 13 PC-13 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´974,345 N ; 320,885 E 14 PC-14 RÍO LA SUR 9´977,554 N ; 311,477 E 15 PC-15 RÍO LA SUR 9´974,146 N ; 314,676 E 16 PC-16 AFLUENTE LA SUR 9´973,881 N ; 317,051 E 17 PC-17 RÍO LA SUR 9´974,441 N ; 321,803 E 18 PC-18 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´973,261 N ; 317,000 E 19 PC-19 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´972,585 N ; 316,668 E 20 PC-20 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´970,172 N ; 316,734 E 21 PC-21 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´970,874 N ; 318,871 E 22 PC-22 RÍO ITAYA 9´968,827 N ; 315,393 E 23 PC-23 RÍO ITAYA 9´968,695 N ; 316,149 E 24 PC-24 RÍO ITAYA 9´968,218 N ; 317,875 E FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 133 En la tabla 3.30 se muestran las capacitaciones al personal de campo en el año 2007 TABLA 3.30 CAPACITACIONES DEL PERSONAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI FECHA TEMA INSTRUCTOR No. PERSONAS LUGAR No. HORAS 12-SEPT- 2007 COMO UTILIZAR EPP ING. CARLA GUERRA 25 19-SEPT- 2007 BIODIVERSIDAD ING. RUBEN YAULEMA 23 AUDITORIO DEL CAMPO 30 MINUTOS 10-SEPT- 2007 BIODIVERSIDAD ING. RUBEN YAULEMA 13 AUDITORIO DEL CAMPO 30 MINUTOS 16-AGO- 2007 PLAN DE EMERGENCIA Y CONFORMACION DE BRIGADA PARA CONTROL DE INCENDIOS ING. CARLA GUERRA 18 06-AGO- 2007 MANEJO DE DESECHOS EN EL CAMPO ING. CARLA GUERRA 51 AUDITORIO DEL CAMPO 1 20-JUL- 2007 INDUCCION AL CAMPO SSFD ING. CARLA GUERRA / HITLER UBILLUZ 24 AUDITORIO DEL CAMPO 1,5 06-SEPT- 2007 CONTAMINACION DE AGUA DE FORMACIÓN ING. CARLA GUERRA 11 EST. CENTRAL OFICINAS 30 MINUTOS 10-JUN- 2007 SIMULACRO DE DERRAME EN PUNTO DE CONTROL # 16 ING. CARLA GUERRA 28 PUNTO DE CONTROL # 16 5 14-ABR- 2007 CUIDADOS EN EL MEDIO AMBIENTE / CONTROL DE INCENDIOS ING. CARLA GUERRA 60 CAMPO DE ENTRENAMIENTO 4 03-ABR- 2007 LINEAMIENTOS DE TRABAJO Y HORARIO, NORMAS DE CONDUCTA. ING. CARLA GUERRA 18 HANGAR AUTOBOMBA 1 16-ABR- 2007 USO DE EQUIPOS DE PROTECCION PERSONAL ING. CARLA GUERRA 16 HANGAR AUTOBOMBA 30 MINUTOS 29-ABR- 2007 USO DE GUANTES Y CUIDADO DE MANOS ING. CARLA GUERRA 17 HANGAR AUTOBOMBA 45 MINUTOS FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 134 En la tabla 3.31 se muestra el control de desechos realizado en el campo Shushufindi en octubre del 2007 TABLA 3.31 CONTROL DE DESECHOS CAMPO SHUSHUFINDI (2007) FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Los resultados anteriores entre otros reflejan las aplicaciones del plan de manejo ambiental para los períodos establecidos en cada uno de su estructura. Actualmente Petroproducción se encuentra cumpliendo con las normativas ambientales de contingencias, control de desechos, rehabilitación de áreas afectadas, capacitación ambiental etc., para de este modo minimizar los daños que se puedan ocasionar al medio ambiente o a las comunidades que se encuentran dentro del campo. CONTROL DE DESECHOS CÓDIGO CLASE DE DESECHO CANTIDAD DISPOSICIÓN FINAL EN KG B 0046 ORGÁNICOS 1.330 ABONOS B 3010 PLÁSTICOS RECICLABLES 42 PARA LABORATORIOS B 3010 PLÁSTICOS NO RECICLABLES 119 INCINERACIÓN B 2020 VIDRIO 95 ALMACENAJE A 1010 METALES NO RECICLABLES 2 A 1010 METALES RECICLABLES 20 REHUSO A 3021 FILTROS DE ACEITE 75 A 4020 CLÍNICOS Y AFINES 6 INCINERACIÓN S/N MADERA 2.391 INCINERACIÓN B 3020 PAPEL/CARTÓN 61 INCINERACIÓN B 3030 TRAPOS CON HIDROCARBURO 151 INCINERACIÓN S/N SUELO CON HIDROCARBURO * 240.825 PEPDA S/N MATERIAL VEGETAL CONTAMINADO 1.150 INCINERACIÓN T O T A L DE OCTUBRE/2007 135 CAPÍTULO IV ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCION DEL LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO DEL CAMPO SHUSHUFINDI La presente propuesta busca incrementar la producción de los pozos con bombeo hidráulico, manteniendo el mismo sistema de bombeo hidráulico tipo Jet, optimizando y aprovechando las facilidades con las que ya se cuenta. 4.1. MÉTODO PARA OPTIMIZAR LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA JET A continuación se presenta la secuencia de cálculo del método propuesto por Smart para determinar la geometría óptima de una bomba jet. 1. Considerar la presión de operación superficial deseada, PT (psi). 2. Como valor inicial suponer una relación de flujo adimensional igual a 1. Este es utilizado únicamente para calcular las pérdidas de presión por fricción inicial. ܯ ൌ 1 3. Calcular el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su gravedad API. G ୭ ൌ ଴,ସଷଷכଵସଵ,ହ ଵଷଵ,ହା°୅୔୍ (4.1) 4. Calcular el gradiente de presión del fluido producido, basado en los gradientes de petróleo y agua. G ୗ ൌ F ୛ כ G ୛ כ F ୓ כ G ୓ (4.2) Donde: F ୓ ൌ 1 െF ୛ 136 5. Estimar el factor de volumen de formación para el petróleo y el agua. B ୘ ൌ ൤1 ൅2,8 ቀ ୋ୓ୖ ୔ ౏ ቁ ଵ,ଶ ൨ F ୓ ൅F ୛ (4.3) 6. Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción deseada y la relación de flujo adimensional, M. Q ୒ ൌ ୋ ౏ כ୕ ౏ כ୆ ౐ ୋ ొ כ୑ (4.4) G ୒ ൌ Gradiente de ϐluido motriz que pasa a través de la tobera. 7. Utilizando la ecuación: P ୊ ൌ ൤ ଶ,଴ଶכଵ଴ షల כ୐כ൫ሺୈ భ ିୈ మ ሻכµ ో ൯ బ,మభ େכୋ ొ బ,మభ ൨ G ୒ כ Q ୒ ଵ,଻ଽ (4.5) Donde: C ൌ ሺD ଵ െD ଶ ሻሺD ଵ ଶ െD ଶ ଶ ሻ ଶ ቀ D ଵ ሺD ଵ െD ଶ ሻ ൗ ቁ ଴,ଵ Flujo anular Flujo Tubería de Producción ܦ ଵ ܫܦ ஼஺ௌூேீ ܫܦ ்௎஻.௉ோை஽ ܦ ଶ ܱܦ ்௎஻.௉ோை஽ 0 Calcular las pérdidas de presión por fricción en la tubería por la que fluye el fluido motriz, ya sea a través de una sección anular o circular, y considerar que: P ୊୒ ൌ pérdida de presión por fricción del ϐluido motriz. P ୊ୈ ൌ pérdida de presión por fricción del ϐluido de retorno. 8. Calcular la presión del fluido motriz en la tobera PN, como la suma de la presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la pérdida de presión por fricción de éste, en la tubería. P ୒ ൌ P ୘ ൅G ୒ כ D െP ୊୒ (4.6) 137 9. Calcular la tasa del fluido de retorno ܳ ஽ , como la suma de la tasa de producción y la tasa del fluido motriz. Q ୈ ൌ Q ୒ ൅Q ୗ (4.7) 10. Calcular el gradiente del fluido de retorno ܩ ஽ , como un promedio ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido producido. G ୈ ൌ ୋ ౏ כ୕ ౏ ାୋ ొ כ୕ ొ ୕ ీ (4.8) 11. Calcular la fracción de agua del fluido de retorno ܨ ௐ஽ , dependiendo si el fluido motriz es petróleo o agua, con las siguientes ecuaciones: • Si el fluido motriz es petróleo: F ୛ୈ ൌ ୕ ౏ כ୊ ౓ ୕ ీ (4.9 a) • Si el fluido motriz es agua: F ୛ୈ ൌ ୕ ొ ା୕ ౏ כ୊ ౓ ୕ ీ (4.9 b) 12. Determinar la relación gas – líquido del fluido de retorno GLR. GLR ൌ ୕ ౏ כ୊ ో כୋ୓ୖ ୕ ీ (4.10) 13. Determinar la viscosidad del fluido de retorno ߤ ஽ , como un promedio ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo. µ ୈ ൌ F ୛ୈ כ µ ୛ ൅ሺ1 െF ୛ୈ ሻ כ µ ୓ (4.11) 14. Determinar la presión de descarga de la bomba ܲ ஽ , como la suma de la presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si la GLR es menor que 10 pie3/bl, determinar ܲ ி஽ con la ecuación (4.5). P ୈ ൌ P ୛ୌ ൅G ୈ כ D ൅P ୊ୈ (4.12) Si la GLR es mayor o igual que 10 ୮୧ୣ య ୠ୪ se debe utilizar una correlación adecuada para flujo multifásico. 138 15. Calcular un nuevo valor de la relación de presiones H, mediante la ecuación (4.13). H ൌ ୔ ీ ି୔ ౏ ୔ ొ ି୔ ీ (4.13) 16. Basado en este valor de H y la Figura 4.1 o la tabla 4.1, se determina la relación de áreas óptima, R. FIGURA 4.1 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO GUIBERSON FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Ing. Melo V. 2007. 0 0,4 0,8 1,2 1,6 2 2,4 2,8 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 M H R = 0.6 R = 0.5 R = 0.4 R = 0.3 R = 0.25 R = 0.2 R = 0.15 139 TABLA 4.1 RELACIONES DE ÁREAS ÓPTIMAS Relación de Áreas, R Rango de Relación de Presiones, H 0,60 2,930 – 1,300 0,50 1,300 – 0,839 0,40 0,839 – 0,538 0,30 0,538 – 0,380 0,25 0,380 – 0,286 0,20 0,286 – 0,160 0,15 0,160 FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Ing. Melo V. 2007. 17. Utilizando la Curva de Comportamiento de Diseño de la Figura 4.1, se encuentra un nuevo valor para M correspondiente al valor de H del paso 15 También se puede utilizar la siguiente ecuación para calcular M, usando el valor de R obtenido en el paso anterior. M ൌ େ య ି ට େ మ כେ య ାେ య כେ భ ିେ మ כେ భ ା ి రሺి మ షి య ሻౄ ౄశభ େ మ ିେ య (4.14) Donde: C ଵ ൌ 2R (4.15) C ଶ ൌ ሺଵିଶୖሻୖ మ ሺଵିୖሻ మ (4.16) C ଷ ൌ ሺ1 ൅K ୘ୈ ሻR ଶ (4.17) C ସ ൌ 1 ൅K ୒ (4.18) • K ୘ୈ ൌ 0,20 • K ୒ ൌ 0,03 Si en el paso No. 20 se determina la existencia de cavitación, se recomienda usar las Curvas de Comportamiento de la figura 4.2, para encontrar un nuevo valor de M en lugar de la figura 4.1. Usar el valor de R determinado en el paso 16. En vez de usar la figura 4.1 se puede utilizar la ecuación (4.14) anterior. 140 18. Comparar el nuevo valor de M con el anterior, si la variación de M es menor del 1%, se considera que se ha obtenido la convergencia y se continúa en el paso 19. Caso contrario regresar al paso 6 usando el nuevo valor de M. 19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, ܯ ௅ . M ୐ ൌ ሺଵିୖሻ ୖ ට ୔ ౏ ଵ,ଷሺ୔ ొ ି୔ ౏ ሻ (4.19) 20. Si M < ܯ ௅ , no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso 24. Si M > ܯ ௅ , entonces se tendrán problemas de cavitación, por lo que se requiere un ajuste y continuar en el paso siguiente. 21. Fijar M = ܯ ௅ y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionada para calcular un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la figura 4.2 también se puede usar para encontrar el valor de H correspondiente a ܯ ௅ . El valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar cavitación. 22. Se calcula la presión de operación superficial requerida para evitar la cavitación: P ୘ ൌ ୔ ీ ି୔ ౏ ୌ ൅P ୈ െG ୒ כ D ൅P ୊୒ (4.20) 23. Repetir los cálculos para evitar cavitación, regresando al paso 5. 24. Determinar el área de la tobera requerida para manejar la tasa de fluido motriz calculada en el paso 6. A ୒ ൌ ୕ ొ ଼ଷଶට ౌ ొ షౌ ౏ ృ ొ (4.21) La relación de áreas encontrada en el paso 16 junto con el área de la tobera del paso 24 definen la geometría óptima de la bomba tipo jet, para la presión de operación superficial dada. Esta área de la tobera es la medida 141 ideal requerida para que la tasa calculada del fluido motriz pase a través de ella. Generalmente el diámetro exacto de la tobera no es el comercial y no se encuentra disponible, por lo que se selecciona el diámetro disponible más cercano, así como la cámara de mezclado que combina con esta tobera comercialmente disponible, para obtener la relación de áreas óptima. 142 4.2. ANÁLISIS DEL POZO SSF-46 DATOS: Pb: 1.010 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 80 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 2.296 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 26,1 Tubería: GOR: 355 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.144 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 7.500 Casing: L: 9.144 pies • OD: 5,5 pulg Fw: 0,0321 • ID: 4,892 pulg Bomba: JET 9-I El valor de PT para este caso no se lo asume; se toma el valor del Forecast de 3.550 psi. Se toma el valor de M = 1 δ ൌ 2,71828 ሺ଻כଵ଴^ି଻ሻכ୮୮୫ δ ൌ 2,71828 ሺ଻כଵ଴^ି଻ሻכ଻ହ଴଴ δ ൌ 1,0032 G ୵ ൌ δ כ 2,20458 כ 6,4516 כ 30,48/1000 G ୵ ൌ 1,0032 כ 2,20458 כ 6,4516 כ 30,48/1000 G ୵ ൌ 0,4349 G ୭ ൌ 0,433 כ 141,5 131,5 ൅°API G ୭ ൌ 0,433 כ 141,5 131,5 ൅26.1 G ୭ ൌ 0,3887 psi/pie 143 G ୗ ൌ F ୛ כ G ୛ כ F ୓ כ G ୓ G ୗ ൌ 0,0321 כ 0,4349 כ ሺ1 െ0,0321ሻ כ 0,3887 G ୗ ൌ 0,3902 psi/pie B ୘ ൌ ቈ1 ൅2,8൬ GOR P ୗ ൰ ଵ,ଶ ቉ F ୓ ൅F ୛ B ୘ ൌ ቈ1 ൅2,8൬ 355 2296 ൰ ଵ,ଶ ቉ ሺ1 െ0,0321ሻ ൅0,0321 B ୘ ൌ 1,2885 Q ୒ ൌ ୋ ౏ כ୕ ౏ כ୆ ౐ ୋ ొ כ୑ G ୒ ൌ G ୭ Q ୒ ൌ 0,3902 כ 400 כ 1,2885 0,3887 כ 1 Q ୒ ൌ 517,53 ௕௟ ௗí௔ P ୊୒ ൌ ൥ 2,02 כ 10 ି଺ כ L כ ൫ሺD ଵ െD ଶ ሻ כ µ ୓ ൯ ଴,ଶଵ C כ G ୒ ଴,ଶଵ ൩ G ୒ כ Q ଵ,଻ଽ C ൌ ሺD ଵ െD ଶ ሻሺD ଵ ଶ െD ଶ ଶ ሻ ଶ ൭ D ଵ ሺD ଵ െD ଶ ሻ ൗ ൱ ଴,ଵ C ൌ ሺ2,441 െ0ሻሺ2,441 ଶ െ0 ଶ ሻ ଶ ൭ 2,441 ሺ2,441 െ0ሻ ൗ ൱ ଴,ଵ C ൌ 86,664 144 P ୊୒ ൌ ൥ 2,02 כ 10 ି଺ כ 9.144 כ ൫ሺ2,441 െ0ሻ כ 2,8൯ ଴,ଶଵ 86,664 כ 0,3887 ଴,ଶଵ ൩ ሺ0,3887ሻ כ 517,35 ଵ,଻ଽ P ୊୒ ൌ 10,901 psi P ୒ ൌ P ୘ ൅G ୒ כ D െP ୊୒ P ୒ ൌ 3550 ൅0,3887 כ 9144 െ10,901 P ୒ ൌ 7.093,974 psi Q ୈ ൌ Q ୒ ൅Q ୗ Q ୈ ൌ 517,35 ൅400 Q ୈ ൌ 917,35 bl día G ୈ ൌ ୋ ౏ כ୕ ౏ ାୋ ొ כ୕ ొ ୕ ీ G ୈ ൌ 0,3902 כ 400 ൅0,3887 כ 517,35 917,35 G ୈ ൌ 0,3894 psi día F ୛ୈ ൌ ୕ ౏ כ୊ ౓ ୕ ీ F ୛ୈ ൌ 400 כ 0,0321 917,35 F ୛ୈ ൌ 0,0139 GLR ൌ Q ୗ כ F ୓ כ GOR Q ୈ GLR ൌ 400 כ ሺ1 െ0,0321ሻ כ 355 917,35 GLR ൌ 149,8248 pie ଷ bl 145 µ ୈ ൌ F ୛ୈ כ µ ୛ ൅ሺ1 െF ୛ୈ ሻ כ µ ୓ µ ୈ ൌ 0,0139 כ 0,47 ൅ሺ1 െ0,0139ሻ כ 2,8 µ ୈ ൌ 2,7674 cp P ୊ୈ ൌ ൥ 2,02 כ 10 ି଺ כ L כ ൫ሺD ଵ െD ଶ ሻ כ µ ୓ ൯ ଴,ଶଵ C כ G ୈ ଴,ଶଵ ൩ G ୈ כ Q ୈ ଵ,଻ଽ C ൌ ሺD ଵ െD ଶ ሻሺD ଵ ଶ െD ଶ ଶ ሻ ଶ ൭ D ଵ ሺD ଵ െD ଶ ሻ ൗ ൱ ଴,ଵ C ൌ ሺ4,892 െ2,875ሻሺ4,892 ଶ െ2,875 ଶ ሻ ଶ ൭ 4,892 ሺ4,892 െ2,875ሻ ൗ ൱ ଴,ଵ C ൌ 540,8818 P ୊ୈ ൌ ൥ 2,02 כ 10 ି଺ כ 9144 כ ൫ሺ4.892 െ2,875ሻ כ 2,8൯ ଴,ଶଵ 540,8818 כ 0,3894 ଴,ଶଵ ൩ ሺ0,3894ሻ כ 917,35 ଵ,଻ଽ P ୊ୈ ൌ 6,202 psi P ୈ ൌ P ୛ୌ ൅G ୈ כ D ൅P ୊ୈ P ୈ ൌ 80 ൅0,3894 כ 9144 ൅6,202 P ୈ ൌ 3.646,9817 psi H ൌ P ୈ െP ୗ P ୒ െP ୈ H ൌ 3.646,9817 െ2.296 7.093,974 െ3.646,9817 H ൌ 0,3919 146 De la gráfica 4.1 para el valor calculado H, R= 0,3 C ଵ ൌ 2R C ଵ ൌ 2 כ 0.3 C ଵ ൌ 0,6 C ଶ ൌ ሺ1 െ2RሻR ଶ ሺ1 െRሻ ଶ C ଶ ൌ ሺ1 െ2 כ 0,3ሻ כ 0,3 ଶ ሺ1 െ0,3ሻ ଶ C ଶ ൌ 0,0735 C ଷ ൌ ሺ1 ൅K ୘ୈ ሻR ଶ K ୘ୈ ൌ 0,20 K ୒ ൌ 0,03 C ଷ ൌ ሺ1 ൅0,20ሻ כ 0,3 ଶ C ଷ ൌ 0,108 C ସ ൌ 1 ൅K ୒ C ସ ൌ 1 ൅0,03 C ସ ൌ 1,03 M ൌ େ య ିටେ మ כେ య ାେ య כେ భ ିେ మ כେ భ ା ి ర ሺి మ షి య ሻౄ ౄశభ େ మ ିେ య M ൌ ଴,ଵ଴଼ିට଴,଴଻ଷହכ଴,ଵ଴଼ା଴,ଵ଴଼כ଴,଺ି଴,଴଻ଷହכ଴,଺ା భ,బయכሺబ,బళయఱషబ,భబఴሻכబ,యవభవ బ,యవభవశభ ଴,଴଻ଷହି଴,ଵ଴଼ M ൌ 0,8260 147 %ERROR = ቚ ୑ ౙ౗ౢౙ౫ౢ౗ౚ౥ ି୑ ౗౩౫ౣ౟ౚ౥ ୑ ౗౩౫ౣ౟ౚ౥ ቚ*100 %ERROR = ቚ ଴,଼ଶ଺଴ିଵ ଵ ቚ*100 %ERROR = 17,398 Segunda iteración PT= 3.550 psi. M = 0,8260 G ୭ ൌ 0,3887 psi pie G ୗ ൌ 0,3902 psi pie B ୘ ൌ 1,2885 Q ୒ ൌ 0,3902 כ 400 כ 1,2885 0,3887 כ 0,826 Q ୒ ൌ 626,3318 bl día C ൌ 86,664 P ୊୒ ൌ ൥ 2,02 כ 10 ି଺ כ 9.144 כ ൫ሺ2,441 െ0ሻ כ 2,8൯ ଴,ଶଵ 86,664 כ 0,3887 ଴,ଶଵ ൩ ሺ0,3887ሻ כ 626,3318 ଵ,଻ଽ P ୊୒ ൌ 15,349 psi P ୒ ൌ 3.550 ൅0,3887 כ 9144 െ15,349 P ୒ ൌ 7.089,5262 psi 148 Q ୈ ൌ 626,3318 ൅400 Q ୈ ൌ 1.026,3318 bl día G ୈ ൌ 0,3902 כ 400 ൅0,3887 כ 626,3318 1.026,3318 G ୈ ൌ 0,3893 psi día F ୛ୈ ൌ 400 כ 0,0321 1026,3318 F ୛ୈ ൌ 0,0125 GLR ൌ 400 כ ሺ1 െ0,0321ሻ כ 355 1.026,3318 GLR ൌ 133,9155 pie ଷ bl µ ୈ ൌ F ୛ୈ כ µ ୛ ൅ሺ1 െF ୛ୈ ሻ כ µ ୓ µ ୈ ൌ 0,0125 כ 0,47 ൅ሺ1 െ0,0125ሻ כ 2,8 µ ୈ ൌ 2,7708 C ൌ 540,881 P ୊ୈ ൌ ൥ 2,02 כ 10 ି଺ כ 9.144 כ ൫ሺ4.892 െ2,875ሻ כ 2,8൯ ଴,ଶଵ 540,881 כ 0,3893 ଴,ଶଵ ൩ ሺ0,3893ሻ כ 1.026,3318 ଵ,଻ଽ P ୊ୈ ൌ 7,5832 psi 149 P ୈ ൌ 80 ൅0,3893 כ 9.144 ൅7,5832 P ୈ ൌ 3.647,7358 psi H ൌ 3.647,7358 െ2.296 7.089,5262 െ3.647,7358 H ൌ 0,3927 De la gráfica 4.1 para el valor calculado H, R= 0,3 C ଵ ൌ 0,6 C ଶ ൌ 0,0735 C ଷ ൌ 0,108 C ସ ൌ 1,03 M ൌ ଴,ଵ଴଼ିට଴,଴଻ଷହכ଴,ଵ଴଼ା଴,ଵ଴଼כ଴,଺ି଴,଴଻ଷହכ଴,଺ା భ,బయכሺబ,బళయఱషబ,భబఴሻכబ,యవమళ బ,యవమళశభ ଴,଴଻ଷହି଴,ଵ଴଼ M ൌ 0,8244 %ERROR = ቚ ୑ ౙ౗ౢౙ౫ౢ౗ౚ౥ ି୑ ౗౩౫ౣ౟ౚ౥ ୑ ౗౩౫ౣ౟ౚ౥ ቚ*100 %ERROR = ቚ ଴,଼ଶସସି଴,଼ଶ଺ ଴,଼ଶ଺ ቚ*100 %ERROR = 0,1894 Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. 150 M ୐ ൌ ሺ1 െRሻ R ඨ P ୗ 1,3ሺP ୒ െP ୗ ሻ M ୐ ൌ ሺ1 െ0,3ሻ 0,3 ඨ 2296 1,3ሺ7.089,5262 െ2.296ሻ M ୐ ൌ 1,4163 M ൏ M ୐ 0,8244 < 1,4163 Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A ୒ ൌ Q ୒ 832ට P ୒ െP ୗ G ୒ A ୒ ൌ 626,3318 832ට 7.089,5262 െ2.296 0,3887 A ୒ ൌ 0,00685 pulg ଶ A ୘ ൌ A ୒ R A ୘ ൌ 0,00685 0,3 ۯ ܂ ൌ ૙, ૙૛૛૞ૢܘܝܔ܏ ૛ Potencia requerida de la bomba de superficie. HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ P ୧୬୷ כ Q ୬ 0,9 151 HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 3550 psi כ 626,3318 ܾ݈ ݀íܽ 0,9 ۶۾ ܜܚܑܘܔ܍ܠ ൌ ૝૛ ܐܘ Potencia de la bomba HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ ∆P כ Q ୈ ∆P ൌ P ୈ െP ୗ ∆P ൌ 3647.7358 psi െ2296 psi ∆P ൌ 1351,7348 psi HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 1351,7348 psi כ 1026,3318 ܾ݈ ݀íܽ ۶۾ ܘܒ ൌ ૛૜, ૞ૡ ܐܘ La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-46 para producir una tasa de petróleo de 400 bl/día con una presión de operación superficial de 3.550 psi, debe tener un área de tobera de 0,00685 pulg ଶ , e inyectar una tasa de fluido motriz de 626,3318 bl/día con una bomba de superficie de 42 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 10/3. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser 10/3 más grande que el área de la tobera, o sea 0,02259pulg ଶ . Comercialmente no existe una tobera con el área mencionada, por lo que en la tabla 4.2 se presenta una alternativa de la geometría más adecuada para la producción deseada en el pozo SSF-46 de acuerdo a los cálculos realizados por cada fabricante. TABLA 4.2 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-46 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 5 0.0067 6 0.0215 0.312 5 0.0064 6 0.0212 0.302 A 0.0055 1 0.0143 0.385 7 0.0278 0.241 7 0.0271 0.236 2 0.0189 0.291 6 0.0086 7 0.0278 0.309 6 0.0081 6 0.0212 0.382 B 0.0095 4 0.0314 0.302 8 0.0359 0.240 7 0.0271 0.299 5 0.0380 0.250 CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 4 0.0054 D 0.0142 0.380 5 0.0067 F 0.0215 0.312 E 0.0187 0.289 G 0.0272 0.246 5 0.0074 F 0.0239 0.310 6 0.0086 G 0.0272 0.316 G 0.0311 0.238 H 0.0353 0.244 FABRICANTE BOMBA KOBE 6-B OILMASTER 6-B GUIBERSON B-4 CLAW 5-F OILWELL 5-F ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara 153 4.3. ANÁLISIS DEL POZO SSF-49 DATOS: Pb: 1.010 psi Qs: 520 bl/día Pwh: 90 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 1.449 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 27 Tubería: GOR: 260 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 9.040 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 68.800 Casing: L: 9.040 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,774 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 8-A La tabla 4.3 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo SSF-49 TABLA 4.3 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración ۾܂ 3.600 3.600 3.600 ۻ 1 0,4186 0,44907 ۵ ܗ ቀ ܘܛܑ ܘܑ܍ ቁ 0,3865 0,3865 0,3865 ۵ ܁ ൬ ܘܛܑ ܘܑ܍ ൰ 0,4387 0,4387 0,4387 ۰ ܂ 1,0805 1,0805 1,0805 ۿ ۼ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 637,7492 1.523,529 1.420,1555 ۱ 239,777 239,777 239,777 ۾ ۴ۼ ሺܘܛܑሻ 5,8856 27,975 24,6688 ۾ ۼ ሺܘܛܑሻ 7.088,6019 7.066,5126 7.069,8187 ۿ ۲ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 1.157,7492 2.043,529 1.940,1555 ۵ ۲ ൬ ܘܛܑ ܌í܉ ൰ 0,41 0,3998 0,4005 ۴ ܅۲ 0,3476 0,1969 0,2074 ۵ۺ܀ቆ ܘܑ܍ ૜ ܊ܔ ቇ 26,3918 14,9522 15,7488 ૄ ۲ ሺ܋ܘሻ 1,9899 2,3411 2,3166 154 TABLA 4.3 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración ۱ 2.218,2327 2.218,2327 2.218,2327 ۾ ۴۲ ሺܘܛܑሻ 2,3130 6,4878 5,9073 ۾ ۲ ሺܘܛܑሻ 3.798,7471 3.711,0524 3.716,8698 ۶ 0,7142 0,6741 0,6764 ܀ 0,4 0,4 0,4 ۱ ૚ 0,8 0,8 0,8 ۱ ૛ 0,0889 0,0889 0,0889 ۱ ૜ 0,192 0,192 0,192 ۱ ૝ 1,03 1,03 1,03 ۻ ۱ۯۺ 0,4186 0,44907 0,4473 %۳܀܀۽܀ 58,1317 7,2812 0,3822 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M ୐ ൌ ሺ1 െ0,4ሻ 0,4 ඨ 1.449 1,3ሺ7.069,8187 െ1.449ሻ M ୐ ൌ 0,6679 M ൏ M ୐ 0,4473 < 0,6679 Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A ୒ ൌ 1.420,1555 832ට 7.069,8187 െ1.449 0,3865 ۯ ۼ ൌ ૙, ૙૚૝૜ ܘܝܔ܏ ૛ 155 A ୘ ൌ 0,0143 0,4 A ୘ ൌ 0,0357pulg ଶ HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ P ୧୬୷ כ Q ୬ 0,9 HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 3600 psi כ 1420,1555 ܾ݈ ݀íܽ 0,9 ۶۾ ܜܚܑܘܔ܍ܠ ൌ ૢ૟, ૟ ܐܘ HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ ∆P כ Q ୈ ∆P ൌ 3716.8698 psi െ1449 ൌ 2267,8698 psi HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 2267,8698 psi כ 1940,1555 ܾ݈ ݀íܽ ۶۾ ܘܒ ൌ ૠ૝, ૡ ܐܘ La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-49 para producir una tasa de petróleo de 520 bl/día con una presión de operación superficial de 3600 psi, debe tener un área de tobera de 0,01431pulg ଶ , e inyectar una tasa de fluido motriz de 1420,1551 bl/día con una bomba de superficie de 96,6 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,035775 pulg ଶ . En la tabla 4.4 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo SSF-49 de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante. TABLA 4.4 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-49 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA R=0.4 TOBERA GARGANTA R=0.4 TOBERA GARGANTA R=0.4 No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 7 0.0111 6 0.0215 0.516 8 0.0131 7 0.0271 0.483 C 0.0123 3 0.0241 0.510 7 0.0278 0.399 8 0.0346 0.379 4 0.0314 0.392 8 0.0144 8 0.0359 0.401 9 0.0167 8 0.0346 0.483 D 0.0177 5 0.0380 0.466 9 0.0464 0.310 9 0.0441 0.379 6 0.0452 0.392 CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA R=0.4 TOBERA GARGANTA R=0.4 No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 8 0.0122 F 0.0239 0.510 8 0.0136 G 0.0272 0.500 G 0.0311 0.392 H 0.0353 0.385 9 0.0148 G 0.0311 0.476 9 0.0181 H 0.0353 0.513 H 0.0376 0.394 I 0.0456 0.397 FABRICANTE BOMBA KOBE 8-A OILMASTER 9-A GUIBERSON D-6 CLAW 9-H OILWELL 9-I ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara 157 4.4. ANÁLISIS DEL POZO SSF-66 DATOS: Pb: 1.010 psi Qs: 450 bl/día Pwh: 64 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 1.219 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 26 Tubería: GOR: 152 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 8.974 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 46.550 Casing: L: 8.974 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,04 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-J La tabla 4.5 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo SSF-66 TABLA 4.5 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración ۾܂ 3.650 3.650 ۻ 1 0,4621 ۵ ܗ ቀ ܘܛܑ ܘܑ܍ ቁ 0,3890 0,3890 ۵ ܁ ൬ ܘܛܑ ܘܑ܍ ൰ 0,3913 0,3913 ۰ ܂ 1,2210 1,2210 ۿ ۼ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 552,7364 1196,2438 ۱ 239,777 239,777 ۾ ۴ۼ ሺܘܛܑሻ 4,5453 18,1031 ۾ ۼ ሺܘܛܑሻ 7136,4546 7122,8968 ۿ ۲ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 1002,7364 1646,2438 ۵ ۲ ൬ ܘܛܑ ܌í܉ ൰ 0,39 0,3896 ۴ ܅۲ 0,0179 0,0109 ۵ۺ܀ቆ ܘܑ܍ ૜ ܊ܔ ቇ 65,4848 39,887 ૄ ۲ ሺ܋ܘሻ 2,7582 2,7745 158 TABLA 4.5 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración ۱ 2.218,2327 2.218,2327 ۾ ۴۲ ሺܘܛܑሻ 1,8277 4,4411 ۾ ۲ ሺܘܛܑሻ 3.798,7471 3.565,1308 ۶ 0,6574 0,6594 ܀ 0,4 0,4 ۱ ૚ 0,8 0,8 ۱ ૛ 0,0889 0,0889 ۱ ૜ 0,192 0,192 ۱ ૝ 1,03 1,03 ۻ ۱ۯۺ 0,4621 0,4604 %۳܀܀۽܀ 53,7933 0,3404 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M ୐ ൌ ሺ1 െ0,4ሻ 0,4 ඨ 1.219 1,3ሺ7.122,8968 െ1.219ሻ M ୐ ൌ 0,5978 M ൏ M ୐ 0,4604 < 0,5978 Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A ୒ ൌ 1.196,2438 832ට 7.122,8968 െ1.219 0,3890 ۯ ۼ ൌ ૙, ૙૚૚ૠૢ ܘܝܔ܏ ૛ 159 A ୘ ൌ 0,011798 0,4 A ୘ ൌ 0,02949pulg ଶ HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ P ୧୬୷ כ Q ୬ 0,9 HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 3650 psi כ 1196,2438 ܾ݈ ݀íܽ 0,9 ۶۾ ܜܚܑܘܔ܍ܠ ൌ ૡ૛, ૝ૠ ܐܘ HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ ∆P כ Q ୈ ∆P ൌ P ୈ െP ୗ ∆P ൌ 3565,1308 psi െ1219 ൌ 2346,1308 psi HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 2346,1308 psi כ 1646,2438 ܾ݈ ݀íܽ ۶۾ ܘܒ ൌ ૟૞, ૠ ܐܘ La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-66 para producir una tasa de petróleo de 450 bl/día con una presión de operación superficial de 3650 psi, debe tener un área de tobera de 0,011798 pulg ଶ , e inyectar una tasa de fluido motriz de 1196,2438 bl/día con una bomba de superficie de 82,47 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,02949 pulg ଶ . En la tabla 4.6 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo SSF-66 de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante. TABLA 4.6 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-66 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 8 0.0144 8 0.0359 0.401 7 0.0103 6 0.0212 0.486 B 0.0095 2 0.0189 0.503 9 0.0464 0.310 7 0.0271 0.380 3 0.0241 0.394 9 0.0186 9 0.0464 0.401 8 0.0131 7 0.0271 0.483 C 0.0123 3 0.0241 0.510 10 0.0599 0.310 8 0.0346 0.379 4 0.0314 0.392 CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 7 0.0108 F 0.0239 0.452 7 0.0095 F 0.0215 0.442 G 0.0311 0.347 G 0.0272 0.349 8 0.0122 F 0.0239 0.510 8 0.0136 G 0.0272 0.500 G 0.0311 0.392 H 0.0353 0.385 FABRICANTE BOMBA KOBE 9-A OILMASTER 7-A GUIBERSON C-4 CLAW 8-G OILWELL 8-H ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara 161 4.5. ANÁLISIS DEL POZO SSF-99 DATOS: Pb: 807 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 74 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 1.100 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 26,3 Tubería: GOR: 263 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 8.330 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 30.570 Casing: L: 8.330 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,404 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A La tabla 4.7 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo SSF-99 TABLA 4.7 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración ۾܂ 3.550 3.550 3.550 ۻ 1 0,4495 0,4586 ۵ ܗ ቀ ܘܛܑ ܘܑ܍ ቁ 0,3882 0,3882 0,3882 ۵ ܁ ൬ ܘܛܑ ܘܑ܍ ൰ 0,4099 0,4099 0,4099 ۰ ܂ 1,2997 1,2997 1,2997 ۿ ۼ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 548,9409 1.221,1169 1.196,9928 ۱ 239,777 239,777 239,777 ۾ ۴ۼ ሺܘܛܑሻ 4,1611 17,4083 16,7975 ۾ ۼ ሺܘܛܑሻ 6.780,1540 6.766,9068 6.767,5176 ۿ ۲ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 948,9409 1.621,1169 1.596,9928 ۵ ۲ ൬ ܘܛܑ ܌í܉ ൰ 0,3974 0,3936 0,3937 ۴ ܅۲ 0,1703 0,0997 0,1012 ۵ۺ܀ቆ ܘܑ܍ ૜ ܊ܔ ቇ 66,0728 38,6765 39,2608 162 TABLA 4.7 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración ૄ ۲ ሺ܋ܘሻ 2,4032 2,5677 2,5642 ۱ 2.218,2327 2.218,2327 2.218,2327 ۾ ۴۲ ሺܘܛܑሻ 1,5155 3,9775 3,8717 ۾ ۲ ሺܘܛܑሻ 3.386,0453 3.356,9059 3.357,4741 ۶ 0,6735 0,6618 0,6620 ܀ 0,4 0,4 0,4 ۱ ૚ 0,8 0,8 0,8 ۱ ૛ 0,0889 0,0889 0,0889 ۱ ૜ 0,192 0,192 0,192 ۱ ૝ 1,03 1,03 1,03 ۻ ۱ۯۺ 0,4495 0,4586 0,4584 %۳܀܀۽܀ 55,0452 2,0169 0,025 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M ୐ ൌ ሺ1 െ0,4ሻ 0,4 ඨ 1.100 1,3ሺ6.767,5176 െ1.100ሻ M ୐ ൌ 0,5796 M ൏ M ୐ 0,4584 < 0,5796 Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A ୒ ൌ 1.196,9928 832ට 6.767,5176 െ1.100 0,3883 ۯ ۼ ൌ ૙, ૙૚૛૙ ܘܝܔ܏ ૛ 163 A ୘ ൌ 0,0120 0,4 A ୘ ൌ 0,03009pulg ଶ HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ P ୧୬୷ כ Q ୬ 0,9 HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 3550 psi כ 1196,9928 ܾ݈ ݀íܽ 0,9 ۶۾ ܜܚܑܘܔ܍ܠ ൌ ૡ૟, ૛૟ ܐܘ HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ ∆P כ Q ୈ ∆P ൌ P ୈ െP ୗ ∆P ൌ 3357,4741 psi െ1100 ൌ 2257,4741 psi HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 2257,4741 psi כ 1596,9928 ܾ݈ ݀íܽ ۶۾ ܘܒ ൌ ૟૚, ૜ ܐܘ La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-99 para producir una tasa de petróleo de 400 bl/día con una presión de operación superficial de 3550 psi, debe tener un área de tobera de 0,012038 pulg ଶ , e inyectar una tasa de fluido motriz de 1196,9928 bl/día con una bomba de superficie de 86,26 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,03009 pulg ଶ . En la tabla 4.8 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo SSF-99 de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante. TABLA 4.8 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-99 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA R=0.4 TOBERA GARGANTA R=0.4 TOBERA GARGANTA R=0.4 No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 7 0.0111 6 0.0215 0.516 7 0.0103 6 0.0212 0.486 B 0.0095 2 0.0189 0.503 7 0.0278 0.399 7 0.0271 0.380 3 0.0241 0.394 8 0.0144 8 0.0359 0.401 8 0.0131 7 0.0271 0.483 C 0.0123 3 0.0241 0.510 9 0.0464 0.310 8 0.0346 0.379 4 0.0314 0.392 CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA R=0.4 TOBERA GARGANTA R=0.4 No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 7 0.0108 F 0.0239 0.452 7 0.0095 F 0.0215 0.442 G 0.0311 0.347 G 0.0272 0.349 8 0.0122 F 0.0239 0.510 8 0.0136 G 0.0272 0.500 G 0.0311 0.392 H 0.0353 0.385 FABRICANTE BOMBA KOBE 8-A OILMASTER 8-A GUIBERSON C-4 CLAW 8-G OILWELL 8-H ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara 165 4.6. ANÁLISIS DEL POZO SSF-108D DATOS: Pb: 1.010 psi Qs: 450 bl/día Pwh: 75 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 1.231 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 25,3 Tubería: GOR: 180 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 9.080 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 39.200 Casing: L: 9.637 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,648 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A La tabla 4.9 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo SSF-108D TABLA 4.9 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración ۾܂ 3.500 3.600 3.600 ۻ 1 0,3749 0,3974 ۵ ܗ ቀ ܘܛܑ ܘܑ܍ ቁ 0,3907 0,3907 0,3907 ۵ ܁ ൬ ܘܛܑ ܘܑ܍ ൰ 0,4257 0,4257 0,4257 ۰ ܂ 1,0981 1,0981 1,0981 ۿ ۼ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 538,3612 1.436,0127 1.354,7085 ۱ 239,777 239,777 239,777 ۾ ۴ۼ ሺܘܛܑሻ 4,6726 27,055 24,375 ۾ ۼ ሺܘܛܑሻ 7.043,3315 7.020,9489 7.023,6292 ۿ ۲ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 988,3612 1.886,0127 1.804,7085 ۵ ۲ ൬ ܘܛܑ ܌í܉ ൰ 0,4067 0,3991 0,3995 ۴ ܅۲ 0,2950 0,1546 0,1616 ۵ۺ܀ቆ ܘܑ܍ ૜ ܊ܔ ቇ 28,8478 15,1176 15,7986 166 TABLA 4.9 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración ૄ ۲ ሺ܋ܘሻ 2,1126 2,4397 2,4235 ۱ 2.1728,1264 2.1728,1264 2.1728,1264 ۾ ۴۲ ሺܘܛܑሻ 0,1998 0,6452 0,5958 ۾ ۲ ሺܘܛܑሻ 3.767,7328 3.699,3894 3.702,7522 ۶ 0,7744 0,7431 0,7443 ܀ 0,4 0,4 0,4 ۱ ૚ 0,8 0,8 0,8 ۱ ૛ 0,0889 0,0889 0,0889 ۱ ૜ 0,192 0,192 0,192 ۱ ૝ 1,03 1,03 1,03 ۻ ۱ۯۺ 0,3749 0,3974 0,3966 %۳܀܀۽܀ 62,507 6,0025 0,2124 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M ୐ ൌ ሺ1 െ0,4ሻ 0,4 ඨ 1.231 1,3ሺ7.023,6292 െ1.231ሻ M ୐ ൌ 0,6064 M ൏ M ୐ 0,3966 < 0,6064 Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A ୒ ൌ 1.354,7085 832ට 7.023,6292 െ1.231 0,3907 ۯ ۼ ൌ ૙, ૙૚૜૞ ܘܝܔ܏ ૛ 167 A ୘ ൌ 0,0135 0,4 A ୘ ൌ 0,0337 pulg ଶ HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ P ୧୬୷ כ Q ୬ 0,9 HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 3500 psi כ 1354,7085 ܾ݈ ݀íܽ 0,9 ۶۾ ܜܚܑܘܔ܍ܠ ൌ ૡૢ, ૞૟ ܐܘ HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ ∆P כ Q ୈ ∆P ൌ P ୈ െP ୗ ∆P ൌ 3702,7522 psi െ1231 ൌ 2471,7522 psi HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 2471,7522 psi כ 1804,7085 ܾ݈ ݀íܽ ۶۾ ܘܒ ൌ ૠ૞, ૡ૜ ܐܘ La bomba tipo jet que requiere el pozo SSF-108D para producir una tasa de petróleo de 450 bl/día con una presión de operación superficial de 3550 psi, debe tener un área de tobera de 0,01351 pulg ଶ , e inyectar una tasa de fluido motriz de 1354,7085 bl/día con una bomba de superficie de 89,56 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,0337 pulg ଶ . En la tabla 4.10 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo SSF-108D de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante. TABLA 4.10 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-108D KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 7 0.0111 6 0.0215 0.516 8 0.0131 7 0.0271 0.483 C 0.0123 3 0.0241 0.510 7 0.0278 0.399 8 0.0346 0.379 4 0.0314 0.392 8 0.0144 8 0.0359 0.401 9 0.0167 8 0.0346 0.483 D 0.0177 5 0.0380 0.466 9 0.0464 0.310 9 0.0441 0.37868481 6 0.0452 0.392 CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 8 0.0122 F 0.0239 0.510 7 0.0095 F 0.0215 0.442 G 0.0311 0.392 G 0.0272 0.349 9 0.0148 G 0.0311 0.476 8 0.0136 G 0.0272 0.500 H 0.0376 0.394 H 0.0353 0.385 FABRICANTE BOMBA KOBE 8-A OILMASTER 9-A GUIBERSON D-6 CLAW 9-H OILWELL 8-H ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara 169 4.7. ANÁLISIS DEL POZO AGU-01 DATOS: Pb: 1.010 psi Qs: 1.540 bl/día Pwh: 88 psi ૄ ܗ = 2,8 cp Pwf: 1.470 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 24 Tubería: GOR: 690 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.280 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 73.400 Casing: L: 9.280 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,606 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 11-K La tabla 4.11 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo AGU-01 TABLA 4.11 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración Cuarta Iteración Quinta Iteración ۾܂ 4.400 4.400 4.400 4.400 4.400 ۻ 1 0,5018 0,4542 0.4370 0,4289 ۵ ܗ ቀ ܘܛܑ ܘܑ܍ ቁ 0,3940 0,3940 0,3940 0,3940 0,3940 ۵ ܁ ൬ ܘܛܑ ܘܑ܍ ൰ 0,4312 0,4312 0,4312 0,4312 0,4312 ۰ ܂ 1,4451 1,4451 1,4451 1,4451 1,4451 ۿ ۼ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 538,3612 4.853,5765 5.361,4883 5.573,3537 5.677,4919 ۱ 86,6640 86,6640 86,6640 86,6640 86,6640 ۾ ۴ۼ ሺܘܛܑሻ 178,994 614,9781 734,902 787,6941 814,2208 ۾ ۼ ሺܘܛܑሻ 7.877,4749 7.441,4911 7.023,6292 7.268,775 7.242,2484 ۿ ۲ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 3.975,6169 6.393,5765 6.901,4883 7.113,3538 7.217,4419 ۵ ۲ ൬ ܘܛܑ ܌í܉ ൰ 0,4084 0,4029 0,4023 0,4021 0,4019 ۴ ܅۲ 0,2347 0.1459 0,1616 0,1312 0,1293 ۵ۺ܀ቆ ܘܑ܍ ૜ ܊ܔ ቇ 105,308 65,4820 60,6629 58,8561 58,0073 170 TABLA 4.11 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración Tercera Iteración Cuarta Iteración Quinta Iteración ૄ ۲ ሺ܋ܘሻ 2,2531 2,4599 2,4849 2,4943 2,4987 ۱ 3.502,3911 3.502,3911 3.502,3911 3.502,3911 3.502,3911 ۾ ۴۲ ሺܘܛܑሻ 13,811 32,5827 37,3917 39,4833 40,5293 ۾ ۲ ሺܘܛܑሻ 3.891,999 3.860,200 3.858,8897 3.858,6871 3.858,6552 ۶ 0.6077 0,6674 0.6898 0.7005 0.7059 ࡾ 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 ࡯ ૚ 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 ࡯ ૛ 0,0889 0,0889 0,0889 0,0889 0,0889 ࡯ ૜ 0,192 0,192 0,192 0,192 0,192 ࡯ ૝ 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 ࡹ ࡯࡭ࡸ࡯ 0,5018 0,4542 0,4370 0,4289 0,4248 %ࡱࡾࡾࡻࡾ 62,507 6,0025 3,8012 1,83 0,9598 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M ୐ ൌ ሺ1 െ0,4ሻ 0,4 ඨ 1.470 1,3ሺ7.242,25 െ1.470ሻ M ୐ ൌ 0,6639 M ൏ M ୐ 0,4248 < 0,6639 Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A ୒ ൌ 5.677,4419 832ට 7.242,2483 െ1.470 0,3940 ۯ ۼ ൌ ૙, ૙૞૟ૢૢ ܘܝܔ܏ ૛ 171 A ୘ ൌ 0,05699 0,4 A ୘ ൌ 0,14248 pulg ଶ HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ P ୧୬୷ כ Q ୬ 0,9 HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 4400 psi כ 5677,4919 ܾ݈ ݀íܽ 0,9 ۶۾ ܜܚܑܘܔ܍ܠ ൌ ૝ૠ૚, ૡ૟ ܐܘ HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ ∆P כ Q ୈ ∆P ൌ P ୈ െP ୗ ∆P ൌ 3858,6552psi െ1470 ൌ 2388,6552psi HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 2388,6552psi כ 7217,4419 ܾ݈ ݀íܽ ۶۾ ܘܒ ൌ ૛ૢ૜, ૚ ܐܘ La bomba tipo jet que requiere el pozo AGU-01 para producir una tasa de petróleo de 1540 bl/día con una presión de operación superficial de 4400 psi, debe tener un área de tobera de 0,05699 pulg ଶ , e inyectar una tasa de fluido motriz de 5677,4419 bl/día con una bomba de superficie de 471,86 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,4. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos y media veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,1424 pulg ଶ . En la tabla 4.12 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo AGU-01 de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante. TABLA 4.12 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-01 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 13 0.0517 13 0.1242 0.416 14 0.0562 13 0.1159 0.485 G 0.0452 11 0.1125 0.402 14 0.1668 0.310 14 0.1476 0.381 12 0.1452 0.311 14 0.0668 14 0.1668 0.400 15 0.0715 14 0.1476 0.484 H 0.0661 12 0.1452 0.455 15 0.2154 0.310 15 0.1879 0.381 13 0.1772 0.373 CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 13 0.045 N 0.1119 0.402 13 0.0498 M 0.1242 0.401 O 0.1445 0.311 N 0.1668 0.299 14 0.0658 O 0.1445 0.455 14 0.0624 M 0.1242 0.502 P 0.1763 0.373 N 0.1668 0.374 FABRICANTE BOMBA KOBE 14-A OILMASTER 14-A GUIBERSON H-13 CLAW 14-P OILWELL 14-N ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara 173 4.8. ANÁLISIS DEL POZO AGU-08 DATOS: Pb: 350 psi Qs: 600 bl/día Pwh: 96 psi ૄ ܗ = 1,1825 cp Pwf: 691 psi ૄ ܟ = 0,47 cp API: 34 Tubería: GOR: 233 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.112,5 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 56.000 Casing: L: 9.112,5 pies • OD: 5,5 pulg Fw: 0,711 • ID: 4,892 pulg Bomba: JET 8-A La tabla 4.13 resume los resultados obtenidos a partir de los del pozo AGU-08 TABLA 4.13 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración ۾܂ 3.600 3.600 ۻ 1 0,2984 ۵ ܗ ቀ ܘܛܑ ܘܑ܍ ቁ 0,3702 0,3702 ۵ ܁ ൬ ܘܛܑ ܘܑ܍ ൰ 0,4268 0,4268 ۰ ܂ 1,2195 1,2195 ۿ ۼ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 843,7134 2826,9367 ۱ 86,664 86,664 ۾ ۴ۼ ሺܘܛܑሻ 20,9309 182,2871 ۾ ۼ ሺܘܛܑሻ 6.952,5936 6.791,2375 ۿ ۲ ൬ ܊ܔ ܌í܉ ൰ 1.443,7134 3.426,936712 ۵ ۲ ൬ ܘܛܑ ܌í܉ ൰ 0,3937 0,3801 ۴ ܅۲ 0,2954 0,1244 ۵ۺ܀ቆ ܘܑ܍ ૜ ܊ܔ ቇ 27,9849 11,7896 174 TABLA 4.13 CONTINUACIÓN Cálculos Primera Iteración Segunda Iteración ૄ ۲ ሺ܋ܘሻ 0,9719 1,0938 ۱ 540,8818 540,8818 ۾ ۴۲ ሺܘܛܑሻ 11,2706 52,8012 ۾ ۲ ሺܘܛܑሻ 3.695,3754 3.612,725 ۶ 0,9224 0,9192 ܀ 0,5 0,5 ۱ ૚ 1 1 ۱ ૛ 0 0 ۱ ૜ 0,3 0,3 ۱ ૝ 1,03 1,03 ۻ ۱ۯۺ 0,2984 0,2996 %۳܀܀۽܀ 70,1544 0,3796 ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara Puesto que el error calculado es menor a 1, se ha obtenido convergencia y se puede continuar con los cálculos. M ୐ ൌ ሺ1 െ0,5ሻ 0,5 ඨ 691 1,3ሺ6.791,2375 െ691ሻ M ୐ ൌ 0,2952 M ൏ M ୐ 0,3966 < 0,6064 Puesto que este parámetro se cumple, no existirán problemas de cavitación. A ୒ ൌ 2.826,9367 832ට 6.791,2375 െ691 0,3702 ۯ ۼ ൌ ૙, ૙૛૟ૠ૞ ܘܝܔ܏ ૛ 175 A ୘ ൌ 0,0135 0,5 A ୘ ൌ 0,05351 pulg ଶ HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ P ୧୬୷ כ Q ୬ 0,9 HP ୲୰୧୮୪ୣ୶ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 3600 psi כ 2826,9367 ܾ݈ ݀íܽ 0,9 ۶۾ ܜܚܑܘܔ܍ܠ ൌ ૚ૢ૛, ૛૜ ܐܘ HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ ∆P כ Q ୈ ∆P ൌ P ୈ െP ୗ ∆P ൌ 3612,725psi െ691 ൌ 2921,725psi HP ୮୨ ൌ 1,7 כ 10 ିହ כ 2921,725psi כ 3426,936712 ܾ݈ ݀íܽ ۶۾ ܘܒ ൌ ૚ૠ૙, ૛૚ ܐܘ La bomba tipo jet que requiere el pozo AGU-08 para producir una tasa de petróleo de 600 bl/día con una presión de operación superficial de 3600 psi, debe tener un área de tobera de 0,0267 pulg ଶ , e inyectar una tasa de fluido motriz de 2826,9367 bl/día con una bomba de superficie de 192,23 hp de potencia. La curva de comportamiento que tendrá el valor más alto de la relación de presiones H, para estas condiciones se corresponde con una relación de áreas R = 0,5. Esto significa que el área de la cámara de mezclado necesita ser dos veces más grande que el área de la tobera, o sea 0,0535 pulg ଶ . En la tabla 4.14 se presenta una alternativa de geometrías para la producción deseada en el pozo AGU-08 de acuerdo a los datos calculados por cada fabricante. TABLA 4.14 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-08 KOBE OILMASTER GUIBERSON TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 10 0.024 9 0.0464 0.517 10 0.0212 8 0.0346 0.613 E 0.0241 6 0.0452 0.533 10 0.0599 0.401 9 0.0441 0.481 7 0.0531 0.454 11 0.031 10 0.0599 0.518 11 0.0271 9 0.0441 0.615 F 0.0314 7 0.0531 0.591 11 0.0774 0.401 10 0.0562 0.482 8 0.0661 0.475 CLAW OILWELL TOBERA GARGANTA R TOBERA GARGANTA R No ÁREA No ÁREA No ÁREA No ÁREA 11 0.0239 I 0.0447 0.535 10 0.0229 I 0.0456 0.502 J 0.0526 0.454 J 0.0593 0.386 12 0.0311 J 0.0526 0.591 11 0.0307 J 0.0593 0.518 K 0.0654 0.476 K 0.0764 0.402 FABRICANTE BOMBA KOBE 11-A - OILMASTER 11-X GUIBERSON F-8 CLAW 12-K OILWELL 11-J ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara 177 4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS A continuación se presenta en la tabla 4.15 el resumen los valores obtenidos de los cálculos realizados para los pozos de Shushufindi. TABLA 4.15 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS SHUSHUFINDI Estado Actual Escenario Propuesto Q inyección BL BPPD Bomba Jet Q inyección BL BPPD Bomba Jet SSF-46 1.600 213 9-I 626 387 5-F SSF-49 1.380 104 8-A 1.420 118 9-H SSF-66 1.670 367 9-J 1.196 432 8-G SSF-99 1.860 80 9-A 1.197 238 8-G SSF-108D 1.760 205 9-A 1.355 158 9-H TOTAL 969 1333 Elaborado por: Andrea Benavides, Enrique Vergara. Al comparar las bombas seleccionadas en la tabla anterior correspondientes al estado actual de los pozos y los cálculos realizados se puede observar que existen bombas sobredimensionadas, por lo tanto, en estos casos la geometría sugerida por los cálculos da como resultado un menor caudal de fluido motriz menor al estado actual y un incremento en la producción de petróleo lo representa menor potencia y mayor producción. La tabla 4.16 muestra el resumen de los valores obtenidos de los cálculos realizados para los pozos de Aguarico TABLA 4.16 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS AGUARICO Estado Actual Datos Calculados Q inyección BL BPPD Bomba Jet Q inyección BL BPPD Bomba Jet AGU-01 2.100 986 11-K 5.677 607 13-N AGU-08 1.530 130 8-A 2.827 173 12-K TOTAL 1116 780 Elaborado por: Andrea Benavides, Enrique Vergara 178 Se puede observar en los resultados de estos pozos que al realizar el cambio de geometría de las bombas se tiene una menor producción por lo que podemos concluir que en estos pozos no conviene realizar ningún cambio de geometría entonces se mantendrán con las mismas bombas actuales. 179 CAPÍTULO V ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO DEL PROYECTO En un proyecto que busca ser implementado es importante realizar un análisis económico para conocer que tan factible son los cambios que se proponen. El estudio económico se basa fundamentalmente, en el análisis de inversiones, ingresos, egresos, valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR); las mismas que determinan la puesta en marcha de un proyecto y al mismo tiempo nos indica si es o no rentable. Un proyecto es económicamente rentable cuando: • El valor actual neto (VAN) es mayor que cero. • La tasa interna de retorno (TIR) es mayor a la tasa de actualización. Es importante señalar que la tasa de actualización que Petroproducción maneja en sus proyectos es del 12 % anual, es decir, 1 % mensual de acuerdo a información del Departamento Financiero. 5.1. VALOR ACTUAL NETO (VAN) 9 Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La metodología consiste en descontar al momento actual (es decir, actualizar mediante una tasa) todos los flujos de caja futuros del proyecto. A este valor se le resta la inversión inicial, de tal modo que el valor obtenido es el valor actual neto del proyecto. En la tabla 5.1 se indican los parámetros para interpretar al valor actual neto. 9 http://es.wikipedia.org/wiki/Valor_actual_neto 180 La fórmula que nos permite calcular el Valor Actual Neto es: ( ) ∑ = + = n n n i Fnc VAN 0 1 (5.1) Que en su forma individual se expresa: VAN ൌ VP כ ሺ1 ൅iሻ ୬ (5.2) Donde: VP = Valor presente VF = Valor futuro Fnc = Flujo neto de caja i = tasa de actualización o descuento n = período de análisis TABLA 5.1 INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO Valor Significado Decisión a tomar VAN > 0 La inversión producirá ganancias por encima de la rentabilidad exigida Él proyecto puede aceptarse VAN < 0 La inversión producirá ganancias por debajo de la rentabilidad exigida El proyecto debería rechazarse VAN = 0 La inversión no producir ni ganancias ni pérdidas Dado que el proyecto no agrega valor monetario por encima de la rentabilidad exigida, la decisión debería basarse en otros criterios, como la obtención de un mejor posicionamiento en el mercado u otros factores. FUENTE:http://es.wikipedia.org/wiki/Valor_actual_neto ELABORADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara 181 5.2. TASA INTERNA DE RETORNO 10 Está definida como la tasa de interés con la cual el valor actual neto (VAN) es igual a cero. El VAN es calculado a partir del flujo de caja anual, trasladando todas las cantidades futuras al presente. Es un indicador de la rentabilidad de un proyecto, a mayor TIR, mayor rentabilidad. Se utiliza para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de inversión. Para ello, la TIR se compara con una tasa mínima o tasa de corte, el coste de oportunidad de la inversión (si la inversión no tiene riesgo, el coste de oportunidad utilizado para comparar la TIR será la tasa de rentabilidad libre de riesgo). Si la tasa de rendimiento del proyecto - expresada por la TIR- supera la tasa de corte, se acepta la inversión; en caso contrario, se rechaza. Para el cálculo de la TIR se emplea la siguiente ecuación: VAN ൌ ∑ ୊୬ୡ ሺଵା୘୍ୖሻ ౤ ୬ ୬ୀ଴ െI ୭ ൌ 0 (5.3) Donde: I ୭ ൌ Inversión a realizarse en el período “cero” Fnc = Flujo neto de caja n = período de análisis En la tabla 5.2 se indica la interpretación de la tasa interna de retorno. 10 http://es.wikipedia.org/wiki/Tasa_interna_de_retorno 182 TABLA 5.2 INTERPRETACIÓN DE LA TASA INTERNA DE RETORNO Valor Significado Decisión a tomar TIR > i El proyecto es rentable Acepto el proyecto TIR < i El proyecto no es rentable No acepto el proyecto FUENTE: http://es.wikipedia.org/wiki/Tasa_interna_de_retorno ELABORADO POR: Andrea Benavides Y Enrique Vergara 5.3. RELACIÓN COSTO / BENEFICIO (RCB) 11 La relación Costo/Beneficio (RCB), nos muestra de forma clara, la rentabilidad de un proyecto considerando los ingresos generados, los gastos y la inversión, todos calculados en el período de la inversión, su interpretación se encuentra en la tabla 5.3 RCB ൌ ୍୬୥୰ୣୱ୭ୱ ሺୟୡ୲୳ୟ୪୧୸ୟୢ୭ୱሻ େ୭ୱ୲୭ୱ ሺୟୡ୲୳ୟ୪୧୸ୟୢ୭ୱሻା୍୬୴ୣ୰ୱ୧ó୬ (5.4) TABLA 5.3 INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN COSTO/BENEFICIO Valor Significado Decisión a tomar RCB > 1 Los ingresos son mayores a los egresos Es aceptable RCB = 1 Los ingresos son iguales a los egresos Es indiferente RCB < 1 Los ingresos son menores a los egresos No es aceptable FUENTE: http://es.wikipedia.org/wiki/Relación_costo_beneficio ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 5.4. ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO En este proyecto se busca incrementar la producción de los pozos con bombeo hidráulico, manteniendo el mismo sistema de Levantamiento. De los datos obtenidos en el capítulo anterior de cada pozo, puede concluirse que los pozos aguarico 1 y 8, al cambiarse su geometría, no representan un aporte al incremento de la producción, puesto que se requeriría de mayor energía y fluido motriz. Por tal motivo, no es conveniente realizar ningún cambio de equipo ni 11 Tesis: Análisis técnico-económico para el cambio de levantamiento artificial en cuatro pozos del campo Shushufindi. Autores: Andrés Araya. 183 geometría, ya que los actuales tienen un funcionamiento adecuado. Por lo tanto, la producción actual de estos pozos será la utilizada para futuras estimaciones para lo cual se considerará al año 2011 como período de evaluación del proyecto. 5.4.1. COSTOS DE PRODUCCIÓN Los costos de producción incluyen los costos de los trabajos a realizarse de acuerdo con el análisis técnico, el tiempo de duración de los trabajos y la producción de petróleo a recuperarse por los trabajos propuestos en cada pozo. En la tabla 5.4 se presentan los costos de un trabajo de reacondicionamiento típico para el cambio de geometría de la bomba jet de fondo, que serán aplicados a los pozos objeto de análisis en este estudio. TABLA 5.4 COSTOS DE TRABAJOS Operación - Material Costo Movilización y supervisión 1.120 Técnico de Operación (día o fracción) 300 Camión Pluma (cargo básico 8 horas) 700 Nueva geometría (tobera+garganta+carcaza) 16.500 Procedimiento de cambio de bomba jet (reversada+bajada de bomba) 1.680 Lubricador 224 Contigencias (+/-25%) 6.506 27.030 FUENTE: Costos estimados de las listas de precios de Petroproducción y Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 184 5.4.2. INGRESOS Los ingresos se obtienen multiplicando el precio del barril de petróleo por el número de barriles a ser producidos cada mes. De acuerdo con los historiales de producción del campo se estima que su declinación de producción es del 9% anual. Con lo que para el proyecto se establece una declinación mensual del 0,75%, con el período mensual considerado de 30,41 días y el período semanal de 7 días. 5.4.3. EGRESOS Los egresos mensuales constituyen la suma entre los costos del trabajo de reacondicionamiento típico para el cambio de geometría de la bomba jet de fondo de los pozos productores y el costo de futuros reacondicionamientos, donde el costo operativo de producción es de 10 dólares por barril. El monto total de la ejecución del proyecto asciende a 135.150 dólares, durante los doce meses del año 2011 considerados en el período de evaluación económica del proyecto. 5.4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO Los parámetros en los que se basa el estudio económico del presente proyecto son los siguientes: • Se han considerado tres escenarios para el presente estudio, el primero con un costo del barril de petróleo de 66 dólares basado en el valor establecido en el Contrato de Crédito actual que tiene Petroecuador con Petrochina, en el cual esta cifra se tomó como valor referencial. El segundo de 73,30 dólares el barril del petróleo, valor establecido para el 185 Presupuesto del Estado del año 2011. Por último 100 dólares, cifra que se tiene planteada como objetivo para el 2011. • Se estima una tasa de actualización anual del 12 % (tasa de actualización mensual igual al 1%) valor emitido para un proyecto, de acuerdo al Departamento Financiero de Petroproducción. • No se considera depreciación contable de los equipos, puesto que no intervienen los impuestos fiscales. 5.4.4.1. Primer Escenario Para el caso del crudo de 66 dólares por barril, el proyecto presenta un VAN positivo de 31’620.738 dólares. La evaluación económica se realiza para doce meses y se calculó que al final de este tiempo se tendrá un TIR mensual de 2.324%. Estos datos finales del análisis económico para el primer caso se muestran en la tabla 5.5 y en la tabla 5.6 se indica el resumen de estos resultados y son indicativos que el proyecto es rentable. Como primer procedimiento se realiza el cálculo de la producción acumulada y los ingresos totales en el año que corresponde a la fecha desde enero del 2011 hasta diciembre del mismo año. Para esto se considera en ambos casos: ia = tasa de actualización bancaria anual 12% im = tasa de actualización bancaria mensual 0.01 TABLA 5.5 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 66 DÓLARES, PRIMER ESCENARIO. MES PERÍODO REPARACIÓN POR POZO PROD. ACUM. TOTAL POR MES INGRESO TOTAL COSTO IMPLEMENTACIÓN COSTO OPERATIVO TOTAL EGRESOS FLUJO DE CAJA INGRESO TOTAL INGRESO TOTAL EGRESO TOTAL EGRESO TOTAL FLUJO DE CAJA SUMATORIA FLUJO BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ ENE 11 0 43334.3 135150 0 0 -135150 0 0 0 0 -135150 -135150 FEB 11 1 5 56106.5 3703025.7 561064.5 696214.5 3141961.2 3668218.732 3668218.7 689670.36 689670.36 3112428 2977278.015 MAR 11 2 55780.1 3681487.6 557801.2 557801.2 3123686.4 3612603.829 7280822.6 547364.22 1237034.6 3065239.6 6042517.628 ABR 11 3 55455.7 3660074.8 554556.8 554556.8 3105518.0 3557832.12 10838655 539065.47 1776100 3018766.6 9061284.275 MAY 11 4 55133.1 3638786.5 551331.3 551331.3 3087455.2 3503890.82 14342546 530892.55 2306992.6 2972998.3 12034282.55 JUN 11 5 54812.5 3617622 548124.5 548124.5 3069497.5 3450767.339 17793313 522843.54 2829836.1 2927923.8 14962206.35 JUL 11 6 54493.6 3596580.7 544936.5 544936.5 3051644.2 3398449.278 21191762 514916.56 3344752.7 2883532.7 17845739.07 AGO 11 7 54176.7 3575661.7 541766.9 541766.9 3033894.8 3346924.426 24538687 507109.76 3851862.5 2839814.7 20685553.73 SEP 11 8 53861.6 3554864.4 538615.8 538615.8 3016248.6 3296180.758 27834867 499421.33 4351283.8 2796759.4 23482313.16 OCT 11 9 53548.3 3534188 535483.0 535483.0 2998705.0 3246206.428 31081074 491849.46 4843133.2 2754357 26236670.13 NOV 11 10 53236.8 3513631.9 532368.5 532368.5 2981263.5 3196989.773 34278064 484392.39 5327525.6 2712597.4 28949267.52 DIC 11 11 52927.2 3493195.4 529272.0 529272.0 2963923.4 3148519.306 37426583 477048.38 5804574 2671470.9 31620738.44 6130471.0 2324% 37426582.81 5804574 31620738 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 187 TABLA 5.6 RESULTADOS FINALES PARA EL PRIMER ESCENARIO INVERSION TOTAL (USD) 6’130.471 TASA INTERNA DE RETORNO( MENSUAL) (TIRm) % 2.324% TASA INTERNA DE RETORNO( ANUAL) (TIR) % 4,11956E+16 VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 31’620.738 BENEFICIO/COSTO 6,45 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 5.4.4.2. Segundo Escenario Para el caso del crudo de 73,30 dólares por barril, el proyecto presenta un VAN positivo de 35’760.345 dólares. La evaluación económica se realiza para doce meses y se calculó que al final de este tiempo se tendrá un TIR mensual de 2.627%. Estos datos finales del análisis económico para el primer caso se muestran en la tabla 5.7 y en la tabla 5.8 se indica el resumen de estos resultados y son indicativos que el proyecto es rentable. Igual que para el primer caso para este se toman las mismas consideraciones de tiempo y tasas de actualización. TABLA 5.7 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 73,30 DÓLARES, SEGUNDO ESCENARIO. MES PERÍODO REPARACIÓN POR POZO PROD. ACUM. TOTAL POR MES INGRESO TOTAL COSTO IMPLEMENTACIÓN COSTO OPERATIVO TOTAL EGRESOS FLUJO DE CAJA INGRESO TOTAL INGRESO TOTAL EGRESO TOTAL EGRESO TOTAL FLUJO DE CAJA SUMATORIA FLUJO BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ ENE 11 0 43334.3 135150 0 0 -135150 0 0 0 0 -135150 -135150 FEB 11 1 5 56106.5 4112602.8 561064.5 696214.5 3551538.3 4073946 4073946 689670.36 689670.36 3518155.2 3383005.2 MAR 11 2 55780.1 4088682.4 557801.2 557801.2 3530881.3 4012179.7 8086125.7 547364.22 1237034.6 3464815.5 6847820.7 ABR 11 3 55455.7 4064901.2 554556.8 554556.8 3510344.4 3951349.9 12037476 539065.47 1776100 3412284.4 10260105 MAY 11 4 55133.1 4041258.3 551331.3 551331.3 3489927.0 3891442.4 15928918 530892.55 2306992.6 3360549.8 13620655 JUN 11 5 54812.5 4017752.9 548124.5 548124.5 3469628.4 3832443.1 19761361 522843.54 2829836.1 3309599.6 16930255 JUL 11 6 54493.6 3994384.3 544936.5 544936.5 3449447.8 3774338.4 23535699 514916.56 3344752.7 3259421.8 20189676 AGO 11 7 54176.7 3971151.5 541766.9 541766.9 3429384.6 3717114.6 27252814 507109.76 3851862.5 3210004.8 23399681 SEP 11 8 53861.6 3948053.9 538615.8 538615.8 3409438.1 3660758.3 30913572 499421.33 4351283.8 3161337 26561018 OCT 11 9 53548.3 3925090.6 535483.0 535483.0 3389607.6 3605256.5 34518829 491849.46 4843133.2 3113407.1 29674425 NOV 11 10 53236.8 3902260.9 532368.5 532368.5 3369892.4 3550596.2 38069425 484392.39 5327525.6 3066203.8 32740629 DIC 11 11 52927.2 3879564 529272.0 529272.0 3350292.0 3496764.6 41566190 477048.38 5804574 3019716.2 35760345 6130471.0 2627% 41566190 5804574 35760345 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 189 TABLA 5.8 RESULTADOS FINALES PARA EL SEGUNDO ESCENARIO INVERSION TOTAL (USD) 6’130.471 TASA INTERNA DE RETORNO( MENSUAL) (TIRm) % 2.627% TASA INTERNA DE RETORNO( ANUAL) (TIR) % 1,6933E+17 VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 35’760.345 BENEFICIO/COSTO 7,16 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 5.4.4.3. Tercer Escenario Para el caso del crudo de 100 dólares por barril, el proyecto presenta un VAN positivo de 50’901.099 dólares. La evaluación económica se realiza para doce meses y se calculó que al final de este tiempo se tendrá un TIR mensual de 3.736%. Estos datos finales del análisis económico para el primer caso se muestran en la tabla 5.9 y en la tabla 5.10 se indica el resumen de estos resultados y son indicativos que el proyecto es rentable. Al Igual que en los casos anteriores, para este se toman las mismas consideraciones de tiempo y tasas de actualización. TABLA 5.9 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 100 DÓLARES, TERCER ESCENARIO. MES PERÍODO REPARACIÓN POR POZO PROD. ACUM. TOTAL POR MES INGRESO TOTAL COSTO IMPLEMENTACIÓN COSTO OPERATIVO TOTAL EGRESOS FLUJO DE CAJA INGRESO TOTAL INGRESO TOTAL EGRESO TOTAL EGRESO TOTAL FLUJO DE CAJA SUMATORIA FLUJO BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ ENE 11 0 43334.3 135150 0 0 -135150 0 0 0 0 -135150 -135150 FEB 11 1 5 56106.5 5610645 561064.5 696214.5 5049580.5 5557907.2 5557907.2 689670.36 689670.36 5002116.5 4866966.5 MAR 11 2 55780.1 5578011.5 557801.2 557801.2 5020210.4 5473642.2 11031549 547364.22 1237034.6 4926277.9 9793244.4 ABR 11 3 55455.7 5545567.8 554556.8 554556.8 4991011.0 5390654.7 16422204 539065.47 1776100 4851589.3 14644834 MAY 11 4 55133.1 5513312.9 551331.3 551331.3 4961981.6 5308925.5 21731130 530892.55 2306992.6 4778032.9 19422867 JUN 11 5 54812.5 5481245.5 548124.5 548124.5 4933120.9 5228435.4 26959565 522843.54 2829836.1 4705591.8 24128458 JUL 11 6 54493.6 5449364.6 544936.5 544936.5 4904428.2 5149165.6 32108730 514916.56 3344752.7 4634249 28762707 AGO 11 7 54176.7 5417669.2 541766.9 541766.9 4875902.3 5071097.6 37179828 507109.76 3851862.5 4563987.9 33326695 SEP 11 8 53861.6 5386158.1 538615.8 538615.8 4847542.3 4994213.3 42174041 499421.33 4351283.8 4494791.9 37821487 OCT 11 9 53548.3 5354830.3 535483.0 535483.0 4819347.3 4918494.6 47092536 491849.46 4843133.2 4426645.1 42248132 NOV 11 10 53236.8 5323684.8 532368.5 532368.5 4791316.3 4843923.9 51936460 484392.39 5327525.6 4359531.5 46607664 DIC 11 11 52927.2 5292720.3 529272.0 529272.0 4763448.3 4770483.8 56706944 477048.38 5804574 4293435.4 50901099 6130471.0 3736% 56706944 5804574 50901099 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 191 TABLA 5.10 RESULTADOS FINALES PARA EL TERCER ESCENARIO INVERSION TOTAL (USD) 6’130.471 TASA INTERNA DE RETORNO( MENSUAL) (TIRm) % 3.736% TASA INTERNA DE RETORNO( ANUAL) (TIR) % 1,01422E+19 VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 50’901.099 BENEFICIO/COSTO 9,77 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara 5.4.4.4. Análisis de resultados De los resultados finales obtenidos de los tres casos se puede ver que los valores más altos de tasa interna de retorno y valor actual neto se tiene en el tercer caso ya que este es el mayor precio referencial tomado (100 dólares) Por el contrario los valores menores de tasa interna de retorno y valor actual neto se obtienen con el precio de crudo más bajo que es de 66 dólares, sin embargo aún con este valor el proyecto es muy rentable debido a que el TIR es mucho mayor al 100% por lo tanto la recuperación de la inversión se refleja en los primeros meses de evaluación. Con esto se puede concluir que para un valor promedio del crudo de 73,30 dólares (segundo caso) el valor actual neto es de 35’760.345 dólares y una tasa interna de retorno del 2.627% lo cual es indicativo de que el proyecto es muy rentable y la inversión se recupera en el primer mes de evaluación. 192 CAPÍTULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1. CONCLUSIONES: • El campo Shushufindi-Aguarico es uno de los más importantes con los que cuenta el País, tanto por su producción de crudo liviano y gas como por las reservas con las que cuenta, manteniendo en la actualidad una producción promedio de 38.000 BPPD y 15.000 MPCD de gas en formación. • La producción de agua en el campo se ha ido incrementando en los últimos años, a tal punto que menos de la décima parte del campo se encuentra libre de inundación de agua. Esto ha ido dificultando procesos de producción, tanto en instalaciones, como trabajos de operación, debido a la corrosión de las líneas de flujo, obstrucción por depositación de escala, incrementando así, el consumo de químicos, mayor demanda de energía eléctrica y problemas con el medio ambiente. Este efecto, en gran parte, es provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo electro- sumergible que es el más usado en el campo. • El incremento en los sólidos suspendidos es un indicativo de corrosión, formación de inscrutaciones o actividad bacterial; el cual puede ser contrarrestado al tener un tratamiento químico eficiente. • De los workovers analizados para los pozos con bombeo hidráulico del campo Shushufindi – Aguarico se encontró que algunos de estos habían operado con bombas electro-sumergibles, mas debido a la baja producción y presencia de arenas esta no fue la mejor alternativa por las reparaciones constantes que debían efectuarse, por lo que se optó por la implementación de Bombeo Hidráulico, más económico y eficiente para este caso. • En base a los resultados obtenidos del estudio técnico se concluyó que las bombas jet de los pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99 y SSF-108D 193 están sobre dimensionadas, puesto que con bombas de diferente geometría podría obtenerse una mayor producción, trabajando con parámetros similares a los actuales. • De los resultados obtenidos del estudio técnico se concluye que con la implementación de nuevas geometrías, puede obtenerse un incremento de 417 BPPD en los pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99, SSF-108D y un ahorro de 2.476 barriles de fluido motriz. • En los pozos aguarico 01 y 08 no se consideró rentable el cambio de geometría, puesto que esta demandaba un incremento sustancial de energía y fluido motriz, por lo que la geometría actual es la adecuada. • Del estudio económico se obtuvo que la inversión total del proyecto es de 135.150 dólares, recuperando la inversión en el primer mes de iniciado el mismo con un flujo neto de caja actualizado positivo. • Se concluye que este proyecto es económicamente rentable para los tres casos propuestos. En el primero, para un precio del crudo de 66 dólares, el VAN de 31’620.738 dólares es mayor que cero; el TIR de 2.324% mensual es mayor a la tasa de actualización mensual del 1%; la relación Costo/Beneficio es de 6,45, lo que indica la rentabilidad del proyecto, al ser mayor a 1. En el segundo, para un crudo de 73,30 dólares, el VAN es de 35’760.345 dólares; el TIR de 2.627% mensual; y con una relación Costo/Beneficio de 7,16. Y en el tercero, para un crudo de 100 dólares, el VAN es de 50’901.099 dólares; el TIR de 3.736% mensual; y con una relación Costo/Beneficio de 9,77. • En referencia al Plan de Manejo Ambiental, este está conformado por planes y programas, cada uno de los cuales en su totalidad o en parte contribuirán a evitar, rectificar, reducir o compensar los impactos provocados por las fases y actividades hidrocarburíferas en el Campo Shushufindi. 194 6.2. RECOMENDACIONES: • Se recomienda cambiar las geometrías de las bombas Jet instaladas en los pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99, SSF-108D, de acuerdo con el presente estudio, puesto que con una baja inversión se incrementará la producción de los pozos, y por el análisis económico realizado el proyecto es económicamente rentable. • En los pozos AGU-01 y AGU-08, de acuerdo al estudio realizado, no se recomienda el cambio de geometría, ya que presenta una alta demanda de energía y fluido motriz, por lo que la geometría actual es la adecuada. • Es necesario ejecutar trabajos de pruebas de pozos para poder contar con datos actualizados de los pozos del campo Shushufindi–Aguarico, obteniéndose de este modo índices de productividad y declinación a medida que avanza la producción, lo que permitirá diseñar y mantener los equipos. • Se deben tener presente los problemas que existen en las facilidades de producción ya que no se ha dado renovación de equipos y tuberías, además de que las instalaciones de superficie en muchos casos ya han cumplido el tiempo de vida útil especificado por el fabricante. • Se recomienda mantener un tratamiento químico eficiente para mitigar la formación de incrustaciones, actividad bacterial y más aún el incremento de sólidos suspendidos puesto que estos son un indicativo de corrosión. • Se recomienda realizar un control periódico de la salinidad del agua de producción, principal causante del problema de cavitación en las bombas jet, para disminuir el uso de químicos y mejorar la producción. • La seguridad industrial es de trascendental importancia para el desarrollo armónico y ordenado de una empresa. Por lo tanto, es menester apoyarla a fin de que juegue un papel decisivo en la preservación principalmente de la vida y salud del trabajador, así como de las instalaciones. Una forma puede ser dando charlas informativas permanentes al personal de operación en el Campo. 195 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1. Baby P., Rivadeneira M., Barragán R. (2004) “La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo” Quito 2. Amaya J. y Armando Chanatásig, (2009), Programa de Diseño Unificado de Bombeo Hidráulico para la selección de Bomba Jet y Pistón usadas en las operaciones de Petroproducción, Quito. 3. Molina, Freddy, (2004), “Desarrollo de software para el diseño de Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico, tipo Pistón y Jet”. Quito. 4. Cueva, Luis, (2001), “Estudio de la optimización del fluido motriz para Bombeo Hidráulico en el campo Sacha”. Quito 5. Martínez, Ángel, (2002), “Análisis técnico del comportamiento del Sistema de Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico y Electrosumergible del campo Coca - Payamino”. Quito 6. Melo V. (2007), “Folleto de Levantamiento Artificial”. Quito 7. Silva M. (2008), “Estudio para optimizar las facilidades de superficie en el sistema de reinyección de agua en la estación sur del campo shushufindi” Quito. 8. Zaldumbide J. (2009), “Optimización de las facilidades de producción de la estación Shushufindi central para las actuales condiciones de operación del campo” Quito 9. Departamento de Ingeniería de Petróleos. (2010): Forecast y archivos técnicos del Campo Shushufindi-Aguarico, Distrito Oriente. 196 ANEXOS 197 ÍNDICE DE ANEXOS ANEXO No 1 ....................................................................................................... 198 SUMARIO DE RESERVAS TÉCNICA CERTIFICADAS POR RESERVORIO .. 198 TABLA A-1.1. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO BASAL TENA ............... 199 TABLA A-1.2. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U SUPERIOR .... 199 TABLA A-1.3. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U ....................... 200 TABLA A-1.4. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO T ........................ 200 ANEXO No 2 ....................................................................................................... 201 PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACÍO) ......................................................................................... 201 FIGURA A-2.1. PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACIO) ........................................................................................... 202 ANEXO No 3 ....................................................................................................... 203 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS GUIBERSON, KOBE Y OILMASTER ................................................................ 203 TABLA A-3.1. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES DE GARGANTA PARA BOMBAS GUIBERSON ................................................................................... 204 TABLA A-3.2. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE KOBE (pg 2 ) ........... 205 TABLA A-3.3. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE NATIONAL (pg 2 ) ... 206 ANEXO No 4 ....................................................................................................... 207 DIAGRAMAS ACTUALES DE LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO .... 207 FIGURA A-4.1. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-46 ........................... 208 FIGURA A-4.2. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-49 ........................... 209 FIGURA A-4.3. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-66 ........................... 210 FIGURA A-4.4. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-99 ........................... 211 FIGURA A-4.5. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-108D ....................... 212 FIGURA A-4.6. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU-01 .......................... 213 FIGURA A-4.7. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU-08 .......................... 214 ANEXO No 5 ....................................................................................................... 215 COSTOS DE LAS BOMBAS JET CLAW Y PRINCIPALES ACCESORIOS Y HERRAMIENTAS DE FONDO ........................................................................... 215 TABLA A-5.1. LISTA DE PRECIOS DE BOMBAS Y ACCESORIOS SERTECPET .... 216 198 ANEXO No 1 SUMARIO DE RESERVAS TÉCNICA CERTIFICADAS POR RESERVORIO 199 TABLA A-1.1. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO BASAL TENA Reservorio BASAL TENA Información al 31/12/2008 POES 2P FR Reservas Probadas Reservas Técnicas Certificadas Recuperables Totales Producción Acumulada (Np) RA No. de Pozos Probadas Remanentes Probables Posibles MBls % MBls MBls % Total Activos MBls 86.588,9 25 21.647,2 4.607,9 532 6 4 17.039,3 - - FR: Factor de recobro final esperado para el reservorio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio. Comentarios: El reservorio Basal Tena tiene una producción acumulada de 4.607,9 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12-2008 se encontraba activo con cuatro (4) pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 1.206 bppd con 43,3% de BSW. La producción acumulada de agua es de 1.733,9 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 27,34% Las reservas probadas recuperables que totalizan 21.647.225 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un factor de recobro de 25%. FUENTE: NTC Energy Group C.A. TABLA A-1.2. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U SUPERIOR Reservorio NAPO U Superior Información al 31/12/2008 POES 2P FR Reservas Probadas Reservas Técnicas Certificadas Recuperables Totales Producción Acumulada (Np) RA No. de Pozos Probadas Remanentes Probables Posibles MBls % MBls MBls % Total Activos MBls 725.236,1 30 181.309,0 13.785,5 19 - 16 167.523,5 - - FR: Factor de recobro final esperado para el reservorio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio. Comentarios: Tiene una producción acumulada de 13.785,5 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12-2008 se encontraba activo con 16 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 8.072 bppd con 59,9% de BSW. La producción acumulada de agua es de 20.533,1 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 59,8% Las reservas probadas recuperables que totalizan 181.309.035 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 30,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A. 200 TABLA A-1.3. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U Reservorio NAPO U Información al 31/12/2008 POES 2P FR Reservas Probadas Reservas Técnicas Certificadas Recuperables Totales Producción Acumulada (Np) RA No. de Pozos Probadas Remanentes Probables Posibles MBls % MBls MBls % Total Activos MBls 1.197.850,6 45 539.032,8 373.457,5 312 - 45 165.575,3 - - FR: Factor de recobro final esperado para el reservorio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio. Comentarios: El reservorio U tiene una producción acumulada de 373.457,5 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12-2008 se encontraba activo con 45 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 26.010 bppd con 62,7% de BSW. La producción acumulada de agua es de 181.064,3 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 37,2%. Las reservas probadas recuperables que totalizan 539.032.792 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 45,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A. TABLA A-1.4. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO T Reservorio Napo T Información al 31/12/2008 POES 2P FR Reservas Probadas Reservas Técnicas Certificadas Recuperables Totales Producción Acumulada (Np) RA No. de Pozos Probadas Remanentes Probables Posibles MBls % MBls MBls % Total Activos MBls 1.655.440,2 53 877.383,3 735.549,8 444 - 20 141.833,5 - - FR: Factor de recobro final esperado para el reservorio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio. Comentarios: Tiene una producción acumulada de 735.549,8 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12- 2008 se encontraba activo con 20 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 9.401 bppd con 72,4% de BSW. La producción acumulada de agua es de 263.559,8 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 24,72%. Las reservas probadas recuperables que totalizan 877.383.322 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 53,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A. 201 ANEXO No 2 PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACÍO) 202 FIGURA A-2.1. PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACIO) FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V., 2007 Kobe “E”, Guiberson Power Lift II Kobe D Doble Kobe D Simple, National V II Kobe B Doble, National V doble motor, F, FE, FEB Kobe B Simple Kobe A Doble, National VFR doble motor Kobe A Simple, National VFR Simple, Guiberson Power Lift I 203 ANEXO No 3 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS GUIBERSON, KOBE Y OILMASTER 204 TABLA A-3.1. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES DE GARGANTA PARA BOMBAS GUIBERSON DD Gargantas 000 00 R 0.36 0.22 AS 0.0028 0.0056 CC Gargantas 000 00 0 1 R 0.64 0.40 0.27 0.20 AS 0.0016 0.0043 0.0076 0.0115 BB Gargantas 00 0 1 2 R 0.54 0.37 0.27 0.20 AS 0.0032 0.0065 0.0105 0.0150 A Gargantas 0 1 2 3 R 0.53 0.39 0.29 0.23 AS 0.0048 0.0088 0.0133 0.0185 B Gargantas 0 1 2 3 4 5 6 R 0.92 0.66 0.50 0.40 0.30 0.25 0.21 AS 0.0009 0.0048 0.0094 0.0145 0.0219 0.0285 0.0357 C Gargantas 1 2 3 4 5 6 7 R 0.86 0.65 0.51 0.39 0.32 0.27 0.23 AS 0.0020 0.0066 0.0118 0.0191 0.0257 0.0330 0.0408 D Gargantas 3 4 5 6 7 8 9 R 0.74 0.56 0.46 0.39 0.33 0.27 0.22 AS 0.0064 0.0137 0.0203 0.0276 0.0354 0.0484 0.0628 E Gargantas 4 5 6 7 8 9 10 11 R 0.77 0.63 0.53 0.45 0.36 0.30 0.25 0.20 AS 0.0074 0.0140 0.0212 0.0290 0.0420 0.0564 0.0722 0.0954 F Gargantas 6 7 8 9 10 11 12 R 0.69 0.59 0.48 0.39 0.33 0.26 0.22 AS 0.0138 0.0217 0.0346 0.0490 0.0648 0.0880 0.1138 G Gargantas 8 9 10 11 12 13 14 R 0.68 0.56 0.47 0.38 0.31 0.26 0.21 AS 0.0208 0.0352 0.0510 0.0742 0.1000 0.1320 0.1712 H Gargantas 10 11 12 13 14 15 16 R 0.69 0.55 0.45 0.37 0.30 0.25 0.21 AS 0.0302 0.0534 0.0792 0.1112 0.1504 0.1945 0.2467 | Gargantas 11 12 13 14 15 16 17 R 0.72 0.59 0.48 0.40 0.33 0.27 0.23 AS 0.0339 0.0597 0.0917 0.1309 0.1750 0.2272 0.2895 J Gargantas 13 14 15 16 17 18 19 R 0.71 0.58 0.48 0.40 0.34 0.28 0.23 AS 0.0515 0.0908 0.1349 0.1871 0.2493 0.3256 0.4167 K Gargantas 15 16 17 18 19 20 R 0.61 0.51 0.42 0.35 0.29 0.24 AS 0.1015 0.1537 0.2160 0.2922 0.3833 0.4928 L Gargantas 16 17 18 19 20 R 0.63 0.52 0.44 0.36 0.30 AS 0.1164 0.1787 0.2549 0.3460 0.4555 M Gargantas 17 18 19 20 R 0.66 0.55 0.45 0.38 AS 0.1287 0.2050 0.2961 0.4055 N Gargantas 18 19 20 R 0.69 0.57 0.48 AS 0.1395 0.2306 0.3401 P Gargantas 19 20 R 0.71 0.59 AS 0.1575 0.2670 R = relación área tobera/área garganta. AS = área anular de la garganta FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Ing. Melo V., 2007 205 TABLA A-3.2. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE KOBE (pg 2 ) Tobera A - A B C D E 1 0.0036 0.0053 0.0076 0.0105 0.0143 2 0.0029 0.0046 0.0069 0.0098 0.0136 0.0184 3 0.0037 0.0060 0.0089 0.0127 0.0175 0.0231 4 0.0048 0.0077 0.0115 0.0164 0.0227 0.0308 5 0.0062 0.0100 0.0149 0.0211 0.0293 0.0397 6 0.0080 0.0129 0.0192 0.0273 0.0378 0.0513 7 0.0104 0.0167 0.0248 0.0353 0.0488 0.0663 8 0.0134 0.0216 0.0320 0.0456 0.0631 0.0856 9 0.0174 0.0278 0.0414 0.0589 0.0814 0.1106 10 0.0224 0.0360 0.0534 0.0760 0.1051 0.1428 11 0.0289 0.0464 0.0690 0.0981 0.1358 0.1840 12 0.0374 0.0599 0.0891 0.1268 0.1749 0.2382 13 0.0483 0.0774 0.1151 0.1633 0.2265 0.3076 14 0.0624 0.1001 0.1482 0.2115 0.2926 0.3974 15 0.0806 0.1287 0.1920 0.2731 0.3780 0.5133 16 0.1036 0.1668 0.2479 0.3528 0.4881 0.6629 17 0.1344 0.2155 0.3203 0.4557 0.6304 0.8562 18 0.1735 0.2784 0.4137 0.5885 0.8142 1.1058 19 0.2242 0.3595 0.5343 0.7600 1.0516 1.4282 20 0.2896 0.4643 0.6901 0.9817 1.3583 1.8444 FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V., 2007 206 TABLA A-3.3. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE NATIONAL (pg 2 ) Tobera X A B C D E 1 0.0040 0.0057 0.0080 0.0108 0.0144 2 0.0033 0.0050 0.0073 0.0101 0.0137 0.0183 3 0.0042 0.0065 0.0093 0.0129 0.0175 0.0233 4 0.0054 0.0082 0.0118 0.0164 0.0222 0.0296 5 0.0068 0.0104 0.0150 0.0208 0.0282 0.0377 6 0.0087 0.0133 0.0191 0.0265 0.0360 0.0481 7 0.0111 0.0169 0.0243 0.0338 0.0459 0.0612 8 0.0141 0.0215 0.0310 0.0431 0.0584 0.0779 9 0.0179 0.0274 0.0395 0.0548 0.0743 0.0992 10 0.0229 0.0350 0.0503 0.0698 0.0947 0.1264 11 0.0291 0.0444 0.0639 0.0888 0.1205 0.1608 12 0.0369 0.0564 0.0813 0.1130 0.1533 0.2046 13 0.0469 0.0718 0.1035 0.1438 0.1951 0.2605 14 0.0597 0.0914 0.1317 0.1830 0.2484 0.3316 15 0.0761 0.1164 0.1677 0.2331 0.3163 0.4223 16 0.0969 0.1482 0.2136 0.2968 0.4028 0.5377 17 0.1234 0.1888 0.2720 0.3779 0.5128 18 0.1571 0.2403 0.3463 0.4812 19 0.2000 0.3060 0.4409 20 0.2546 0.3896 FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V., 2007 207 ANEXO No 4 DIAGRAMAS ACTUALES DE LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO 208 FIGURA A-4.1. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-46 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos, Distrito Oriente, Campo Shushufindi- Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara W.O. # 19 RTE = 849' COMPLETACION 22-FEB-74 GLE = 834' WO# 18: 09-Abr-00 WO# 19: 01-Ene-03 9 5/8" Casing Superficial 10 Tubos, H-40, 32.5 LBS/PIE, ST&C@342 9 5/8" Zapato Guía Cementado con 325 sacos 5 1/2" Casing 5 TUBOS N-80,17 LBS/PIE STEC @ 148' 70 TUBOS J-55,17 LBS/PIE LTEC @ 2427' 98 TUBOS J-55,14 LBS/PIE, STEC @ 5622' 56 TUBOS J-55,15,5 LBS/PIE STEC @ 7465' 55 TUBOS J-55,17 LBS/PIE LTEC @ 9218' 6 TUBOS N-80,17 LBS/PIE STEC @ 9415' 1 TUBO N-80,17 LBS/PIE, LTEC @ 9431' 2 TUBOS N-80,17 LBS/PIE, STEC @ 9500' 2 7/8" EUE , N-80, 6.5 LBS/PIE, 284 TUBOS + 1 TUBO CORTO 8976' 2 7/8" CAVIDAD GUIBERSON PL-II 2 7/8 N-80 , 1 TUBO 2 7/8" JUNTA DE SEGURIDAD 9025' 2 7/8 N-80 , 1 TUBO 2 7/8"x 2 3/8" EUE, REDUCCION 9062' 5 1/2"x 2 3/8"EUE, PACKER ARROW 2 3/8" EUE, N-80 , 2 TUBOS ARENA "U" (8DPP) 9130' 9144'- 9168' (24') 2 3/8" EUE,CAMISA DESLIZABLE (ABIERTA) 2 3/8" EUE, N-80 , 4 TUBOS 9262' 5 1/2" x 2 3/8" EUE PACKER ARROW 2 3/8" EUE, N-80, 3 TUBOS 9358' 2 3/8" EUE CAMISA DESLIZABLE ARENA "T" (4DPP) 9356'-9358' (2')SQZ WP #07 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO 9358'- 9386' (28') 9393' 2 3/8" EUE TAPON CIEGO 9386'-9401'(16')SQZ WO #07 9410' COTD 9465' COLLAR FLOTADOR 9500' ZAPATO GUIA CEMENTADO W/500SXS Por: S. Piñeiros/92101 SSF - 46 342' PT=9510' PT (LOG)=9513' 209 FIGURA A-4.2. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-49 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara COMPLETACION INICIAL: 21-ABR-1974 RTE: 842' WO # 17: 29-MAR-2007 GLE: 826' WO # 18: 15-MAY-2007 WO # 19: 23-AGO-2007 WO # 20: 23-MAR-2009 WO # 21: 04-DIC-2009 10 3/4" CASING SUPERFICIAL 9 TUBOS; H-40; 40.5 LBS/PIE 313' ZAPATO SUPERFICIAL CEMENTADO CON 325 SxS TIPO "A" 7" CASING: 70 TUBOS, C-95, 26 LBS/PIE, LT&C @ 1997' 60 TUBOS, K-55, 26 LBS/PIE, ST&C @ 4000' 112 TUBOS, K-55, 23 LBS/PIE, ST&C @ 7993' 31 TUBOS, K-55, 23 LBS/PIE, LT&C 1 TUBO, J-55, 23 LBS/PIE, LT&C a 9128' TUBERIA CLASE "B" 2 TUBOS, K-55, 23 LBS/PIE, LT&C Requisición NO SE REGISTRA 10 TUBOS, N-80, 26 LBS/PIE, LT&C @ 9458' Proveedor: PORQUE NO CAMBIAN Fabricante: TUBERIA 3 ½" EUE, N-80, 285 TUBOS, CLASE "B" BAJADA WO #21 8856' 3 1/2" x 2 7/8" X-OVER 8857' 2 1/2" X 48" CAVIDAD OILMASTER (SOLIPET) 8883' 2 7/8" EUE, N-80, 6.5 LPP, 1 TUBO CLASE "B" 8912' 2 7/8" x 3 1/2" X-OVER 3 1/2", SAFETY JOINT (COMPRA BAKER JCP-0017) 3 1/2" x 2 7/8" X-OVER 2 7/8" EUE, N-80, 6.5 LPP, 1 TUBO CLASE "B" 8944' 2 7/8" x 3 1/2" X-OVER 8945' 7" x 3 1/2" PACKER "HS" BAKER 8949' 3 1/2" x 2 7/8" X-OVER 2 7/8" EUE, N-80, 6.5 LPP, 1 TUBO CLASE "B" 2 7/8" x 2 3/8" X-OVER 8982' 2 3/8" EUE, NO-GO; BAKER 8985' 2 3/8" EUE, N-80,6.5 LPP, TUBO CORTO CLASE "A" ARENA NAPO "U" (4DPP) 9024' - 9030' (6') 9050' - 9060' (10') 9060' - 9070' (10') SQZ WO#6 9100' CIBP (WO #21) 9111' TOPE CABEZA DE PESCADO ( W.O # 21 ) (MITAD DEL PACKER7" X 3 1/2" HYDRO 1 + 3 1/2" X 2 7/8" X-OVER + 2 7/8" TUBO + 2 7/8" X 2 3/8" X-OVER + 2 3/8" NO-GO + 2 3/8" TUBO CORTO) 9150' CIBP (WO #20) ARENA NAPO "T"(5DPP) 9260' - 9272' (12') 9272' - 9285' (13') SQZ WO#6 9285' - 9302' (17') SQZ WO#5 9334' RETENEDOR DE CEMENTO WO#6 9370' - 9372' (2') SQZ WO#6 9403' COLLAR FLOTADOR 9458' ZAPATA GUIA CEMENTADA CON 500 SXS CLASE "G" POR: ING. MARIO ROBLES / 92103 SSF-49 WO # 21 PT(LOG)=9452' 9070' - 9076' (6') SQZ WO#5 PT(DRILL)=9460' SSS SSS 210 FIGURA A-4.3. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-66 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara FECHA COMPLETACION 23 - FEB - 86 WO # 03: 26 - NOV - 99 RTE : 824' WO# 04: 18-JUN- 00 GLE : 804' WO# 05: 31-OCT- 09 WO# 06: 22-NOV- 09 10 3/4" CASING SUPERFICIAL 50 TUBOS, K-55, 40.5 LBS/PIE, @ 2004' 2004' 10 3/4", ZAPATA SUPERFICIAL CEMENTADA CON 1000 SXS NOTA SE BAJA LA MISMA TUBERIA SEC QUE SE BAJO EN W.O # 5 7" CASING:242 TUBOS,N-80,26 LBS/PIE, LTC 285 TUBOS, 3 1/2'', 9.2 LBS/PIE, TN-70, SEC, CLASE "B" +7" DE PUP JOINT+ 3 1/2'' SEC x 3 1/2" EUE,EN HANGER 7940' TOPE DE CEMENTO 8889' X-OVER, 3 1/2" EUE,PIN x 3 1/2" SEC,BOX 8890' 3 1/2" EUE, CAMISA (ID=2.81). PETROTECH X-OVER, 3 1/2" SEC,PIN x 3 1/2" SEC,BOX 1 TUBO, 3 1/2'', 9.2 LBS/PIE, TN-70, SEC, CLASE "B" X-OVER, 3 1/2" EUE,PIN x 3 1/2" SEC,BOX 8927' 3 1/2" NO-GO , EUE, ( ID=2,75") X-OVER, 3 1/2" EUE,PIN x 3 1/2" SEC,BOX 1 TUBO, 3 1/2'', 9.2 LBS/PIE, TN-70, SEC X-OVER, 2 7/8" EUE,PIN x 3 1/2" SEC,BOX 8964' 7" X 2 7/8" PACKER ARROW 1 PUP JOINT 2 7/8'', EUE, N-80 8977' 1 NO-GO 2 7/8'', EUE, ( ID=2,25") 1 MULE SHOE 2 7/8'', EUE 8980 ARENA NAPO "U"(11DPP) 9016' - 9039' (23') 9049' - 9059' (10') 9055' (COTD W.O # 5 ) (PESCADO W.O # 5 ) ( 1 TUBO CORTO + 1 NO-GO 2 7/8" + 1 NEPLO CAMPANA 2 7/8'') PRIMER PESCADO (WO # 2) ( PARTE TUBO + NO-GO 2 7/8" + P J. + NEPLO CAMPANA 2 7/8'') 9100' 7" CIBP (CPI) ARENA NAPO "T"(4DPP) 9248' - 9253' (5') 9256' - 9268' (12') 9305' 7" COLLAR FLOTADOR 9346' 7" ZAPATO GUIA,CEMENTADO CON 800 SXS TIPO "G" POR: C.CASTILLO /92350 SSFD - 66 WO - 06 PT.L= 9348' PT.D= 9337' 211 FIGURA A-4.4. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-99 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara COMPLETACION: 12-JUNIO-1998 COMPLETACION: 12-JUNIO-1998 COMPLETACION: 12-JUNIO-1998 COMPLETACION: 12-JUNIO-1998 WO#01: 23- JULIO-1998 RTE : 849' WO#02: 01- DICIEMBRE- 2003 GLE : 832' WO#03: 15- MARZO- 2006 WO#04: 10- MAYO- 2008 10 3/4" CASING SUPERFICIAL 10 3/4" CASING SUPERFICIAL 10 3/4" CASING SUPERFICIAL 10 3/4" CASING SUPERFICIAL 76 TUBOS; K-55; 40,5 LBP/PIE; 8RD-R3 2971' 10 3/4" ZAPATO SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1400 SXS TIPO "A". 7" CASING 217 TUBOS; C-95; 26 LB/FT; 8RD-R3 A 9465' 8028' D.V. TOOL 3 1/2", EUE, N-80, 261 TUBOS CLASE "B" 8118' 3 1/2¨x 2 7/8¨ X-OVER 2 7/8",EUE, CAVIDAD OILMASTER (2.5" X 48") 8145' 2 7/8¨, EUE, N-80, 1 TUBO 8177' 2 7/8", EUE, N-80, SAFETY JOINT 2 7/8¨, EUE, N-80, 1 TUBO 8212' 7" X 2 7/8" PACKER ARROW 2 7/8¨x 2 3/8¨ X-OVER 2 3/8¨, EUE, N-80, 3 TUBOS 8313' 2 3/8¨, EUE, CAMISA (ID= 1,87") 2 3/8¨, EUE, N-80, 11 TUBOS 2 3/8¨x 2 7/8¨ X-OVER 8668' 7" x 2 7/8" PACKER ARROW 2 3/8¨, EUE, N-80, 12 TUBOS 2 3/8", EUE, CAMISA (ID= 1,87") 9092' - 9102' (10') 2 3/8¨ EUE, N-80, 5 TUBOS 9110' - 9118' (8') 2 3/8¨ x 2 7/8¨ X-OVER 9213' 7" x 2 7/8" PACKER ARROW 2 7/8¨ x 2 3/8¨ X-OVER 2 3/8¨, EUE, N-80, 1 TUBO 9250' 2 3/8¨, EUE, CAMISA (ID= 1,87") 2 3/8¨, EUE, N-80, 1 TUBO 9284' 2 3/8", EUE, TAPON CIEGO 9292' - 9304' (12') SQZ (W.O-02) 9314' - 9330' (16') SQZ (W.O-02) 9390' COTD W.O # 04 9465' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 500 Sxs TIPO "G" Por: Z. Mezza S / 95029 Por: Z. Mezza S / 95029 Por: Z. Mezza S / 95029 Por: Z. Mezza S / 95029 SSF - 99 WO - 04 ARENA "BT" ( 10 DPP) PT (L) : 9486' PT (D) : 9465' ARENA "T" ( 5 DPP) ARENA "T" ( 5 DPP) ARENA "T" ( 5 DPP) ARENA "T" ( 5 DPP) 8320' - 8340' (20') ARENA "TS" ( 5 DPP) ARENA "TS" ( 5 DPP) ARENA "TS" ( 5 DPP) ARENA "TS" ( 5 DPP) 9256' - 9270' (14') 2 7/8¨x 2 3/8¨ X-OVER 9421' ARENA "U" (5 DPP) ARENA "U" (5 DPP) ARENA "U" (5 DPP) ARENA "U" (5 DPP) 7" COLLAR FLOTADOR 9051' 212 FIGURA A-4.5. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-108D FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara SSF - 108 D MD TVD R.T.E : 868.9' COMPLETACION: 06-JUNIO-2006 G.L.E : 838.4' WO #. 01: 15 - JUNIO - 2007 E.M.R : 30,5' WO #. 02: 20 - OCTUBRE - 2007 TR 20" ( PILOTEADO ) 2 TUBOS,H-40, 94 LBP/PIE, STEC. 70' 20" ZAPATO GUÌA SUPERFICIAL 70' TR 13 3/8" , P-110, 68 Lbs/P, BTC, 14 TUBOS 518' 13 3/8" ZAPATO GUÌA 518' MD=518' CEMENTADO CON 368 SXS CLASE "A" INC=0,34º KOP @ 1000' CABLE PLANO 2 TR 9 5/8", K-55, 47 Lbs/P, BTC. CON CAPILAR. 225 TUBOS 4319' MD=4623' INC=40,62º 5602' MD=6132' INC=18,05º 3 ½" EUE, N-80, 9.3 Lb/FT, 305 TUBOS 7754' 7" COLGADOR DE LINER 7726' MD=8282' INC=0,09º 8062' 9 5/8" ZAPATO GUÌA CEMENTADO CON 2553 SXS TIPO "G" 8102' MD=8659' INC=0,29º TR 7", C-95, 26 Lbs/P, BTC, 49 TUBOS 9483' 3 ½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID= 2,81") 3 ½" EUE, N-80, 1 TUBO 9517' 3 ½" EUE, NO-GO ( ID=2,75" ) 3 1/2" EUE, 1 TUBO 3 ½" x 2 7/8'' EUE, CROSS OVER 9549' 9552' 7'' x 2 7/8" EUE, "ARROW" PACKER 9558' 2 7/8'' EUE, 1 TUBO 9587' 2 7/8" EUE, NO-GO 9590' 2 7/8" EUE, TUBO C0RTO ARENA "Ui" (10 DPP ) 9628' - 9648' ( 20' ) 9142' MD=9699' INC=1,05º 9700' 7" CIBP ARENA "T" ( 5 DPP ) 9752' - 9776' ( 24' ) 9788' - 9798' ( 10' ) 9808' - 9822' ( 14' ) 9892' 7" CIBP ARENA "Hs" ( 5 DPP ) 9960' - 9968' (8' ) 10000' 7" CIBP 9425' MD=9982' 10022' COLLAR FLOTADOR INC=1,04º 10070' 7" ZAPATO GUIA DE FONDO 9558' MD=10115' CEMENTADO CON 629 SXS TIPO "G" INC=0,73º ING. WALTER PAREDES / 92182 W.O. 02 PT=(D) 10115' 213 FIGURA A-4.6. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU-01 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara EMR: 938' FECHA COMPLETACION: 06 - ABRIL - 69 ES: 922' WO #. 15: 21-ABRIL-01 WO #. 16 : 20-JUNIO-03 9 5/8" CASING SUPERFICIAL 31 JTS J-55, 36 L/P @ 1001' 1001' 9 5/8" ZAPATA SUPERFICIAL CEMENTADA CON 475 SxS TIPO "G" 7" CASING, 315 JTS, N-80, 26 L/P @ 9796' 5 1/2" LINER: 232 JTS, N-80, 17 L/P @ 9349' 2 7/8" EUE, N-80, 285 TUBOS 8700' 8259' 9062' 2 7/8" TUBO DE SEGURIDAD 2 7/8" x 2 3/8" EUE, CROSS OVER 5 1/2" x 2 3/8" COMP. PACKER ARENA NAPO "G-2" (6 DPP) 2 3/8" EUE, N-80, 2 TUBOS ARENA NAPO "U" (4 DPP) 9303' 9340' 5 1/2" CIBP(WO-07) ARENA NAPO "T" (4 DPP) 9349' 9476' - 9490' (14') 9371' COTD 9737' COLLAR FLOTADOR 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 290 SxS "G" por: J. Cotrina / 90742 2 3/8", EUE, CAMISA 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO 9290' - 9298' ( 8') 9153' - 9165' (12') 2 3/8" TAPON CIEGO 5 1/2" ZAPATA GUIA PERFORADA Y 9276' - 9286' ( 10') 9230' 9164' 2 3/8", EUE, CAMISA CEMENTADA CON 173 SxS "G" TOPE DE CEMENTO 7" 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO 5 1/2" x 2 3/8" "FH" PACKER 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO TD = 9850' 9796' 2 3/8" EUE, N-80, 2 TUBOS 2 7/8" CAVIDAD OILMASTER 9005' AGU-01 W.O # 16 CON 150 SxS "A" CSG 7" ROTO @ 5386' 4190'-4192' (2') SQZ (WO-09) 9268' 9095' COLAPSO REPARADO EN CSG 5½" DESDE 5384' HASTA 5500'. (WO-09) 9268' 9095' 214 FIGURA A-4.7. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU-08 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara RTE : 858,4' FECHA COMPLETACION: 20 de Septiembre de 1973 GLE : 842,6' W.O. # 07: 30-Marzo-05 3 1/2" TUBO CORTO W.O. # 08 : 10-Julio-06 W.O. # 09: 28-Sept-09 9 5/8" CASING SUPERFICIAL 10 Tubos, H-40, 32,2 LBS/FT, ST&C 323' ZAPATA SUPERFICIAL CEMENTADA CON 250 SxS TIPO "R" 5 1/2" CASING 5 TUBOS, N-80, 17 LBS/PIE, LT&C, R-2 @ 164' 70 TUBOS, J-55, 17 LBS/PIE, LT&C, R-2 @ 32371' INFORMACION PARA TRAZABILIDAD 98 TUBOS, J-55, 14 LBS/PIE, ST&C, R-2 @ 5370' DE TUBERIA Y ACCESORIOS 56 TUBOS,J-55, 1505 LBS/PIE, ST&C, R-2 @7215' DE LA COMPLETACION 52 TUBOS, J-55, 17 LBS/PIE, LT&C, R-2 @8892' 19 TUBOS, N-80, 17 LBS/PIE,ST&C, R-2, @ 9508' 1 TUBO, N-80, 17 LBS/PIE, LT&C, R-2 @ 9540' CEMENTACION SEGUNDA ETAPA CON 360 SxS TIPO "G" NOTA: ACCESORIOS DE COMPLETACION SQUEEZE CON 150 SxS TIPO "G" QUE CONECTAN ROSCAS EUE A SIDER- CA SE LO HIZO CON X-O FABRICADOS 2 7/8" EUE, SD, 268 TUBOS 8318' 2 7/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (I.D.=2,31") 2 7/8" SD, 1 TUBO 8354' 2 7/8" EUE, NO GO (I.D.=2.25") 2 7/8" SD, 1 TUBO 2 7/8" SD BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER 5 1/2" x 2 3/8" EUE, PACKER "ARROW" 2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" SD PIN, X-OVER ARENA "BT" 8475' - 8477' (2') Sqz W.O.-6 8484' - 8492' (8') 9 DPP 2 7/8" SD, 20 TUBOS 8492' - 8508' (16') 5 DPP 8520' - 8522' (2') Sqz W.O.-6 2 7/8" SD BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER 9022' 5 1/2" x 2 3/8" EUE, PACKER "ARROW" 2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" SD PIN, X-OVER 2 7/8" SD, 3 TUBOS ARENA "US" 2 7/8" SD BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER 9100' - 9110' (10') 10 DPP 2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (I.D.= 1,87") 9115' - 9125' (10') 10 DPP 2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" SD PIN, X-OVER 2 7/8" SD, 1 TUBO 2 7/8" SD BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER 5 1/2" x 2 3/8" EUE, PACKER "ARROW" 2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" SD PIN, X-OVER ARENA NAPO "U" 2 7/8" SD, 1 TUBO 9183' - 9191' (8') 2 7/8" SD BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER 9199' - 9210' (11') 2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (I.D.= 1,87") 9210' - 9220' (10') 2 DPP Sqz W.O.-6 2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" SD PIN, X-OVER 9230' -9243' (13') 1 DPP Sqz W.O.-6 2 7/8" SD, 1 TUBO 9234' 2 7/8" TAPON CIEGO 9339' CIBP WO # 09 ARENA NAPO "T" 9422' - 9439' (17') 9455' COTD WO # 09 2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE 5 1/2" x 2 3/8" EUE, PACKER "FH" 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO 2 3/8" EUE, NO-GO NIPPLE 2 3/8" EUE, HIDROPTRIP SUB 2 3/8" EUE, NEPLO CAMPANA 9505' 5 1/2" COLLAR FLOTADOR 9540´ 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 250 SXS "G" POR: E. ESPIN L./ 91913 TOPE DE PESCADO @ 9460' 9160' 9120´ AGU-08 WO - 09 8391' PT (L) 9553' 3 1/2" EUE PIN x 2 7/8" SD PIN X-OVER COMPANY MAN NO ENVIA 9198' 9198' 215 ANEXO No 5 COSTOS DE LAS BOMBAS JET CLAW Y PRINCIPALES ACCESORIOS Y HERRAMIENTAS DE FONDO 216 TABLA A-5.1. LISTA DE PRECIOS DE BOMBAS Y ACCESORIOS SERTECPET ITEM PART NUMBER DESCRIPTION UNIT PRICE BOMBAS JET CLAW® 1 7C187-0 Conventional Jet Pump 2 3/8" x 1.87" 10,500.00 2 7C231-0 Conventional Jet Pump 2 7/8" x 2.31" 11,000.00 3 7C275-0 Conventional Jet Pump 2 7/8" x 2.81" 9,500.00 4 7C281-0 Conventional Jet Pump 3 1/2" x 2.75" 10,000.00 5 7C375-0 Conventional Jet Pump 3 1/2" x 2.81" 11,500.00 6 7C381-0 Conventional Pump 4 1/2" x 3.81" 14,500.00 7 7R187-0 Reverse Jet Pump 2 3/8" x 1.87" 10,500.00 8 7R231-0 Reverse Jet Pump 2 7/8" x 2.31" 13,300.00 9 7R275-0 Reverse Jet Pump 2 7/8" x 2.81" 10,500.00 10 7R281-0 Reverse Jet Pump 3 1/2" x 2.81" 12,500.00 11 7R381-0 Reverse Jet pump 4 1/2" x 3.81" 14,000.00 12 7R187SL-0 Reverse Jet Pump 2 3/8" x 1.87" for SL Otis 10,500.00 13 7R231SL-0 Reverse Jet Pump 2 7/8" x 2.31" for SL Otis 11,000.00 14 7R275SL-0 Reverse Jet Pump 2 7/8" x 2.81" for SL Otis 12,000.00 15 7C231CA-0 Conventional Jet Pump 2 7/8" x 2.31" for Cavity 10,000.00 16 7C275CA-0 Conventional Jet Pump 2 7/8" x 2.81" for Cavity 11,000.00 BOMBA JET CLAW ® CONVENCIONAL 4 1/2" x 3.81 17 7C38101-0 Nose (Fishing neck) 1,800.00 18 7C37502-0 Upper packing mandrel & plug 1,250.00 19 7C27503-0 Outer Tube 720.00 20 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 21 7C27505-0 Housing Throat 427.50 22 7C37506-1 Difusser 760.00 23 7C27507-0 Discharge Body 1,520.00 24 7C37508-0 Adapter Extension 551.00 25 7C38109-2 Center Adapter 100.00 26 7C38110-2 End Adapter 100.00 27 7C37511-0 Bottom Plug 810.00 28 7C38112-0 Filtro 35.00 29 7C27513-0 Extension CMD 494.00 30 52061402 Chevron Packing 50.00 31 568019 Oring 5.00 32 568022 Oring 5.00 33 568028 Oring 5.00 34 xxxxx Throat 1,858.00 35 xxxxx Nozzle 927.00 BOMBA JET CLAW ® CONVENCIONAL 3 1/2" x 2.81 36 7C28101-0 Nose (Fishing neck) 1,710.00 37 7C27502-0 Upper packing mandrel & plug 1,200.00 38 7C27503-0 Outer Tube 720.00 39 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 40 7C27505-0 Housing Throat 427.50 41 7C37506-1 Difusser 760.00 42 7C27507-0 Discharge Body 1,520.00 43 7C27508-0 Adapter Extension 551.00 44 7C28109-2 Center Adapter 95.00 45 7C28110-2 End Adapter 95.00 46 7C27511-0 Bottom Plug 800.00 217 TABLA A-5.1. CONTINUACIÓN ITEM PART NUMBER DESCRIPTION UNIT PRICE 47 7C27512-0 Filtro 35.00 48 7C27513-0 Extension CMD 494.00 49 52054102 Chevron Packing 38.00 50 568019 Oring 5.00 51 568022 Oring 5.00 52 568028 Oring 5.00 53 xxxxx Throat 1,858.00 54 xxxxx Nozzle 927.00 BOMBA JET CLAW ® CONVENCIONAL 2 7/8" x 2.81 55 7C28101-0 Nose (Fishing neck) 1,710.00 56 7C27502-0 Upper packing mandrel & plug 1,188.00 57 7C22503-0 Outer Tube 684.00 58 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 59 7C27505-0 Housing Throat 406.13 60 7C27506-1 Difusser 722.00 61 7C22507-0 Discharge Body 1,444.00 62 7C27308-0 Adapter Extension 523.00 63 7C28109-2 Center Adapter 95.00 64 7C28110-2 End Adapter 95.00 65 7C27511-0 Bottom Plug 800.00 66 7C27512-0 Filtro 30.00 67 7C27813-0 Extension CMD 380.00 68 52054102 Chevron Packing 38.00 69 568019 Oring 5.00 70 568022 Oring 5.00 71 568023 Oring 5.00 72 568120 Oring 5.00 73 xxxxx Nozzle 927.00 74 xxxxx Throat 1,858.00 75 7C27814-0 Extension for cavity 900.00 BOMBA JET CLAW ® CONVENCIONAL 2 7/8" x 2.31 76 7C23101-0 Nose (Fishing neck) 1,624.50 77 7C22502-0 Upper packing mandrel & plug 1,128.00 78 7C22503-0 Outer Tube 684.00 79 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 80 7C27505-0 Housing Throat 406.13 81 7C27506-1 Difusser 722.00 82 7C22507-0 Discharge Body 1,444.00 83 7C22508-0 Adapter Extension 498.00 84 7C23109-2 Center Adapter 90.00 85 7C23110-2 End Adapter 90.00 86 7C22511-0 Bottom Plug 770.00 87 7C22512-0 Filtro 35.00 88 52176002 Chevron Packing 36.00 89 568019 Oring 5.00 90 568022 Oring 5.00 91 568023 Oring 5.00 92 568120 Oring 5.00 93 xxxxx Nozzle 927.00 94 xxxxx Throat 1,858.00 218 TABLA A-5.1. CONTINUACIÓN ITEM PART NUMBER DESCRIPTION UNIT PRICE BOMBA JET CLAW ® CONVENCIONAL 2 3/8" 1.87 96 7C18701-0 Nose (Fishing neck) 1,462.05 97 7C18702-0 Upper packing mandrel & plug 1,072.00 98 7C18703-0 Outer Tube 649.00 99 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 100 7C18705-0 Housing Throat 366.53 101 7C18706-1 Difusser 651.61 102 7C18707-0 Discharge Body 1,300.00 103 7C18708-0 Adapter Extension 472.00 104 7C18709-2 Center Adapter 86.00 105 7C18710-2 End Adapter 86.00 106 7C18711-0 Bottom Plug 731.00 107 7C18712-0 Filtro 35.00 108 52227102 Chevron Packing 34.00 109 568019 Oring 5.00 110 568022 Oring 5.00 111 568023 Oring 5.00 112 568120 Oring 5.00 113 xxxxx Nozzle 927.00 114 xxxxx Throat 1,858.00 BOMBA JET CLAW ® REVERSA 4 1/2" x 3.81 115 7R38101-0 Latch 3,800.00 116 7R37502-0 Upper packing mandrel & plug 1,350.00 117 7R27503-0 Outer Tube 720.00 118 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 119 7C27505-0 Housing Throat 427.50 120 7R27506-1 Difusser 760.00 121 7R27507-0 Discharge Body 1,600.00 122 7R27508-0 Adapter Extension 551.00 123 7R38109-2 Center Adapter 100.00 124 7C38110-2 End Adapter 100.00 125 7R37511-0 Bottom Plug 810.00 126 7R27512-0 Extension CMD 494.00 127 52061402 Chevron Packing 50.00 128 568019 Oring 5.00 129 568022 Oring 5.00 130 568023 Oring 5.00 131 568028 Oring 5.00 132 568129 Oring 5.00 133 xxxxx Nozzle 927.00 134 xxxxx Throat 1,858.00 BOMBA JET CLAW ® REVERSA 3 1/2" x 2.81 135 7R28101-0 Latch 3,400.00 136 7R27502-0 Upper packing mandrel & plug 1,282.00 137 7R27503-0 Outer Tube 720.00 138 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 139 7C27505-0 Housing Throat 427.50 140 7R27506-1 Difusser 760.00 219 TABLA A-5.1. CONTINUACIÓN ITEM PART NUMBER DESCRIPTION UNIT PRICE 142 7R27508-0 Adapter Extension 551.00 143 7R28109-2 Center Adapter 95.00 144 7C28110-2 End Adapter 95.00 145 7R27511-0 Bottom Plug 769.50 146 7R27512-0 Extension CMD 494.00 147 52054102 Chevron Packing 38.00 148 568019 Oring 5.00 149 568022 Oring 5.00 150 568023 Oring 5.00 151 568028 Oring 5.00 152 568129 Oring 5.00 153 xxxxx Nozzle 927.00 154 xxxxx Throat 1,858.00 BOMBA JET CLAW ® REVERSA 2 7/8" x 2.81 155 7R28101-0 Latch 3,400.00 156 7R27302-0 Upper packing mandrel & plug 1,220.00 157 7R22503-0 Outer Tube 684.00 158 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 159 7C27505-0 Housing Throat 427.50 160 7R22506-1 Difusser 722.00 161 7R22507-0 Discharge Body 1,520.00 162 7R27308-2 Adapter Extension 523.00 163 7R28109-2 Center Adapter 95.00 164 7C28110-2 End Adapter 95.00 165 7R27511-0 Bottom Plug 769.50 166 7R27812-0 Extension CMD 380.00 167 52054102 Chevron Packing 38.00 168 568019 Oring 5.00 169 568022 Oring 5.00 170 568120 Oring 5.00 171 568124 Oring 5.00 172 xxxxx Nozzle 927.00 173 xxxxx Throat 1,858.00 BOMBA JET CLAW ® REVERSA 2 7/8" x 2.31 174 7R23101-0 Latch 3,068.50 175 7R22502-0 Upper packing mandrel & plug 1,157.46 176 7R22503-0 Outer Tube 684.00 177 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 178 7C27505-0 Housing Throat 406.13 179 7R22506-1 Difusser 722.00 180 7R22507-0 Discharge Body 1,520.00 181 7C22508-0 Adapter Extension 498.00 182 7C23109-2 Center Adapter 90.00 183 7C23110-2 End Adapter 90.00 184 7R22511-0 Bottom Plug 694.47 185 52176002 Chevron Packing 36.00 186 568019 Oring 5.00 187 568020 Oring 5.00 188 568022 Oring 5.00 189 568124 Oring 5.00 220 TABLA A-5.1. CONTINUACIÓN ITEM PART NUMBER DESCRIPTION UNIT PRICE 191 xxxxx Throat 1,858.00 BOMBA JET CLAW ® REVERSA 2 3/8" x 1.87 192 7R18101-0 Latch 2,915.08 193 7R18102-0 Upper packing mandrel & plug 1,099.58 194 7R18103-0 Outer Tube 617.31 195 7C27504-1 Nozzle Retainer 350.00 196 7C1805-0 Housing Throat 366.53 197 7R18106-1 Difusser 651.61 198 7R18107-0 Discharge Body 1,300.00 199 7R18708-2 Adapter Extension 472.00 200 7R18709-2 Center Adapter 86.00 201 7R18110-0 End Adapter 86.00 202 7R18111-0 Bottom Plug 659.75 203 52227102 Chevron Packing 34.00 204 568019 Oring 5.00 205 568022 Oring 5.00 206 568027 Oring 5.00 207 xxxxx Nozzle 927.00 208 xxxxx Throat 1,858.00 GARGANTAS 209 7MX01D Throat carbide 1,858.00 210 7MX02E Throat carbide 1,858.00 211 7MX03F Throat carbide 1,858.00 212 7MX04G Throat carbide 1,858.00 213 7MX05H Throat carbide 1,858.00 214 7MX06I Throat carbide 1,858.00 215 7MX07J Throat carbide 1,858.00 216 7MX08K Throat carbide 1,858.00 217 7MX09L Throat carbide 1,858.00 218 7MX10M Throat carbide 1,858.00 219 7MX11N Throat carbide 1,858.00 220 7MX12O Throat carbide 1,858.00 221 7MX13P Throat carbide 1,858.00 222 7MX14Q Throat carbide 1,858.00 223 7MX15R Throat carbide 1,858.00 224 7MX16S Throat carbide 1,858.00 TOBERAS 225 7-010NZD Nozzle # 10 927.00 226 7-011NZE Nozzle # 11 927.00 227 7-012NZF Nozzle # 12 927.00 228 7-013NZG Nozzle # 13 927.00 229 7-014NZH Nozzle # 14 927.00 230 7-015NZI Nozzle # 15 927.00 231 7-016NZJ Nozzle # 16 927.00 232 7-017NZK Nozzle # 17 927.00 233 7-018NZL Nozzle # 18 927.00 234 7-004NZA Nozzle # 4 927.00 235 7-005NZA+ Nozzle # 5 927.00 221 TABLA A-5.1. CONTINUACIÓN ITEM PART NUMBER DESCRIPTION UNIT PRICE 237 7-007NZB+ Nozzle # 7 927.00 238 7-008NZC Nozzle # 8 927.00 239 7-009NZC+ Nozzle # 9 927.00 SLIDING SLEEVES 240 4-278MD-0 Sliding sleeve MD 2 7/8" 2.31" 3,780.00 241 4-312MD-0 Sliding sleeve MD 3 1/2" 2.81" 4,700.00 242 4-412MD-0 Sliding sleeve MD 400 3.81" 6,700.00 243 4-312LNV-0 Sliding sleeve tipo L.N.V. 3 1/2" 4,780.00 244 4-238SL-0 Sliding sleeve tipo SL 2 3/8" 1.87" 2,880.00 245 4-278SL-0 Sliding sleeve tipo SL 2 7/8" 2.31" 3,150.00 246 4-312SL-0 Sliding sleeve tipo SL 3 1/2" 2.81" 3,700.00 247 4-412SL-0 Sliding sleeve tipo SL 4 1/2" 3.81" 4,500.00 REPUESTOS SLIDING SLEEVE 2 3/8" 248 4-23802-0 Closing Sleeve 2 3/8" 765.00 249 4-23803-0 Housing (SL/SL 2 3/8") 1,260.00 250 4-23801-0 Lower sub (SL/SL 2 3/8") 774.00 251 568141-3 O-ring (SL/SL 2 3/8") 12.00 252 4-23802-3 Seal (SL/SL 2 3/8") 27.00 253 4-23804-0 Upper sub (SL/SL 2 3/8") 720.00 REPUESTOS SLIDING SLEEVE 2 7/8" 254 4-27802-0 Closing Sleeve 2 7/8" 900.00 255 4-27803-0 Housing (SL/SL 2 7/8") 1,700.00 256 4-27801-0 Lower sub (SL/SL 2 7/8") 780.00 257 568149-3 O-ring (SL/SL 2 7/8") 25.00 258 4-27802-3 Seal (SL/SL 2 7/8") 30.00 259 4-27804-1 Upper sub (SL/SL 2 7/8") 810.00 REPUESTOS SLIDING SLEEVE 3 1/2" 260 4-31202-0 Closing Sleeve 3 1/2" 980.00 261 4-31203-0 Housing (SL/SL 3 1/2") 1,800.00 262 4-31201-0 Lower sub (SL/SL 3 1/2") 882.00 263 568237-3 O-ring (SL/SL 3 1/2") 30.00 264 4-31202-3 Seal (SL/SL 3 1/2") 40.00 265 4-31204-0 Upper sub (SL/SL 3 1/2") 1,400.00 REPUESTOS SLIDING SLEEVE 4 1/2" 266 4-41202-0 Closing Sleeve 4 1/2" 1,100.00 267 4-41203-0 Housing (SL/SL 4 1/2") 1,950.00 268 4-41201-0 Lower sub (SL/SL4 1/2") 1,400.00 269 568245-3 O-ring (SL/SL 4 1/2") 30.00 270 4-41202-3 Seal (SL/SL 4 1/2") 50.00 271 4-41204-0 Upper sub (SL/SL 4 1/2") 1,600.00 STANDING VALVES 272 3-181R-0 Standing valve 1.81" 1,650.00 273 3-181F-0 Standing valve 1.81" 1,650.00 274 3-187F-0 Standing valve 1.87" 1,650.00 275 3-225R-0 Standing valve 2.25" 1,950.00 276 3-231F-0 Standing valve 2.31" 1,950.00 FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Sertecpet