TEMA: DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN DE...

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIACARRERA

DE INGENIERIA DE PETROLEOS

TEMA:

DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN DE

PETRÓLEO EN EL POZO CONONACO 51 APLICANDO EL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCION DEL TITULO DE TECNÓLOGO EN PETROLEOS

FRANCISCO GUILLERMO ANDRADE ZUÑIGA

DIRECTOR: ING. PATRICIO JARAMILLO

Quito, agosto 2014

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014

Reservados todos los derechos de reproducción

II

DECLARACION

Yo, FRANCISCO GUILLERMO ANDRADE ZUÑIGA, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

____________________________________________

FRANCISCO GUILLERMO ANDRADE ZUÑIGA

C.I. 060271370-3

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por “DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL POZO CONONACO 51 APLICANDO EL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET””, que, para aspirar al título

de Tecnólogo en Petróleos fue desarrollado FRANCISCO GUILLERMO ANDRADE ZUÑIGA, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias

de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de

Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

______________________

Ing. Patricio Jaramillo

DIRECTOR DEL TRABAJO

IV

DEDICATORIA

Este trabajo les dedico a mis padres, porque han sido un pilar fundamental,

siendo la guía y el soporte en cada paso que he dado en mi vida; porque con su

amor, orientación y confianza he llegado a tener una profesión.

A la memoria de mi abuelito que desde el cielo va guiando mis pasos y que

gracias a sus consejos y sabiduría he llegado a ser una persona de bien.

V

AGRADECIMIENTO

A la Virgen Dolorosa por haberme llenado mi camino de personas maravillosas y

por ser la fuerza y la esperanza que me permitieron salir adelante frente a cada

dificultad.

A mis padres por su amor y por su apoyo y motivación en los momentos difíciles.

A mi Director de Tesis Ing. Patricio Jaramillo por su paciencia, el soporte técnico,

su tiempo y ayuda desinteresada.

A la Compañía TRACEOILFIELD por haberme brindado su apoyo y colaboración

para la elaboración de este trabajo.

VI

INDICE DE CONTENIDOS

DECLARACION ......................................................................................................III

CERTIFICACIÓN ................................................................................................... IV

DEDICATORIA........................................................................................................ V

AGRADECIMIENTO .............................................................................................. VI

INDICE DE CONTENIDOS ................................................................................... VII

INDICE DE FIGURAS ............................................................................................ XI

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................ XIII

ÍNDICE DE ANEXOS ........................................................................................... XIV

RESUMEN ............................................................................................................ XV

ABSTRACT ......................................................................................................... XVII

CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1

1. EL PROBLEMA DE LA INVESTIGACIÓN ................................................ 1

1.1. TEMA............................................................................................................ 1

1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA........................................................... 1

1.3. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ............................................................... 2

1.4. ALCANCE DEL PROBLEMA ....................................................................... 2

1.5. OBJETIVOS ................................................................................................. 3

1.5.1. OBJETIVO GENERAL .................................................................................. 3

1.5.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................................... 3

1.5. JUSTIFICACIÓN .......................................................................................... 4

1.6. HIPÓTESIS .................................................................................................. 4

1.7. IDENTIFICACIÓN DE LAS VARIABLES ...................................................... 5

1.7.1 VARIABLE INDEPENDIENTE ...................................................................... 5

1.7.2 VARIABLE DEPENDIENTE .......................................................................... 5

1.7.3 VARIABLE INTERVINIENTE ........................................................................ 5

VII

1.8. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN E INTERPRETACIÓN DE DATOS ......... 6

CAPÍTULO II .......................................................................................................... 8

2 MARCO REFERENCIA O FUNDAMENTOS TEÓRICOS ............................. 8

2.1. ASPECTOS GENERALES DEL CAMPO EN ESTUDIO .............................. 8

2.1.1. UBICACIÓN .................................................................................................. 8

2.1.2. BREVE RESEÑA HISTÓRICA .................................................................... 10

2.1.3. ASPECTOS GEOLÓGICOS ....................................................................... 10

2.1.4. FORMACIONES PRODUCTIVAS .............................................................. 11

2.1.5. ANÁLISIS PETROFÍSICO .......................................................................... 14

2.1.6. RESERVAS DEL CAMPO CONANACO ..................................................... 15

2.1.7. HISTORIAL DE LA PRODUCCIÓN............................................................. 16

2.2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE POZOS ............................................... 17

2.2.1. FLUJO NATURAL ....................................................................................... 18

2.2.2. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ........................................... 21

2.2.3. FACILIDADES DE SUPERFICIE ................................................................ 28

CAPÍTULO III ........................................................................................................30

3. SISTEMA DE OPERACIÓN DE BOMBEO HIDRÁULICO ........................... 30

3.1. SISTEMAS DE OPERACIÓN ..................................................................... 32

3.1.1. MECANISMO DE OPERACIÓN ................................................................. 32

3.1.2. TIPOS DE SISTEMAS DE OPERACIÓN .................................................... 32

3.1.2.1. SISTEMA ABIERTO DE FLUIDO MOTRIZ (OPF).............................................. 33

3.1.2.2. SISTEMA CERRADO DE FLUIDO MOTRIZ (OPF) ............................................ 35

3.2. TIPOS DE BOMBAS HIDRÁULICAS.......................................................... 39

3.2.1. BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO PISTÓN ................................................... 39

3.2.1.1. BOMBAS A PISTÓN DE DESPLAZAMIENTO SIMPLE ......................................... 42

3.2.2. BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET ........................................................... 44

3.2.2.1. FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA TIPO JET .................................................. 45

3.3. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO ................... 45

3.3.1. VENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICO .................................................. 45

3.3.2. DESVENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICO .......................................... 46

VIII

3.4. PRINCIPALES COMPONENTES DEL BOMBEO HIDRÁULICO .............. 47

3.4.1. PRINCIPALES ELEMENTOS DEL CONJUNTO DE FONDO ..................... 47

3.4.2. PRINCIPALES ELEMENTOS DE SUPERFICIE ......................................... 49

CAPÍTULO IV ........................................................................................................54

4. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN APLICANDO EL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO

JET EN LA PRODUCCIÓN DEL POZO PETROLERO CONONACO 51 ..... 54

4.1. PRINCIPALES COMPONENTES DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

CLAW ......................................................................................................... 54

4.1.1. EQUIPOS DE SUPERFICIE ....................................................................... 54

4.1.1.1. BOMBA CENTRIFUGA ................................................................................ 55

4.1.1.2. CAJA DE 5 VELOCIDADES ......................................................................... 57

4.1.1.3. REDUCTOR ............................................................................................. 57

4.1.1.4. BOMBA DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO...................................................... 58

4.1.1.5. DAMPER ................................................................................................. 59

4.1.1.6. TURBINA ................................................................................................. 60

4.1.1.7. MANIFOLD .............................................................................................. 60

4.1.1.8. SEPARADOR ........................................................................................... 60

4.1.1.9. ELEMENTOS DE SEGURIDAD ..................................................................... 62

4.2. ESTADO DE COMPLETACION ................................................................. 66

4.3. BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET CLAW .................................................... 67

4.3.1. PRINCIPALES ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE LA BOMBA TIPO JET

................................................................................................................... 70

4.3.2. CARACTERÍSTICAS DE TRABAJO ........................................................... 72

4.3.3. TIPOS DE BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET ............................................... 73

4.3.4. DESIGNACIÓN DE UNA BOMBA JET CLAW ............................................ 77

4.3.5. CAVITACIÓN DE UNA BOMBA TIPO JET CLAW....................................... 78

4.3.6. RELACIÓN NOZZLE/THROT EN VOLUMEN Y PRESIÓN ......................... 82

4.3.7. APLICACIÓN DE UNA BOMBA TIPO JET CLAW ....................................... 84

4.3.8. PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DE UNA BOMBA TIPO JET CLAW

................................................................................................................... 84

4.3.9. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE UNA BOMBA TIPO JET ....................... 85

IX

4.4. SELECCIÓN DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET CLAW MEDIANTE

SOFWARE ............................................................................................................ 87

4.5. EVALUACIÓN DEL POZO CONONACO 51 .............................................. 93

CAPÍTULO V .......................................................................................................100

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................ 100

5.1. CONCLUSIONES ..................................................................................... 100

5.2. RECOMENDACIONES............................................................................. 101

BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................103

WEBGRAFÍA .......................................................................................................105

ANEXOS ..............................................................................................................106

ANEXO N° 1: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO CONONACO .... 107

ANEXO N° 2 PLANO VIAL DEL CAMPO CONONACO .................................. 108

ANEXO N° 3. ÁREA DE TOBERAS Y GARGANTAS DE LABOMBA JET ...... 109

ANEXO N° 4. ÁREAS DE TOBERAS Y GARGANTAS DE LA BOMBA JET ... 110

ANEXO N° 5. SOFWARE DC PUMP TRACE OILFIELD ................................. 111

X

INDICE DE FIGURAS

FIGURA 1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO CONONACO ...................... 9

FIGURA 2 LÍNEA SÍSMICA DEL CAMPO CONONACO ...................................... 11

FIGURA 3 HISTORIAL DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO CONONACO ......... 17

FIGURA 4 HISTORIAL DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO CONONACO ......... 17

FIGURA 5 MÉTODO ARTIFICIAL NO CONVENCIONAL ..................................... 22

FIGURA 6 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT................................. 24

FIGURA 7 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ................................................... 26

FIGURA 8 BOMBEO HIDRÁULICO ..................................................................... 27

FIGURA 9 SISTEMA GENERAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO .......................... 31

FIGURA 10 INSTALACIÓN SUPERFICIAL PARA POZOS CON SISTEMA DE

INYECCIÓN ABIERTO .................................................................... 33

FIGURA 11 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO ....................................... 35

FIGURA 12 INSTALACIÓN SUPERFICIAL PARA POZOS CON SISTEMA DE

INYECCIÓN CERRADO .................................................................. 36

FIGURA 13 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO .................................... 38

FIGURA 14 PARTES DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO PISTÓN .................... 40

FIGURA 15 FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO PISTÓN.. 41

FIGURA 16 COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO ....... 47

FIGURA 17 PARTES DEL CABEZAL DEL POZO ............................................... 49

FIGURA 18 POSICIONES DE LA VÁLVULA DE 4 VÍAS ..................................... 50

FIGURA 19 VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO ............................................. 51

FIGURA 20 INSTALACIÓN DEL LUBRICADOR ................................................. 52

FIGURA 21 EQUIPO DE SUPERFICIE ............................................................... 55

FIGURA 22 BOMBA CENTRIFUGA .................................................................... 56

FIGURA 23 CAJA DE VELOCIDADES ................................................................ 57

FIGURA 24 REDUCTOR ..................................................................................... 58

FIGURA 25 BOMBA DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO ................................... 58

FIGURA 26 DANPER ............................................................................................ 59

FIGURA 27 MANIFOLD ....................................................................................... 60

XI

FIGURA 28 SEPARADOR ................................................................................... 61

FIGURA 29 PASOS PARA LA SEPARACIÓN ..................................................... 62

FIGURA 30 VÁLVULA DE ALIVIO ....................................................................... 63

FIGURA 31 VÁLVULA REGULADORA DE PRESIÓN ........................................ 63

FIGURA 32 VÁLVULA CHECH ............................................................................ 64

FIGURA 33 FILTRO STRAINER .......................................................................... 64

FIGURA 34 CUADRO ELECTRÓNICO DE CONTROL ....................................... 65

FIGURA 35 ESTADO DE COMPLETACIÓN DEL POZO CONONACO 51 ......... 66

FIGURA 36 BOMBA TIPO JET DIRECTA ........................................................... 69

FIGURA 37 ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE LA BOMBA TIPO JET ............ 70

FIGURA 38 BOMBA TIPO JET DIRECTA ........................................................... 72

FIGURA 39 BAMBA TIPO JET DE INYECCIÓN DIRECTA ................................. 74

FIGURA 40 BOMBA TIPO JET DE INYECCIÓN REVERSA ............................... 76

FIGURA 41 EJEMPLO DE CAVITACIÓN DE UNA BOMBA JET CLAW ............. 80

FIGURA 42 RELACIÓN ENTRE PRESIÓN Y VELOCIDAD DEL FLUIDO MOTRIZ

DE LA BOMBA JET CLAW .............................................................. 80

FIGURA 43 LEVANTAMIENTO SEGÚN RELACIÓN DE GEOMETRÍAS ............ 83

XII

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA N° 1. CUT - OFF DE EVALUACIÓN PETROFÍSICA .............................. 14

TABLA N° 2. SUMARIO DE BSW Y SALINIDAD ................................................ 15

TABLA N° 3. RESERVAS DEL CAMPO CONONACO POR YACIMIENTO ....... 16

TABLA N° 4. MECANISMOS DE EMPUJE ......................................................... 19

TABLA N° 5. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ................................................ 28

TABLA N° 6. FACILIDADES DE REINYECCIÓN DE AGUA .............................. 29

TABLA N° 7. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA TIPO JET CAW

DIRECTA ....................................................................................... 74

TABLA N° 8. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA TIPO JET CAW

REVERSA ...................................................................................... 76

TABLA N° 9. ESPECIFICACIONES TÉNICAS DE LA BOMBA TIPO JET CAW

SMART .......................................................................................... 77

TABLA N° 10. CONDICIONES QUE LIMIT A LA BOMBA TIPO PISTÓN Y JET 77

TABLA N° 11. GEOMETRÍAS DE LA BOMBA JET CLAW ................................. 78

TABLA N° 12. INYECCIÓN - PRODUCCIÓN SEGÚN GEOMETRÍAS ............... 83

XIII

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO N° 1. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO CONONACO ................ 107

ANEXO N° 2. PLANO VIAL DEL CAMPO CONONACO ................................................ 108

ANEXO N° 3. ÁREA DE TOBERAS Y GARGANTAS DE LABOMBA JET .................. 109

ANEXO N° 4. ÁREAS DE TOBERAS Y GARGANTAS DE LA BOMBA JET .............. 110

ANEXO N° 5. SOFWARE DC PUMP TRACE OILFIELD ................................................ 111

XIV

RESUMEN

La mayoría de los pozos petroleros en el Ecuador se encuentran ubicados en

campos maduros, uno de estos, es el Campo Petrolero Cononaco, se constituye en

uno de los cinco campos de mayor producción y por ende representa un aporte

significativo al presupuesto del Estado. Por tal razón se trata de obtener el mayor

porcentaje de hidrocarburo, aplicando energías ajenas al pozo, de aquí surge lo que

llamamos utilización de técnicas de levantamiento artificial, en razón que los

yacimientos no cuentan con suficiente energía como para producir petróleo o gas

en forma natural para conduciéndolos a la superficie, o cuando los regímenes de

producción no son los deseados.

El propósito de los métodos de levantamiento artificial, es minimizar los

requerimientos de energía en la cara de la formación productora y el diferencial de

presión a través del yacimiento y provocar de esta manera, la mayor afluencia de

fluidos, sin que se generen problemas de producción. Uno de los métodos de

levantamiento artificial es el bombeo hidráulico tipo Jet, donde los caudales de

producción y fluido motriz son controlados mediante una configuración de boquillas

y gargantas, según la especificación calculada por un Software predeterminado,

para lograr los caudales deseados de producción.

El uso del bombeo hidráulico tipo jet, en los pozos maduros se caracteriza por su

flexibilidad, mayor profundidad, movilidad, bajos costos de mantenimiento, largos

períodos de funcionamiento y volúmenes altos o bajos de producción.

Por lo expuesto la presente investigación se constituye en un conveniente y

promisorio estudio delbombeo hidráulico tipo jet, en relación a las condiciones

operativas de los campos maduros, como es el caso del Pozo Cononaco 51, con el

fin de aprovechar las bondades que brinda este método de levantamiento artificial y

que contribuyan a incrementar la producción de los campos maduros del Sector

Cononaco a un menor costo y mayor beneficio.

XV

En el Capítulo I, se establece la problemática de la investigación en función del

planteamiento, formulación y alcance del problema, determinantes que permiten

establecer los objetivos que se pretende llegar con la investigación y la

comprobación de las hipótesis, en relación a las variables establecidas, utilizando

métodos y técnicas de investigación adecuadas para el efecto. En el Capítulo II, está estructurado por el marco referencial o fundamentación

teórica, en el cual se presentan los aspectos generales de Campo Cononaco, su

ubicación, aspectos geológicos, formaciones productivas, análisis petrofísico,

reservas con sus respectivas características descripción de los sistemas de

producción y facilidades de superficie utilizada en el Pozo Cononaco 51. En el Capítulo III, se describe el sistema de operación del bombeo hidráulico como

tal, sus sistemas de operación, tipos de bombas hidráulicas con sus ventajas y

desventajas y se concluye con la descripción de los elementos principales de fondo

y superficie utilizados en el Pozo Cononaco 51, lo que permite llegar a comprender

mejor la aplicación de este sistema de levantamiento artificial. El Capítulo IV, analiza y evalúa la aplicación de la bomba hidráulica tipo jet en la

producción del Pozo Petrolero Cononaco 51, estableciendo sus principales

componentes del bombeo hidráulico tipo jet, describe parámetros de selección en

base a los datos que arroja el software preestablecido, El Capítulo V, se establece las conclusiones a la que se ha llegado en basea las

técnicas de investigación utilizadas para llegar a establecer las recomendaciones

respectivas.

XVI

ABSTRACT

Most of the oil wells in the Ecuador are located in mature fields, one of these, is the

Oil Field Cononaco, it is constituted in one of the five fields of more production and

for ende it represents a significant contribution to the budget of the State. For such

a reason it is to obtain the biggest hydrocarbon percentage, applying energy

unaware to the well, of here it arises what we call use of technical of artificial rising,

in reason that the locations don't have enough energy like to produce petroleum or

gas in natural form for driving them to the surface, or when the production regimens

is not those wanted. The purpose of the methods of artificial rising, is to minimize the energy requirements

in the face of the formation producer and the differential of pressure through the

location and to cause this way, the biggest affluence of fluids, without production

problems are generated. One of the methods of artificial rising is the pumping

hydraulic type Jet, where the production flows and motive fluid are controlled by

means of a configuration of mouthpieces and throats, according to the specification

calculated by predetermined Software, to achieve the wanted flows of production. The use of the pumping hydraulic type jet, in the mature wells is characterized by its

flexibility, bigger depth, mobility, low maintenance costs, long periods of operation

and high volumes or production first floor. For that exposed the present investigation it is constituted in a convenient and

promissory study of the pumping hydraulic type jet, in relation to the operative

conditions of the mature fields, like it is the case of the Well Cononaco 51, with the

purpose of the kindness that it offers this method of artificial rising taking advantage

and that they contribute to increase the production of the mature fields of the Sector

Cononaco to a smaller cost and bigger benefit. In the Chapter I, the problem of the investigation settles down in function of the

position, formulation and reach of the problem, decisive that allow to establish the

XVII

objectives that it is sought to arrive with the investigation and the confirmation of the

hypotheses, in relation to the established variables, using methods and technical of

appropriate investigation for the effect. In the Chapter II, it is structured by the mark referential or theoretical foundation, in

the one which the general aspects of Field Cononaco is presented, its location,

geologic aspects, productive formations, analysis petrofísico, reservations with its

respective characteristic description of the production systems and surface facilities

used in the Well Cononaco 51. In the Chapter III, the system of operation of the hydraulic pumping is described as

such, its operation systems, types of hydraulic bombs with its advantages and

disadvantages and you concludes with the description of the main elements of

bottom and surface used in the Well Cononaco 51, what allows to end up

understanding the application of this system of artificial rising better. The Chapter IV, it analyzes and it evaluates the application of the bomb hydraulic

type jet in the production of the Oil Well Cononaco 51, establishing their main

components of the pumping hydraulic type jet, it describes selection parameters

based on the data that it throws the preset software, The Chapter V, settles down the conclusions to which you has arrived based on the

investigation techniques used to end up establishing the respective

recommendations.

XVIII

CAPÍTULO I

1. EL PROBLEMA DE LA INVESTIGACIÓN 1.1. TEMA Descripción y análisis de la producción de petróleo en el Pozo Cononaco 51

aplicando el sistema de bombeo hidráulico tipo Jet.

1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La mayoría de los pozos en el Ecuador se encuentran ubicados en campos

maduros, donde se trata de obtener mayor porcentaje de hidrocarburos utilizando

técnicas de levantamiento artificial cuando los yacimientos no cuentan con

suficiente energía como para producir petróleo o gas en forma natural

conduciéndolos a la superficie, o cuando los regímenes de producción no son los

deseados. Asociado generalmente a campos maduros, este déficit energético se

produce cuando la presión del yacimiento se ha agotado por el proceso de

producción.

Existe un gran número de pozos que se encuentran produciendo bajo diferentes

métodos de levantamiento artificial, a medida que avanza la vida productiva del

reservorio, que cambia constantemente, las consecuencias se reflejan en el

decremento de las tasas de producción, factor de recobro del petróleo, es decir, no

producen lo que se espera de estos, por lo cual es necesario realizar un nuevo

análisis de los pozos ya que el objetivo en la industria es aumentar el rédito

económico a través del incremento de la eficiencia, la reducción del riesgo, la

aceleración de la producción y la maximización de la recuperación.

1

La maximización de la recuperación de hidrocarburos y la aceleración de la

producción son solo dos de los beneficios que se obtiene por actuar en base a los

datos apropiados y en el momento adecuado.

Se ha considerado necesario realizar un aprovechamiento de energía del agua de

formación como fluido motriz, que permite una mayor recuperación de hidrocarburos

y determinar así la mejor alternativa sin perjuicios al medio ambiente y que sea

económicamente rentable.

En la actualidad la necesidad de la aplicación de una nueva técnica innovadora, en

la industria petrolera, llevará a la creación de nuevas formas de verificación de las

condiciones y comportamiento de los yacimientos petroleros. Como es el caso de la

empresa TRACE OILFIELD preocupada en la optimización de la evaluación y

producción de pozos con las diferentes alternativas de levantamiento artificial por

bombeo hidráulico.

1.3. FORMULACIÓN DELPROBLEMA

¿Influye el nivel de producción de petróleo del Pozo Cononaco 51 con la aplicación

de un sistema de bombeo hidráulico tipo Jet.?

1.4. ALCANCE DEL PROBLEMA

Al realizar este estudio en pozos petroleros que no tienen energía necesaria para

fluir, se utiliza la bomba Jet Claw para producir, logrando determinar su verdadero

potencial y demás parámetros en corto tiempo. En pozos productores se utiliza la bomba Jet Claw para rediseñar y optimizar el tipo

de levantamiento artificial, además de adaptar memorias registradoras de presión

y temperatura de fondo del pozo, y mediante la utilización el agua de formación

como fluido motriz mejoraremos la eficiencia y la rentabilidad.

2

Este proyecto de investigación se delimita de la siguiente manera: Campo: Educativo.

Aspecto: Sistema de bombeo hidráulico tipo Jet, utilizando el agua de formación

como fluido motriz. Tema: Descripción y análisis de la producción de petróleo en el Pozo

Cononaco 51 aplicando el sistema de bombeo hidráulico tipo Jet. Problema: ¿Influye el nivel de producción de petróleo del Pozo Cononaco 51 con

la aplicación de un sistema de bombeo hidráulico tipo Jet.? Espacial: Campo Cononaco, ubicado en la provincia del Pastaza, en la Cuenca

Oriental de la Región Amazónica y hacia el norte por la Cuenca del

Putumayo y hacia el sur por la Cuenca del Marañón, con

coordenadas: 1°00 ́ de latitud sur y 76°56 ́ de longitud oeste.

1.5. OBJETIVOS

1.5.1. OBJETIVO GENERAL Describir y analizar la producción del Pozo Petrolero Cononaco 51 aprovechando

el agua de formación para el sistema de levantamiento artificial hidráulico con

bomba Jet.

1.5.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Describir el proceso del sistema de levantamiento artificial hidráulico con

bomba jet para aprovechar su presión. Dimensionar los componentes para la determinación de la bomba mediante

el software Claw de la compañía TRACE OILFIELD. Describir la Bomba Jet Claw: principio, funcionamiento y partes de la misma.

3

Realizar un estudio técnico del sistema de levantamiento artificial hidráulico,

con bomba Jet Claw aprovechando el agua de formación como fluido motriz

para el levantamiento de bombeo hidráulico.

1.5. JUSTIFICACIÓN

TRACE OILFIELD está interesada en realizar estudios de levantamiento hidráulico

con bomba jet, utilizando agua de formación a alta presión como fluido motriz, de

algunos pozos en el Oriente Ecuatoriano, para lo cual es necesario conocerlo

desde el punto de vista práctico y técnico, dadas las múltiples aplicaciones de la

bomba hidráulica tipo jet. Con este trabajo se pretende demostrar sus aplicaciones con un mejor manejo y

una óptima producción del fluido hacia la superficie, realizando pruebas y sus

respectivas aplicaciones técnicas, ya que esto servirá en lo posterior para nuevas

tecnologías cada vez innovadoras y de alto rendimiento.

1.6. HIPÓTESIS

Con la determinación de objetivos a cumplirse y la determinación del porqué se

realiza el trabajo, la hipótesis se la plantearía de la siguiente manera: Utilizando las ventajas del bombeo hidráulico Jet Claw alimentada con fluido

motriz del agua de formación, permitirá tener una producción continua, una

menor pérdida de tiempo durante el servicio al pozo.

La aplicación del sistema del levantamiento artificial permitirá reducir las

pérdidas de producción, en razón que la declinación de los pozos conlleva a

la baja de producción de petróleo.

4

Existe un beneficio técnico operativo que presta la bomba para una buena y

constante producción de barriles de petróleo por día, aplicando los nuevos

desarrollos tecnológicos.

1.7. IDENTIFICACIÓN DE LAS VARIABLES

1.7.1 VARIABLE INDEPENDIENTE Campo Cononaco, Pozo 51

1.7.2 VARIABLE DEPENDIENTE Bombeo hidráulico Sistema de bombeo hidráulico tipo jet

1.7.3 VARIABLE INTERVINIENTE Utilización del agua de formación como fluido motriz

1.8 METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN

Se utilizarán los siguientes métodos:

Método científico.- Sirve para organizar el procedimiento lógico general a seguir

en el conocimiento y llegar a la observación, descripción y explicación de la

recopilación, procesamiento y análisis de la información que se obtenga en el área

de investigación.

Método de análisis.- Permite identificar y relacionar la información requerida y su

aplicación en el proceso investigativo para establecer resultados. Análisis que se lo

efectuará en forma cuantitativa y cualitativa del sistema de bombeo hidráulico tipo

jet, utilizando el agua de formación como fluido motriz.

5

Método de Síntesis.- Se utiliza en el desarrollo y estructuración del trabajo

investigativo final en función de la observación y análisis lógico,

Método deductivo.- Se emplea este método porque es necesario partir de las

consecuencias que ocasionaron el proceso de inyección del agua de formación a

alta presión como fluido motriz, para el sistema de levantamiento artificial hidráulico

con bomba jet para aprovechar esa presión. Al emplear este método permite

formular planteamientos hipotéticos para luego comprobarlos y analizarlos y llegar

a conclusiones en relación a los resultados obtenidos. Método Inductivo.- Permite establecer conclusiones de verdades individuales a

generales, iniciando de la observación para seleccionar el pozo adecuado en el

Campo Petrolero Cononaco y establecer el nivel de producción utilizando el sistema

de bombeo hidráulico tipo jet en el Pozo Cononaco 51.

1.8. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN E INTERPRETACIÓN DE DATOS

En el proceso investigativo se aplicarán las siguientes técnicas:

Observación.- Permite establecer una relación directa con los responsables y

personal operativo del Campo Petrolero Cononaco para determinar la utilización de

la bomba hidráulica tipo Jet en el pozo 51.

Entrevistas.- Con los responsables y personal operativo del Campo Petrolero

Cononaco y del Pozo 51, con el propósito de establecer una relación existente entre

las variables en análisis.

Bibliografía.- Para obtener información actualizada de sistema de bombeo

hidráulico tipo jet, utilizando el agua de formación como fluido motriz, en internet,

6

manuales técnicos de operación, catálogos, libros, archivos, entre otras fuentes

bibliográficas.

Análisis e interpretación de resultados.- Mediante tablas estadísticas, pasteles y

porcentajes, tomando como punto de comparación el marco teórico, la verificación

de la hipótesis, y operacionalidad de las variables.

7

CAPÍTULO II

2 MARCO REFERENCIA O FUNDAMENTOS TEÓRICOS

2.1. ASPECTOS GENERALES DEL CAMPO EN ESTUDIO

2.1.1. UBICACIÓN El Campo Cononaco es considerado como parte estructural Auca – Sacha; se

encuentra ubicado en la Provincia del Pastaza, en la cuenca Oriental de la Región

Amazónica del Ecuador, la cual continúa hacia el norte por la Cuenca del Putumayo

y hacia el sur por la Cuenca del Marañón. Este campo está ubicado en la Playa

Central del corredor Sacha – Shushufindi, al suroeste del campo Auca, al noroeste

del campo Tigüino, al este del rio Napo y al suroeste de la sub-cuenca cretácica

Napo, correspondiéndole las siguientes coordenadas: 1°00 ́de latitud sur y 76°56 ́

de longitud oeste.1

1 TECNIE. (2006)Numerical Simulation Studyn of the Cononaco Field Final Reporte

8

FIGURA 1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO CONONACO

Fuente: EP PETROAMAZONAS Elaborado: Andrade F.

9

2.1.2. BREVE RESEÑA HISTÓRICA El Campo Cononaco fue abierto con la perforación del pozo exploratorio CON-01,

el 26 de octubre de 1972 y puesto en producción desde el 14 febrero de 1983 a

cargo del Consorcio Cepe-Texaco, el cual alcanzó la formación Chapiza a una

profundidad de 11233 pies, la producción inicial de este pozo fue de 1341 BPPD de

34 grados API, de la arenisca Hollín, actualmente es operado por EP

Petroamazonas. Posteriormente se probaron nuevas arenas, obteniendo 21 BPPD de 13 grados API

de la arenisca T y 110 BPPD de 17 grados API de la arenisca U Principal, siendo la

arena Hollín el principal yacimiento, de esta la más importante la denominada Hollín

Inferior, le sigue en importancia la Hollín Superior.

2.1.3. ASPECTOS GEOLÓGICOS

VARGAS Joaquín& LOZADA Fernando (2005, pág. 46), establece que

“Estructuralmente el Campo Cononaco está en el lado levantado de una falla

inversa que se constituye en un anticlinal fallo asimétrico de dirección

preferencial noreste – suroeste de 10 Km. de ancho promedio en el centro del

campo, bajo un cierre vertical de 227 pies, la parte más ancha esta al centro

y la más angosta al norte; cierra al oeste contra una falla inversa”.

10

FIGURA 2. LÍNEA SÍSMICA DEL CAMPO CONONACO


2.1.4. FORMACIONES PRODUCTIVAS

CAÑIZARES Mauricio (2005, pág. 38), en su Tesis de Grado Estudio técnico

de la arena hollín en el Campo Cononaco, determina que “La parte areal del

campo Cononaco se encuentra definida por las siguientes formaciones: G-2;

U superior; U inferior; T; Hollín superior; y, Hollín inferior. La formación G-2 es

mejor definida que en el resto de campos de la Cuenca Oriente ya que en la

mayoría se encuentra como parte de la arena U superior. El principal

reservorio de este campo lo constituye la Arena Hollín inferior, le siguen en

importancia, Hollín superior, U, T y G-2”.

Formación Hollín.- Para el Campo Cononaco, en general, la formación Hollín

contiene cuarzo-arenita de grano medio, subredondeado a subangular, cuyo

contenido promedio de minerales presentes es: cuarzo 92.5%, feldespato 3.5%,

11

carbón 4%, mientras que la presencia de arcillas, micas, cemento calcáreo y otros

es despreciable. Los ambientes de depositación para el yacimiento son mayormente

planicies arenosas de marea y barra de marea.

Hollín inferior.- Es la parte principal del Hollín, se caracteriza por una secuencia

de sedimentos fluviales a transicional en la parte superior. Esta unidad arenosa

presenta interrelaciones de caolín, en donde el Gamma Ray exhibe sucesiones de

areniscas limpias. Generalmente se tiene la presencia de los siguientes minerales:

cuarzo (92%), carbón (4%), fesdespato (3,5%) y la presencia de arcillas, cemento

calcáreo, micas, entre otras, su grano va de mediano a grueso y su redondez de

subredondeado a subangular. (MOYA Patricia &ORMAZA Hanz. 2012, pág. 76)

Hollín superior.- La parte superior de la formación Hollín (incluye Caliza C), es

considerada de carácter marino. Esta sección está compuesta por areniscas

cuarzosas de finas a muy finas, intensamente bioturbadas, con la presencia de

glauconita e intercalaciones de lutitas, su matriz y cemento son calcáreas. (MOYA

Patricia & ORMAZA Hanz. 2012, pág. 76)

Formación Napo

CAÑIZARES Mauricio (2005, pág. 38), en su Tesis de Grado Estudio técnico

de la arena hollín en el Campo Cononaco, establece que “En la formación

Napo predomina unidades ricas en arenas de ambiente estuarino dominado

por mareas. La dirección de depositación es Noreste – Sureste, dentro de la

formación se registran dos reservorios importantes. La arena T tiene múltiples

cuerpos arenosos. El intervalo más productivo es la T inferior, tiene presencia

de glauconita de color verdoso e intercalación de lutitas. La arena U pertenece

a un periodo de depositación inestable, es decir que la superior de la arena U

posee intercalaciones delgadas de caliza y lutita”.

Yacimiento “T”.- La tendencia general de los depósitos para esta zona es Noreste

- Suroeste, y los mayores espesores se desarrollan principalmente al centro del

campo, es decir; a la zona del centro de canales de marea (Con-1, Con-13, Con-2

12

y Con-16), con valores que oscilan entre 47 y 60 pies de espesor; y hacia el Sur en

zonas correspondientes a facies de planicie arenosa de marea (Con-23 y Con-4)

con espesores que oscilan entre 59 y 67 píes.

Arena “T” inferior.-VARGAS Joaquín& LOZADA Fernando (2005, pág. 47),

establece que“ La litología de esta sección de la arenisca se define como cuarzosa

blanca ocasionalmente café clara, subtranslúcida, grano fino a medio, subangular a

subredondeada, suelta a friable, sorteo regular, cemento calcáreo y matriz no

visible, porosidad no visible, presencia de hidrocarburos en forma de manchas y

puntos color café claro a oscuro, fluorescencia natural no visible, corte lento nuboso

blanco amarillento, anillo residual grueso blanco amarillento, con luz ultravioleta,

anillo residual no visible con luz natural y pobre saturación de hidrocarburo” Arena “T” superior.- La litología de esta sección de la arenisca se define como

cuarzosa, café clara, glauconítica, grano fino a medio, subredondeado a

subangular, friable a moderadamente consolidada, en parte matriz arcillosa,

cemento calcáreo, baja luz ultravioleta, no fluorescencia, corte medio en forma radial

blanquecino azulado, sin anillo residual y con luz natural sin residuo y pobre

presencia de hidrocarburos. Lutita gris oscura, ocasionalmente gris clara, negra,

firme a moderadamente dura, ocasionalmente suave, laminar a sublaminar,

astillosa, físil a subfísil y no calcárea. (CAÑIZARES Mauricio. 2005, pág. 40) Yacimiento “U”.- Pertenece a un período inestable de depositación, en el cual se

inicia una transgresión marina debido a dos posibles factores como: subsidencia en

la cuenca o debido a movimientos eustáticos dando paso a la formación del cuerpo

lutítico regional que constituye la base de la arenisca “U”.

VARGAS Joaquín& LOZADA Fernando (2005, pág. 48) determina que “La

parte superior de la arena “U” es usualmente muy calcárea y resistiva, posee

intercalaciones delgadas de caliza y de mayor continuidad que la zona de la

Arena “T”; es de color gris a gris oscuro con presencia de hidrocarburo. Es

cuarzosa de grano muy fino a medio, subredondeado, frecuentemente

sedimentario y arcilloso, localmente glauconítico”.

13

Arena “U” Inferior.- Los mejores espesores (89 a 93 pies) se encuentran al norte

del campo y corresponden a facies de canales de marea, exclusivamente a centros

de canal (Con-6 y 21); al centro del campo (Con-11 y 14) con espesores que van de

96 a 98 pies, y al sur (Con-15 y 9) con espesores que van de 88 a 98 pies. La

tendencia general de depósito de esta zona es Noroeste – Sursuroeste.2 Arena “U” Superior.-VARGAS Joaquín& LOZADA Fernando (2005, pág. 49),

determina que “La tendencia general de los cuerpos arenosos es Noreste-Suroeste,

los mayores espesores registrados son de 20 a 22 pies, desde el centro del campo

hacia el norte, correspondientes a facies de canales de marea; de manera contraria

hacia el sur disminuyen estos espesores y son depósitos correspondientes a facies

de barra arenosa de marea”.

2.1.5. ANÁLISIS PETROFÍSICO En base al registro de los pozos se definieron los parámetros petrofísicos para los

reservorios: U superior e inferior, T superior e inferior, Hollín superior e inferior, tales

como:

Porosidad.

Saturación de agua.

Espesor neto.

Volumen de arcilla,

Litología. Los datos de salinidad utilizados para la evaluación petrofísica se señalan en las

siguientes tablas: TABLA N° 1. CUT - OFF DE EVALUACIÓN PETROFÍSICA

CUT - OFF DE EVALUACIÓN PETROFÍSICA

2 MINISTERIO DEL AMBIENTE DEL ECUADOR. (1997) Gestión Ambiental: Explotación Petrolífera y Desarrollo Sostenible en la RAE, Quito.

14

POROSIDAD (%) > O = 8 SATURACIÓN DE AGUA (%) < O = 50 ARCILLA (%) < O = 50


TABLA N° 2. SUMARIO DE BSW Y SALINIDAD

POZO ARENA BSW SALINIDAD (%) (PPMQ)

CON – 01 HI 70 1200 CON – 02 T 50 6400 CON – 03 HI 30 1250 CON – 04 HS 46 1200 CON – 07 HS + HI 60 4500 CON – 08 HS 50 5200 CON – 13 HI 2 1100 CON – 14 T 14 9000 CON – 15 HI 44 2050 CON – 16 T 50 24150 CON – 18 HS + HI 75 1900 CON – 20 T 35 13400 CON – 21 T 7 9550 CON – 23 T 9 9750 CON – 24 HI 72 1350 CON – 25 HS 80 1400 CON – 27 T + HS 16 22500 CON – 29 HI 52 1300 CON - 30D HI 80 1050 CON – 32 HI 90 - CON – 33 HI 84 1300 CON – 34 T + HS 36 16500 CON – 35 TI + HS 60 1750 CON - 36D TI 7 - CON - 46D HI 98 - CON - 47D HS 85 - CON - 48D TI 1 - CON - 51D TI 58 -


2.1.6. RESERVAS DEL CAMPO CONONACO

15

Las reservas son volúmenes de hidrocarburos que se encuentran dentro de un

reservorio y se prevé que serán recuperados hasta un fecha determinada, además

varían según condiciones económicas, tecnológicas, etc. Se dividen en probadas,

probables y posibles.

Reservas probadas.- son las que mediante análisis de geología e ingeniería tienen

la certeza de que serán recuperadas, esta certeza en términos de profundidad se

traduce en un 90% de probabilidad que sean extraídas, estas se divide en

desarrollas y no desarrolladas.

Reservas probables.- su probabilidad de recuperación es menor al de las reservas

probadas, cuantificando se traduce en un 50% de probabilidades de ser extraídas.

Reservas posibles.- son las de menor certeza de recuperación su probabilidad es

de tan solo 10%.

TABLA N° 3. RESERVAS DEL CAMPO CONONACO POR YACIMIENTO

YACIMIENTO POES FR API REVERVAS ORIGINALES PRODUCCIÓN RESERVAS

(Bls.) % (0) PROBADAS

(Bls.) PROBABLE

S (Bls.) TOTALES

(Bls.) ACUMULADA

(Bls.) REMANENTES

(Bls.)

U Sup. 4289900 10,00 22,0 428990 0 428990 0 428990 U 21246000 16,53 22,0 3512930 0 3512930 2443886 1069044 T 39315000 28,58 15,8 11235900 0 11235900 3951087 7284813 HOLLIN SUP. 49131169 51,95 32,4 25522500 0 25522500 18865787 6656713

HOLLIN Inf. 227340000 43,90 32,4 99802260 0 99802260 87026174 12776086

SUB - TOTAL 341322069 41,16 140502580 0 140502580 112286934 28215646 Fuente: EP PETROAMAZONAS Elaborado: Andrade F.

El Reservorio Hollin registra producción desde 1983, la arenisca T el año 2001 y el

reservorio U desde el año 1994, con un aporte significativo en el año 2002

2.1.7. HISTORIAL DE LA PRODUCCIÓN

16

En las siguientes figuras se determinan la producción de petróleo (color verde), agua

(color azul), liquido total (color negro) del Campo Cononaco a lo largo de la historia

productiva.

FIGURA 3. HISTORIAL DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO CONONACO

Fuente: EP PETROECUADOR (PETROAMAZONAS) Elaborado: Andrade F.

FIGURA 4. HISTORIAL DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO CONONACO


2.2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE POZOS

17

La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la factibilidad

que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a

partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a

comercializar, manejando gerencias que permiten organizar y llevar a cabo las

buenas técnicas para conseguir el objetivo.

Esta se define como el proceso que se concentra en la explotación racional de

petróleo y gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas

ambientales, de seguridad y fortaleciendo la soberanía tecnológica.3

Pero para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales indique

que el hidrocarburo en la formación será factible y comerciablemente explotable.

Aquí se puede señalar a la exploración, la cual implica la búsqueda de yacimientos

petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con

el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen.

2.2.1. FLUJO NATURAL En los yacimientos los fluidos están sujetos a la acción de varias fuerzas y energías

naturales: fuerzas de presión, fuerzas de fricción por viscosidad, de gravedad de

energía y fuerzas capilares, las cuales actúan en el movimiento de los fluidos hacia

los pozos o para retenerlos en el yacimiento.

Cuando esas energías son suficientes para promover el desplazamiento de los

fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo y de allí a la superficie, se dice que

"el pozo fluye naturalmente”, es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del

diferencial de presión entre la formación y el pozo. Es decir un pozo produce por

flujo natural cuando el yacimiento tiene la suficiente energía como para llevar el

fluido desde la roca hasta el cabezal de pozo, esto se da por la magnitud de la caída

de presión existente entre el pozo y el yacimiento. La producción por flujo natural no

3 PETROECUADOR.(2000) Estrategia Petrolera, Ed. Petroecuador, Quito.

18

es el método que garantiza los niveles de producción rentables durante toda la vida

productiva del yacimiento.

La tasa de producción de un pozo es producto de un perfecto balance entre la oferta

de energía del yacimiento y la demanda de energía del pozo, incluyendo sus

facilidades de transporte en la superficie. Para realizar este balance, es necesario

cuantificar el consumo de energía en los distintos componentes del sistema de

producción. Inicialmente, la energía del yacimiento es, por lo general muy alta y el

pozo producirá por flujo natural altos caudales de líquido. No obstante, para

explotarlo eficientemente es necesario controlar la tasa de producción de los pozos.

Con el tiempo, la energía del yacimiento será insuficiente para levantar los fluidos

desde el fondo hasta la superficie y el pozo dejará de producir por flujo natural.

TABLA N° 4. MECANISMOS DE EMPUJE

MECANISMO PRESIÓN DE GOR AGUA EFICIENCIA OTROS YACIMIENTO PRODUCIDA

GAS EN SOLUCIÓN

DECLINA RÁPIDO Y CONTINUO

PRIMERO ALTO, INCREMENTA Y CAE NULA 5 - 35%

REQUIERE BOMBEO TEMPRANO

EMPUJE HIDRÁULICO

PERMANECE ALTA Y DEPENDE DEL CUDAL

PERMANECE BAJO SI P ES ALTA CRECIENTE 1 - 17%

CAPA DE GAS CAE LENTO Y CONTINUO

CRECE CONT. EN FORMACIONES INCLINADAS

DESPRECIABLE 20 - 40% RUPTURA TEMPRANA DE GAS

SEFREGACIÓN GRAVITACIÓN AL

DECLINA RÁPIDO Y CONTINUO

BAJO EN FOM. POCO INCLINADAS -ALTO EN FORM. INCLINADA

DESPRECIABLE 40 - 80%

EXPANSIÓN ROCA-FLUIDO

DECLINA RÁPIDO Y CONTINUO PR>Pb

PERMANECE BAJO Y CONSTANTE NULA 1-10%

Fuente: ESCOBAR Humberto “Fundamentos de Ingeniería en Yacimientos Pág. 27 Elaborado: Andrade F.

MARTINEZ Joan (2008 pág. 74) establece que “Existen diferentes métodos

de flujo natural, que se les conoce también como mecanismo de recuperación

primarios, entre los cuales destacan:”

19

Gas en solución.- Este tipo de empuje se presenta cuando no se tiene formada

una capa de gas ni tampoco un acuífero y todo el gas presente se encuentra en

solución dentro del petróleo. Este mecanismo de empuje es uno de los más

comunes, representa un tercio de los reservorios a nivel mundial. En este caso, la

presión se encuentra sobre o igual a la de burbuja. Con este mecanismo se logra

recuperar de un 5 a 30% de petróleo original en sitio (POES). Empuje Hidráulico.- Se presenta cuando existe un acuífero, ya sea lateral o de

fondo, o cuando la expansión de agua es muy elevada. No existe presencia de gas

libre, en consecuencia la presión es alta, generalmente mayor a la presión de

burbuja. La particularidad de este tipo de empuje, es que con el transcurso del

tiempo la producción de agua se incrementa, mientras que la producción de petróleo

decrece. Este mecanismo es uno de los más eficientes, se logra recuperar del 10 al

75% del petróleo original en sitio (POES). Capa de gas.- Se presenta cuando la presión inicial del yacimiento es menor a la

presión de burbuja, el gas en solución que se encuentra en el petróleo es el máximo

posible, y una vez que la presión cae por efecto de la producción, la capa de gas se

expande y genera un desplazamiento inmiscible. Este tipo de empuje tiene una

recuperación de alrededor del 20 al 40% del petróleo original en sitio (POES). Segregación Gravitacional.- Al producir con este mecanismo de empuje se

requiere un buen espesor del yacimiento, una gran permeabilidad vertical, además

de una baja viscosidad; al separarse el gas del petróleo, este viaja hacia la parte

superior del yacimiento y el petróleo viaja hacia la parte inferior del reservorio, esto

se considera un empuje por segregación. Cabe señalar que es el mecanismo de

empuje más eficiente ya que se recupera de 40 a 80% del petróleo original en sitio

(POES).

Compactación o expansión de roca fluidos.- Este mecanismo radica en la

producción por expansión de roca, para lo cual, la formación productora debe tener

una gran compresibilidad. A medida que se produce petróleo, aumenta el diferencial

20

de presión entre la presión de poro y la presión Overburden, generando una

disminución en el espacio poral por expansión de la formación y el fluido contenido

en dicho espacio poral es desplazado, este mecanismo se da en yacimiento muy

someros y poco consolidados.

2.2.2. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Al realizar la explotación del yacimiento la presión de este disminuye, lo que implica

que la producción de fluidos baje hasta el momento en el cual, el pozo deja de

producir por sí mismo. De allí surge la necesidad de extraer los fluidos del

yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, de aquí

surge lo que llamamos levantamiento artificial. Cuando no se tiene daño en la formación y el flujo de fluidos no es capaz de llegar

a las instalaciones superficiales, es necesario implantar un sistema artificial de

producción, acorde a las características del campo, los cuales permiten ayudar a

vencer las caídas de presión y mantener el pozo fluyendo para así mantener la

plataforma de producción comprometida. Si aun así, ya con un sistema de

producción implantado, existe una baja aportación de hidrocarburos del yacimiento

al pozo, debe analizarse la posibilidad de aplicar un proceso de mantenimiento de

presión, o bien, de desplazamiento. El método de levantamiento artificial consiste en extraer los fluidos del yacimiento

mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo. Existen algunos

factores que representan los parámetros más importantes en la selección del equipo

de levantamiento artificial:4

Inversión inicial

Relación gasto operacionales/ingresos mensuales

Vida útil del equipo

4 BEICIP – FRANLAB. (2005). Proyecto Ishpingo –Tambococha –Tiputini-Imuya, Plan de desarrollo. Pág. 63

21

Números de pozos en levantamiento artificial

Disponibilidad del equipo excedente

Vida del pozo

FIGURA 5. MÉTODO ARTIFICIAL NO CONVENCIONAL


El propósito de los métodos de levantamiento artificial, es minimizar los

requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de

maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar de esta

manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que se generen problemas de producción

como pueden ser: arenamiento, conificación de agua etc.

22

El bombeo mecánico convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial

en la producción de crudo pesado y extra pesado, aunque, también se usa en la

producción de crudos medianos y livianos.

CRAFT C. & HAWKINS F. (2007, pág. 122) establece que “Existen diversos

métodos de levantamiento artificial entre los cuales se encuentran:” Bombeo mecánico.- Consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de

acción reciprocante, abastecida de energía a través de una sarta de cabilla. La

energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza

una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. Para que

ocurra la acción del bombeo, el pistón realiza un movimiento reciprocante dentro del

barril, la tubería confina la sarta de cabilla de succión que acciona a su vez la bomba

en el subsuelo; posee válvulas fijas y viajera, son válvulas de no retorno, de bola y

asiento de modo que solo permite el flujo en una sola dirección hacia el cabezal. El volumen encerrado entre estas dos válvulas constituye la cámara de bombeo.

Cuando el balancín está en el punto muerto de inferior, las válvulas fijas y viajeras

se hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el

efecto de succión del pistón permiten la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del

pozo hacia el inferior de la bomba. Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y

permanece cerrada durante la carrera ascendente fluido continua liberando la

válvula hasta que el pistón llega al punto muerto del pistón .La válvula fija y cierra

y comienza la carrera descendente. El pistón se mueve hacia abajo y produce un

punto de compresión cuando la presión interna es superior a la que existe en la

válvula viajera, esta se abre y el fluido es trasferido al pistón hasta llegar al punto

muerto inferior, donde se repite el ciclo de bombeo. No obstante hay que tener

presente que la tubería deba ser capaz de soportar la presión debido a la columna

de flujo sobre la bomba.

23

Levantamiento artificial por Gas Lift.- El Levantamiento Artificial por Inyección de

gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como

fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos

en la tubería de producción. El gas inyectado tiene como propósito aligerar o

desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía

del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la

superficie.

FIGURA 6. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT


Se considera dos tipos de levantamiento artificial por gas:

1. Inyección de gas por flujo continuo; se considera una extensión del

método de producción por flujo natural: esto consiste en suplir el gas de

formación mediante la inyección continua de gas en la columna de fluidos,

con la finalidad de aligerar el peso de ésta.

24

2. Inyección de gas por flujo intermitente; se inyecta cíclica e

instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de

producción, con el propósito de desplazar, hasta la superficie, la columna o

tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección.

Bombeo electrosumergible.- Se considera un método de levantamiento artificial,

que utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar fluidos

aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo, la

cual es accionada por un motor eléctrico suministrada desde la superficie a través

de un cable de potencia. Se basa en el principio de centrifugación de fluidos, un rotante gira a alta velocidad

y expulsa el fluido hacia la periferia del rotor donde es ingresado a una tubería de

descarga, este tipo de bombas tienen diferentes estados de centrifugación, es decir,

no es un solo rotor, si no varios que colocados en formas sucesivas uno sobre el

otro y alimentándose entre ellos para ganar mayor presión.

Este método es aplicable cuando se desea producir grande volúmenes de fluido en

pozos medianamente profundos. Su desventaja respecto al resto radica en que los

equipos utilizados son costosos y se debe tener un elevado índice de monitoreo y

supervisión con el fin de tener un comportamiento adecuado en el sistema.

En el siguiente gráfico se aprecia cada uno de los componentes de un sistema de

levantamiento por bombeo eléctrosumergible; es decir, equipo de superficie y del

fondo del pozo.

25

FIGURA 7. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE


Bombeo de cavidad progresiva.- Este método consiste en el desplazamiento

positivo de un volumen, ocasionado por una diferencia de presión producto de la

transformación de la energía cinética en potencial cuando se combina el movimiento

longitudinal a lo largo del mismo. La bomba de cavidad progresiva o tornillo, es un

equipo utilizado para el levantamiento artificial de crudo desde el subsuelo hasta la

superficie.

26

http://www.monografias.com/trabajos12/elproduc/elproduc.shtml

En los últimos años se ha incrementado el uso de este tipo de bombas, el cual

actualmente se está perfeccionando para minimizarlos problemas operacionales

encontrados en el campo. Este método al igual que los otros métodos de

levantamiento artificial está formado por un equipo de subsuelo y otro de superficie. Bombeo hidráulico.- Se considera una técnica que se usa durante un corto tiempo,

debido a su característica especial de alcanzar aproximadamente 1800 pies de

profundidad. Su potencia es transmitida mediante un fluido presurizado que es inyectado a través

de la tubería. Este fluido es conocido como fluido de potencia o fluido de motor y es

usado por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para convertir

la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión. Los fluidos de potencia

más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo. FIGURA 8. BOMBEO HIDRÁULICO


27

http://www.monografias.com/trabajos11/metods/metods.shtml

2.2.3. FACILIDADES DE SUPERFICIE

Constituye una serie de equipos y accesorios que forman parte de una estación de

producción y participan en el proceso de tratamiento de los fluidos, tales como

petróleo, gas, sólidos no deseados del petróleo como el sulfato, arena, entre otros;

además como facilidades de superficie deben son ser considerados el

almacenamiento y transporte. Los equipos instalados en la estación de producción y reinyección del Campo

Cononaco son los siguientes:

TABLA N° 5. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN EQUIPO CARACTERÍSTICAS

MANIFOLD ESTACIÓN CENTRAL

Posee 25 entradas de 4” 5 entradas disponibles

LOCACIÓN CONONACO

Posee 7 entradas de 4” (06 (E.W.O); 24, 25, 32, 33, 35, 51) Cononaco 51D fluye por línea provisional de 31/2” roscada.

SEPARADORES 1 Producción

SEPARADOR DE PRODUCCIÓN BIFÁSICO (20000 Bls.) Estrangulado válvula de línea de gas

1 Prueba (10000 Bls.) Fuera de Servicio (Poco presencia de gas)

TANQUES 1 Lavado 50000 Bls. 1 Empernado (10000 bls.)Trabaja como tanque de surgencia

1 Reposo (24000 Bls.) Actualmente trabaja como tanque de lavado

TANQUE DE LOCACIÓN CONONACO 06

1 10000 Bls. 1 500 Bls.

TANQUE DE LOCACIÓN CONONACO 09

1 300 Bls. 1 500 Bls.

TANQUE DE LOCACIÓN CONONACO 27 1 500 Bls.

SISTEMA TRANSFERENCIA, MEDICIÓN Y CUSTODIA – ACT’S

2

Una en operación y otra en reserva. Instalado computador de flujo (Determinación BSW, T, P, Caudal)2 bombas Booster (Eléctricas)

BOMBA DE TRANSFERENCIA DE OLEODUCTO

3 Accionadas por motores de combustión interna (Motores Nuevos)

COMPRESOR 1 LÍNEA DE VENTEO 1 SISTEMA DE ENERGÍA ELÉCTRICA 1


28

TABLA N° 6. FACILIDADES DE REINYECCIÓN DE AGUA

FACILIDADES DE REINYECCIÓN EQUIPO CANTIDAD

Tanque empernado 1

Bomba Booster 1

Bombas reciprocantes 4

Sistema BAP (Bombas de alta presión) 1

Línea desde el tanque de lavado 1

BYPASS 1

Válvulas de cierre 6 Fuente: EP PETROECUADOR (PETROAMAZONAS) Elaborado: Andrade F.

29

CAPÍTULO III

3. SISTEMA DE OPERACIÓN DE BOMBEO HIDRÁULICO

El principio fundamental aplicado en el bombeo hidráulico en el subsuelo es la “Ley

de Pascal”; la cual expone que: “La presión ejercida sobre la superficie (estación

central) de un fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones

(número de pozos)”. Así se trasmite presión desde un equipo de bombeo centralizado o individual en la

superficie a través de una tubería llena de líquido, hasta cualquier número de pozos

petroleros. Aplicando este principio es posible inyectar desde la superficie un fluido

a alta presión que va a operar el pistón motor de la unidad de subsuelo en el fondo

del pozo.

Las bombas de Pistón, constan de pistones recíprocos comunicados, unos

gobernados por el fluido motriz presurizado y otro gobernado por el o los fluidos que

produce el pozo. La bomba hidráulica tipo 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).

30

FIGURA 9. SISTEMA GENERAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO

Fuente: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Fernando E. R. Elaborado: Andrade F.

31

3.1. SISTEMAS DE OPERACIÓN

3.1.1. MECANISMO DE OPERACIÓN

CORRALES M. (2006, pág. 78) determina que “Al fondo de la tubería de

inyección, el líquido a presión se introduce en una sección motriz hidráulica,

colocada por debajo del nivel de fluido a producir. El fluido motriz a presión

alta acciona la sección motriz en el fondo del pozo en forma reciprocante al

exponer alternadamente diferentes áreas de un pistón, impulsando al fluido

presurizado”.

La alternación de esta exposición a la presión se controla mediante una válvula de

control que invierte su dirección, esta válvula es parte de la sección motriz hidráulica

de la bomba en el fondo del pozo.

DRESSER Tools (2005 pág. 118) determina que “El movimiento reciprocante

del pistón impulsor se transfiere, a través de un acoplamiento mecánico, a una

bomba a pistón (similar a una bomba de varilla). En la carrera descendente de

la sección motriz, el pistón de la parte que bombea se mueve hacia abajo,

llenando el interior de la sección que bombea con fluido del interior del pozo”.

En la carrera ascendente, el pistón de la sección que bombea desplaza los fluidos

producidos a un conducto de retomo, por donde se alza hasta la superficie, junto

con el fluido motriz que ya cumplió su papel en este ciclo.

3.1.2. TIPOS DE SISTEMAS DE OPERACIÓN

Hay básicamente existen dos tipos operativos en los sistemas de bombeo

hidráulico: el sistema de fluido motriz cerrado y el sistema de fluido motriz abierto.5

5 KOBE INC. (2007) Introducción al bombeo hidráulico.

32

3.1.2.1. Sistema abierto de fluido motriz (OPF) En un sistema abierto (OPF “OPEN POWER FLUID”) de fluido motriz, el fluido de

operación se mezcla con el fluido producido de pozo y regresa a la superficie. Para

lo cual, sólo se requieren dos conductos de fluido en el pozo: uno para contener el

fluido motriz a presión y dirigirlo a la sección motriz de la bomba, y otro conducto,

usualmente el espacio anular, para contener el fluido motriz que ya accionó la

bomba, más el fluido producido, en su retomo a la superficie.6

Fuente: Guevara. Bombeo Hidráulico a Pistón Elaborado: Andrade F.

Este sistema es el más sencillo y económico, por tal razón es el más utilizado,

porque permite inyectar aditivos químicos al fondo del pozo, los mismos que

6 CORRALES M. (2006) Curso UTE- Facultad de Ciencias de la Ingeniería. Sistemas de Levantamiento Artificial, Quito.

FIGURA 10. INSTALACIÓN SUPERFICIAL PARA POZOS CON SISTEMA DE INYECCIÓN ABIERTO

33

ayudarán a extender la vida útil del equipo de subsuelo. A más de la sencillez y la

ventaja económica de sistema abierto, existen otras ventajas inherentes al mezclar

los fluidos motrices y producidos como:

1. Si los fluidos producidos tienden a formar emulsiones dentro del pozo,

pueden añadirse anti-emulsionantes al fluido motriz, este fluido al agregarse

actúa como diluyente. El fluido motriz circulante es el medio ideal para

transportar aditivos químicos al fondo de pozo.

2. Los inhibidores de corrosión, incrustación y parafina pueden agregarse para

extender la vida útil de los equipos de subsuelo.

3. Si los fluidos producidos tienden a formar emulsiones dentro de pozo, pueden

añadirse anti-emulsionantes al fluido motriz. El fluido motriz, al agregarse,

actúa como diluyente.

Como lo expresa EP PETROECUADOR en su Manual de Operaciones en

superficie, determina: “Cuando se levanten fluidos producidos que sean

altamente corrosivos, el fluido motriz limpia y reduce su concentración a un

50%”.

4. Cuando se produce un petróleo extremadamente viscoso, el fluido motriz

inyectado puede reducir dicha viscosidad, al diluir el fluido de retorno, y lo

puede hacer suficientemente para que sea más factible levantar el crudo

pesado.

5. Al producir fluidos con alto contenido de parafina, el sistema abierto permite

circular fluidos calentados o con agentes disolventes dentro de las líneas de

fluido motriz, para eliminar la acumulación de cera que pueda reducir o

paralizar la producción.

34


3.1.2.2. Sistema cerrado de fluido motriz (OPF)

En un sistema de fluido motriz cerrado (CLOSED 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. (CORRALES M. 2006, pág. 86)

FIGURA 11. SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO

35

FIGURA 12. INSTALACIÓN SUPERFICIAL PARA POZOS CON SISTEMA DE INYECCIÓN CERRADO

Fuente: Guevara. Bombeo Hidráulico a Pistón Elaborado: Andrade F.

PETROECUADOR, en el Manual de operaciones establece que “El sistema

cerrado de fluido motriz es un sistema muy costoso y de complejo diseño, es

recomendable para cuando los fluidos producidos son extremadamente

abrasivos o corrosivos”.

Esta exigencia de una sarta adicional de tubería, más la complejidad asociada del

diseño en el fondo de pozo, hace que el sistema cerrado sea más costoso que el

abierto. Por esta razón, el sistema CPF es menos popular y se utiliza menos que la

configuración abierta de fluido motriz.

CORRALES M. (2006, pág. 86) determina que “Ya que en todo momento los

fluidos motriz y producido están separados, el sistema cerrado ofrece algunas

ventajas en los casos en que los fluidos producidos sean extremadamente

36

abrasivos o corrosivos. Un sistema cerrado permite utilizar materiales menos

sofisticados en la parte motriz y podrá prolongar la vida útil de la bomba y

también de las instalaciones relacionadas con el fluido motriz en la superficie,

si no se utilizan inhibidores”.

Además, puede resultar ligeramente preferente un sistema cerrado para las

plataformas marinas y en algunas instalaciones industriales o residenciales, cuando

el espacio disponible es escaso y costoso. El tanque de reserva acondicionamiento

del fluido motriz necesita tener sólo el tamaño necesario para proporcionar un

volumen adecuado de fluido motriz para alimentar a la bomba múltiplex. El tamaño

del tanque de fluido motriz requerido en el cabezal del pozo es relativamente

pequeño y casi todo el fluido producido podrá introducirse directamente en la línea

de flujo.

KOBE INC. (2007, pág. 119) en su libro Introducción al bombeo hidráulico

establece que “En la mayoría de las bombas de subsuelo diseñadas para

utilizarse en un sistema cerrado de fluido motriz, la sección motriz se lubrica

con el fluido motriz. Alrededor del 10 por ciento del fluido motriz se pierde al

mezclarse con el fluido producido por lo que es necesario aumentar fluido de

la línea de producción para completar el volumen de fluido motriz”.

También hay que comprender que, aun en un sistema completamente cerrado, el

fluido motriz no seguiría limpio indefinidamente aunque todas las tuberías, acoples,

bombas, tanques, etc. estuvieran libres de materiales contaminados. En primer lugar, ningún fluido motriz es absolutamente anticorrosivo, Incluso el

diesel puro puede corroer ligeramente los recipientes de acero. En segundo lugar cuando un líquido que contiene algún material sólido pasa por

una luz estrecha (como por ejemplo entre el pistón de la sección motriz de la bomba

y su cilindro), se tiende a retener el sólido. El líquido que fuga por la luz estrecha va

a ser puramente líquido.

37

Con la pérdida continua de fluido motriz alrededor del pistón de la sección motriz, el

fluido motriz recirculado se volverá cada vez más sucio.


FIGURA 13. SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO

38

3.2. TIPOS DE BOMBAS HIDRÁULICAS

3.2.1. BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO PISTÓN Las Bombas Hidráulicas Tipo Pistón para trabajo en el fondo del pozo se componen

de dos secciones básicas: la motriz y la del émbolo que bombea. Las dos unidades

son de carrera recíprocamente. Se conectan directamente con una varilla central. Por tanto a medida de que la parte

motriz suba, el émbolo que bombea también sube llenando el inferior de su cilindro,

debajo de la parte motriz, con una carga de producción. Cuando la parte motriz hace

su carrera descendente, el émbolo también baja desplazando el fluido producido

desde su cilindro.

DRESSER Tools (2005 pág. 124) determina que “La acción de bombeo es la

misma como en una bomba mecánica de varillas, ya que tiene el cilindro, el

émbolo, la válvula móvil y la válvula de pie. Sin embargo, al no tener ninguna

conexión mecánica con la superficie, muchas de las limitaciones del bombeo

mecánico se eliminan”.

Estas incluyen: Estiramiento de las varillas.

Distancia entre la válvula móvil y la válvula de pie, lo que elimina el problema

de que la válvula se obstruya por gases a presión. Limitaciones sobre la carga, impuestas por la profundidad.

Fricción excesiva y desgaste en las varillas y la tubería por pozos con curvas

o direccionales.

39

FIGURA 14. PARTES DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO PISTÓN

Fuente: Dresser Oil Tools Elaborado: Andrade F.

Las empresas producen dos tipos de bombas hidráulicas a pistón:

1. De acción simple; una bomba de acción simple desplaza la producción

únicamente en su carrera ascendente.

40

2. De acción doble; una bomba de acción doble crea succión y descarga la

producción en ambas carreras, ascendentes y descendente.

Las bombas tipo pistón se fabrican con tolerancias mínimas y especificaciones

exigentes para poder lograr altas eficiencias volumétricas, rendimiento consistente

y operación confiable durante un servicio duradero.

FIGURA 15. FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO PISTÓN

Fuente: Dresser Oil Tools Elaborado: Andrade F.

41

3.2.1.1. Bombas a pistón de desplazamiento simple

DRESSER Tools (2005 pág. 124) establece que “Las bombas de

desplazamiento simple emplea una carrera larga y lenta. Esto alarga su vida

útil ya que hace menos ciclos y permite manejar el gas más eficientemente.

Una varilla central hueca permite que el fluido motriz tratado escape hasta el

extremo que bombea. Esto incrementa la vida cuando se trabaja con fluidos

sucios o corrosivos”.

Operación de la sección motriz hidráulica: La sección motriz hidráulica

comprende básicamente un cilindro, pistón y mecanismo de válvula inversora. El

fluido motriz a alta presión siempre está expuesto a la parte inferior del pistón de la

sección motriz. Mediante la acción de la válvula inversora, la parte superior del pistón motriz se

expone alternadamente a una presión alta o baja. Cuando la válvula inversora esta

sobre su asiento de presión baja los pórticos en el múltiple de la sección motriz

permiten que el fluido motriz a alta presión suba por la varilla de empuje y presione

sobre la parte superior del pistón.7 Ya que la varilla central ocupa parte del pistón de abajo del mismo, se expone más

área en la parte superior del pistón en la parte motriz que en la parte inferior. Como

resultado, el pistón de esta parte hace su carrera hacia abajo. Al final de esta carrera descendente, el arnés topa contra el adaptador del cilindro

de la parte motriz. Este transfiere energía mecánica a través de la ménsula del arnés

hasta el émbolo de la caseta de válvulas, y de ahí hasta la propia válvula inversora. Esta acción impacta la válvula inversora, sacándola de su asiento de presión baja.

El piloto de presión alta de la válvula inversora ingresa al asiento de presión alta.

En este momento, las fuerzas hidráulicas que actúan sobre la válvula inversora

completan el movimiento hacia arriba de la válvula para colocarla sobre su asiento

7 KOBE INC. (2007) Introducción al bombeo hidráulico.

42

de presión alta. Con la válvula inversora sobre su asiento la presión alta, se detiene

la llegada del fluido motriz a presión alta hasta el área superior del pistón de la

sección motriz. Al mismo tiempo, el paso se abre a través del asiento de presión baja, para que

pueda escapar el fluido motriz que ya cumplió su función, desde el interior del

cilindro superior de la sección motriz. Ahora que ya hay más presión sobre el lado

inferior del pistón que el superior, la sección motriz se mueve hacia arriba. El fluido motriz ya usado, dentro del Cilindro superior de la parte motriz, se desplaza

hacia abajo a través del pistón motriz, a través de los pórticos del múltiple, por

debajo de la válvula inversora, a través del asiento de presión baja, hacia abajo por

los pórticos verticales del conjunto de la caseta de válvulas, por el diámetro interior

de la varilla central, y se descarga sobre la parte superior del émbolo de la parte

que bombea. Ya que el fluido motriz se limpia y se trata químicamente en la superficie, descargar

el fluido motriz usado sobre el émbolo puede brindar una buena protección química

a la mayoría de las bombas hidráulicas a pistón - una mejor protección que en

algunos modelos de la competencia. Velocidad del pistón: KOBE INC. (2007, pág. 129) establece que “Una causa

común de fallas entre todas las bombas hidráulicas a pistón es la velocidad excesiva

en la carrera de desplazamiento. Esto suele ocurrir cuando ocurre una situación de

bombeo en vacío o golpe de fluido”. La varilla de empuje cumple con dos finalidades: Es la que impacta mecánicamente a la válvula inversora para que salga de su

asiento de presión alta al final de la carrera ascendente, para que la válvula se dirija

hacia abajo y dé inicio a la carrera descendente de la sección motriz.

43

Separación de fluido: Internamente, se logra esta separación (fluido motriz a

presión alta y el fluido de retorno a presión baja) mediante un buje que produce un

sello metálico apretado alrededor de la varilla central. Este sello separa el fluido

motriz del fluido producido dentro de la bomba. El sello se logra mediante dos copas de asiento en el diámetro exterior de la bomba.

Estas se asientan dentro de un cuello que es parte del conjunto de fondo de pozo

(cavidad). Estos sellos mantienen la separación con el fluido producido dentro de la

cavidad. Tamaño del embolo: KOBE INC. (2007, pág. 129) determina que “El diámetro del

pistón de la sección motriz para un determinado tamaño de bomba hidráulica

siempre será igual. Sin embargo, el émbolo de la bomba podrá variar, desde el

tamaño del pistón hasta varias dimensiones menores”.

Las variaciones en el tamaño del émbolo permiten, principalmente, dos cosas:

1. Dimensionar la sección de bombeo para qué se acerque a los requisitos

concretos del pozo.

2. Dimensionar la bomba para lograr la menor presión de operación posible.

Mientras menor sea el tamaño de la sección de bombeo con relación al

tamaño del pistón motriz, menor será la presión requerida para operarla.

3.2.2. BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET

Las Bombas Jet son miembros muy importantes de la familia de bombas hidráulicas.

Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan mediante

una configuración de boquilla y garganta.

OILWELL HIDRAULICS INC (2000), establece que “Diferentes

configuraciones geométricas se utilizan para controlar la luz entre los orificios

44

de la boquilla y el tubo de mezcla, según la especificación calculada por

computadora, para lograr los caudales deseados de producción”.

3.2.2.1. Funcionamiento de la bomba tipo jet

El fluido motriz se bombea a un caudal determinado (QN) hasta la bomba jet en el

subsuelo, donde llega a una boquilla con una presión total que se designa como

PN. Este fluido a presión alta se dirige entonces, a través de la boquilla, lo que hace

que la corriente de fluidos tenga alta velocidad y baja presión estática. La presión

baja (PS) permite que los fluidos de pozo fluyan en la bomba y tubería al caudal de

producción deseado (OS). Entonces, se mezcla el fluido motriz, que está moviéndose con un impulso fuerte,

con la producción que tiene poco impulso, en un tubo de mezcla de rea constante.

En este proceso de mezcla, a energía se transfiere, desde el fluido motriz a la

producción. Cuando los fluidos combinados llegan al final del tubo de mezcla, las bombas jet no

tienen piezas móviles, son especialmente convenientes por sus bajos costos de

mantenimiento, largos períodos de funcionamiento, y volúmenes altos o bajos.

Usualmente, el tienen presión baja y velocidad alta.

3.3. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

3.3.1. VENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICO Hay numerosas ventajas del bombeo hidráulico a comparación de los otros sistemas

que utilizan bombas de varilla. Entre otras son las siguientes: El bombeo hidráulico es más flexible para adaptarse a los cambios en

caudales de producción.

45

Puede producir mayores caudales desde mayores profundidades que una

bomba de varilla, un electro sumergible, o el "gas lift".

Las bombas hidráulicas funcionan confiablemente en los pozos

direccionales. Usualmente no se requiere una torre para recuperar las

bombas libres.

Una bomba a pistón tiene una mayor eficiencia a grandes profundidades que

una bomba de varillas porque no hay el problema de estiramiento.

Las instalaciones en múltiples pozos pueden accionarse desde una sola

fuente de fluido motriz.

Las bombas jet pueden explotar los pozos con mayores relaciones de gas a

petróleo (GOR).Y requieren menos mantenimiento de los componentes que

trabajan dentro de pozo.

Se pueden reparar las bombas jet en el campo.

Las bombas jet pueden tolerar sólidos dentro de la producción.

Las bombas Jet pueden producir altos volúmenes.

3.3.2. DESVENTAJAS DE LA BOMBA HIDRÁULICO

Entre las desventajas asociadas con el bombeo hidráulico, están: El bombeo hidráulico se aplica en forma poco apropiada en muchos casos.

Hay una falta generalizada de conocimiento sobre el sistema.

Es compleja la fabricación de bombas hidráulicas a pistón.

El bombeo hidráulico requiere que el personal de operaciones tenga los

conocimientos suficientes.

La alta presión en la superficie puede plantear un peligro.

Se requiere condicionar (limpiar) el fluido motriz.

Los sistemas centralizados requieren equipos grandes de tratamiento.

La poca resistencia de la tubería de revestimiento a la presión más alta puede

restringir las aplicaciones con flujo revertido.

46

3.4. PRINCIPALES COMPONENTES DEL BOMBEO HIDRÁULICO

3.4.1. PRINCIPALES ELEMENTOS DEL CONJUNTO DE FONDO

FIGURA 16. COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

Fuente: Solipet, Manual de Bombeo Hidráulico Elaborado: Andrade F.

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 a través de los cuales

se inyecta el fluido motriz a la bomba, cada tubo tiene 32 ft de longitud

47

aproximadamente, y los diámetros más utilizados para tubing son de 3½”, 2 7/8” y

2 3/8”. 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 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 zonas. Camisas.- Son equipos de comunicación o separación, los cuales son instalados

en la tubería de producción. Pueden ser abiertos o cerrados mediante unidades de

cable de acero (wire line) 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, 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. 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.

48

3.4.2. PRINCIPALES ELEMENTOS DE SUPERFICIE

Los principales elementos de superficie son: Cabezal del pozo: es la base en la superficie sobre la cual se construye el pozo

durante las operaciones de perforación. El cabezal de pozo posee una válvula

MASTER, 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.

FIGURA 17. PARTES DEL CABEZAL DEL POZO

Fuente: Drasser Oil Tools Elaborado: Andrade F.

Las válvulas del casing, son válvulas por donde retornará la mezcla de los fluidos

inyectado más producido a la línea de retorno a la estación de producción. Las

49

válvulas del tubing, son válvulas que nos permiten el paso del fluido de inyección

hacia el tubing y consecuentemente a la bomba.

En bombeo hidráulico se utilizan el cabezal de pozo con válvula de cuatro vías y el

tipo árbol de navidad.

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.

FIGURA 18. POSICIONES DE LA VÁLVULA DE 4 VÍAS


50

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: 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.

FIGURA 19. VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO


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.

51

FIGURA 20. INSTALACIÓN DEL LUBRICADOR


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: Se utiliza para el fluido de inyección desde la planta

hasta el cabezal del pozo.

Tubería de baja presión: Se encuentra instalada desde la salida de

producción del pozo hasta la estación de almacenamiento.

Válvula de Paso: Las válvulas que conforman un circuito no son iguales aunque su

principio es similar de apertura y cierre, las más utilizadas son:

Válvula Mariposa: Cierra con varias vueltas (sentido antihorario).

Válvula tipo Block: De rápida acción sirven para aperturas y cierre rápidos,

su trabajo es en apertura y cierre con giro a 90°.

52

Turbina de Caudal: Este elemento cuenta con alabes en su parte interior que giran

con el paso del fluido, generando pulsaciones que son leídas por un sensor

magnético y lo convierte en BPM (barriles por minuto).

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.

Instrumentos: Como se trabaja con altas presiones se tiene que contar en las

líneas de inyección y retorno con manómetros de alta y baja presión.

53

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN APLICANDO EL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET EN LA PRODUCCIÓN DEL POZO PETROLERO CONONACO 51

En este capítulo se presenta un estudio realizado al Sistema de Bombeo Hidraulico

Tipo Jet Claw, en la producción del pozo Cononaco 51; los procedimientos de

evaluación de cada una de las partes internas de la bomba la presentación de fallas

y problemas más comunes que se presentan en el sistema del bombeo hidráulico

tipo jet. También el procedimiento para la utilización del software que es una

herramienta que usa técnicas de análisis para modelar el influjo del pozo y

determinar la bomba hidráulica más óptima a ser utilizada.

La herramienta software que dispone el sistema de bombeo hidráulico tipo jet Claw.,

se debe constituir la base de un conveniente y promisorio estudio de los sistemas

de levantamiento artificial frente a las condiciones operativas de los campos

maduros, como es el caso del Pozo Cononaco 51, por lo tanto se debe seguir

trabajando en esta área, con el fin de aprovechar las ventajas de este software y

producir nuevos y mejores resultados, que contribuyan a incrementar la producción

de los campos maduros del Sector Cononaco a un menor costo y mayor beneficio.

4.1. PRINCIPALES COMPONENTES DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET CLAW

4.1.1. EQUIPOS DE SUPERFICIE Unidad de bombeo MTU (Móvil Testigg Unid), es una unidad de bombeo para la

producción de pozos.

54

FIGURA 21. EQUIPO DE SUPERFICIE

Fuente: TRACE OILDFIELD Elaborado: Andrade F.

Los componentes principales de superficie son:

Bomba centrifuga

Hi Drill o Damper

Filtro Strainer

Cuadro de control

4.1.1.1. Bomba centrifuga

Encargada de suministrar la presión de baja para la succión de la bomba quintuplex,

el movimiento del impulsor de la bomba centrifuga se lo realiza por medio de una

banda que se acopla a la polea del motor diesel. Tamaño 3x4x10.

55

FIGURA 22. BOMBA CENTRIFUGA

Fuente: TRACEOILDFIELD Elaborado: Andrade F.

CARACTERÍSTICAS DEL MOTOR: Motor: CAT – 3406 (“CAT” Caterpillar, “3” Familia del motor, “4,0” Cilindraje,

“6” Número de cilindros).

Potencia de 350 hp a 1800 rpm,

Aceite 15w40 y 9 galones (cap. carter).

PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO: Funciona con pistones de movimiento

alternativo, ciclo de cuatro tiempos y su ignición se basa en la compresión de aire

hasta temperaturas superiores a los 1000 ºF, donde al llegar al punto muerto

superior inyecta el combustible que se mezcla con el aire caliente e

inmediatamente comienza a arder. PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO:

°T= 170

P. OIL= 70

P. FUEL= 50

56

4.1.1.2. Caja de 5 velocidades

Proporciona las marchas para la estabilización de la presión de inyección.

FIGURA 23. CAJA DE VELOCIDADES


Marca: EATON

Aceite: SAE 40

Capacidad: 5 Gls.

Frecuencia Mto: 2500 Hs (cambio de aceite)

4.1.1.3. Reductor Reduce las revoluciones por minuto del motor, entregando el adecuado

desplazamiento de los plunger en el fluid end.

Marca: Petroflow o national

Potencia: 300 hp

R. Transmisión: 4,38:1

Aceite: Meropa 320

57

Capacidad: 3,5 gls.

Frecuencia Mto: 4000 hs (c. Aceite)

FIGURA 24. REDUCTOR


4.1.1.4. Bomba de desplazamiento positivo Encargada de transformar el fluido de baja presión (100 psi) a alta presión (3500

psi). FIGURA 25. BOMBA DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO


58

Q 300 S 5 H

Q: QUINTUPLEX

300: POTENCIA (300HP)

S: Válvulas esfera y asiento

5: 5 in de desplazamiento

L : 1650 Psi

M: 3000 Psi

H: 5000 Psi

Ø plunger: 17/8

4.1.1.5. Damper Está instalado cerca de la descarga de la bomba de superficie con el fin de disipar

el choque de “ariete hidráulico” en el sistema.

FIGURA 26. DANPER.


59

4.1.1.6. Turbina Se colocara al centro del flujo y las revoluciones de este elemento son

proporcionales a la velocidad del flujo.

El PIK UP registra el número de giros transmitiendo al MCII el cual muestra el valor

del caudal.

4.1.1.7. Manifold Conjunto de válvulas de 2” fig. 1502, que permiten operar con facilidad las líneas de

inyección y retorno de fluidos utilizados para la producción e inyección.

FIGURA 27. MANIFOLD


4.1.1.8. Separador

Por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus

componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar

los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua.

60

FIGURA 28. SEPARADOR


CARACTERISTICAS DEL SEPARADOR: Separador Horizontal Trifásico. ANSI 300 Ǿ=60”; L s-s=10’

Capacidad de fluido dinámico de 8.000 bfpd.

Tiempo de residencia de 2 a 5 minutos.

Capacidad estática de 42 bbl.

Presión de trabajo: 300 a 120 °F

Presión de diseño: 250 psi

Presión de prueba: 330 psi

Temperatura de diseño: 150 °F PASOS PARA LA SEPARACIÓN:

1. El agua es la fase más pesada, y es la que primero se retira, por el fondo del

recipiente.

61

2. El petróleo es más liviano que el agua y una vez separados rebalsa por

encima del bafle, y se retira del recipiente por el fondo en el extremo opuesto

a la entrada de fluido.

3. El gas es la fase más liviana y la más fácil de separar en este caso, se retira

del separador por la parte.

FIGURA 29. PASOS PARA LA SEPARACIÓN

Fuente: TRACE OILFIE Elaborado: Andrade F.

4.1.1.9. Elementos de seguridad Todo elemento que permite minimizar la ocurrencia de daños al equipo, al personal

o al medio ambiente.

Válvulas de seguridad con sensores

Alarmas

Filtros

1. Válvulas de alivio.- Son válvulas que tienen como función prevenir que la

presión en las líneas de fluido sobrepase valores pre-establecidos.

62

FIGURA 30. VÁLVULA DE ALIVIO


2. SETEOS: Válvula del separador: 275 psi

Válvula descarga bomba: 4100 psi

3. Válvula reguladora de presión.- Permite mantener estable la presión en

el modulo

FIGURA 31. VÁLVULA REGULADORA DE PRESIÓN


63

4. Válvula check.- Se usan como medida de seguridad para evitar que el flujo

retroceda en la tubería, también para mantener la tubería llena cuando la

bomba no está funcionando.

FIGURA 32. VÁLVULA CHECH


5. Filtro strainer.- Accesorios donde se filtran impurezas en el flujo motriz,

previniendo que se depositen en el strainer de la Bomba Jet

FIGURA 33. FILTRO STRAINER


64

6. Cuadro electrónico de control (sensores y alarmas)

FIGURA 34. CUADRO ELECTRÓNICO DE CONTROL

Fuente: TRACE OILDFIELD Elaborado: Andrade F..

65

4.2. ESTADO DE COMPLETACION

FIGURA 35. ESTADO DE COMPLETACIÓN DEL POZO CONONACO 51


66

4.3. BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET CLAW

El bombeo hidráulico tipo jet es un sistema artificial de producción especial que fue

diseñado en remplazo del bombeo hidráulico tipo pistón, y que a diferencia del tipo

pistón, no ocupa partes móviles y su acción de bombeo se realiza por medio de

transferencia de energía entre el fluido motriz y los fluidos producidos mediante el

efecto Venturi.8 La bomba JET es una clase especial de bomba hidráulica cuyo principio de

levantamiento se base en la transferencia de energía entre el fluido de inyección y

el fluido producido, cuando el fluido producido atraviesa la boquilla en el fondo del

pozo, se produce la transformación de energía potencial en energía cinética

(Principio de Vénturi), lo que finalmente causa la producción de fluidos desde el

reservorio. Con las bombas hidráulicas tipo jet siempre se tiene un sistema de fluido

motriz abierto. Las características más importantes de esta bomba es que no tiene partes móviles,

la acción de bombeo está dada por la transferencia de energía que existe entre las

dos corrientes de fluido, el fluido motriz a alta presión pasa a través del nozzle donde

la energía potencial es convertida en energía cinética en la forma de fluido a gran

velocidad.

Estas bombas son ideales para ser bajadas con elementos de presión, para

monitorear las presiones de fondo fluyente a diferentes tasas de flujo (prueba de

restauración de presión); en pozos con altos contenidos de sólidos ya que las

partículas sólidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba tipo jet. Debido a la gran

velocidad de la mezcla, se produce una significativa turbulencia y fricción en la

bomba provocando que baje la eficiencia de la misma, es por esta razón que para

operar un equipo de subsuelo de esta naturaleza se requiere de mayor potencia en

la superficie.

8 OILWELL HIDRAULICS INC.(2000) Bombeo hidráulico.

67

Estas bombas trabajan a una presión de operación de 3500 psi para alcanzar su

máxima eficiencia, y se las utiliza cuando la presión de fondo fluyente del pozo es

baja puesto que se requiere mayor presión en superficie para levantar la columna

de fluido. El principal beneficio de usar este tipo de bombas es el mantenimiento, ya

que, por contener partes fijas su duración es mayor a las otras y su mantenimiento

no es costoso, y se lo puede hacer en la locación del pozo; cambiar las partes

dañadas por cavitación y ser nuevamente bajada al pozo para producción. Estas bombas tienen una excelente capacidad para manejar producción de gas. Los

parámetros que caracterizan el funcionamiento de una bomba hidráulica jet son:

1. Caudal del fluido motriz

2. Caudal del fluido de producción

3. Presión del fluido motriz al entrar en la boquilla

4. Presión del fluido de producción a la entrada de la bomba

5. Presión de la mezcla a la salida de la bomba. Las bombas Jet son propensas a la cavitación en la entrada de la garganta a bajas

presiones de admisión de la bomba (Intake).

68

FIGURA 36. BOMBA TIPO JET DIRECTA

Fuente: MANUAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO Elaborado: Andrade F.

69

4.3.1. PRINCIPALES ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE LA BOMBA TIPO JET

Las partes más importantes de la bomba hidráulica tipo Jet son:

El nozzle.

Garganta.

Espaciador

Difusor.

FIGURA 37. ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE LA BOMBA TIPO JET

Fuente: MANUAL DE OPERACIONES TRACE OILFIELD Elaborado: Andrade F.

NOZZLE (BOQUILLA).- Es una herramienta fabricada de aleación para que soporte

grandes precisiones, la característica de esta boquilla es que el extremo superior

tienen un diámetro más grande que el inferior. Esto para crear mayor velocidad y

menor presión a la salida de la boquilla (extremo inferior).El fluido motriz pasa a

70

través de esta boquilla donde virtualmente toda su presión se transforma en energía

cinética. El nozzle está espaciado de la garganta por un espaciador. THROAT (GARGANTA).- También se la conoce como tubo mezclador es la parte

de área constante en donde se mezcla el fluido inyectado y el fluido producido.

Es un agujero cilíndrico recto de 7 radios de largo con un borde de radio suavizado;

el diámetro de la garganta es siempre mayor que el de la salida del nozzle, lo que

permite que el fluido motriz entre en contacto con el fluido del pozo en la garganta,

el fluido motriz y el fluido producido se mezclan y el momento es transferido del

fluido motriz al producido provocando que la energía se eleve en este último. Por el

fin de la garganta los dos fluidos están íntimamente mezclados, pero todavía se

encuentran a gran velocidad y la mezcla posee una energía cinética significativa. El fluido mezclado entra a un difusor que convierte la energía cinética en presión

estática debido a que baja la velocidad del fluido, en este punto la presión del fluido

es suficientemente alta como para alcanzar la superficie. Como la bomba Jet no

tiene partes móviles, estas no tienen un acabado superficial fino, toleran los sólidos

y la corrosión de los fluidos del pozo. La garganta y la boquilla son construidas de carburo de Tungsteno o de materiales

cerámicos. Con diferentes medidas de la boquilla y gargantas las bombas pueden

producir menos de 50 BFPD hasta más de 12000 BFPD. Volúmenes significativos

de gas libre pueden ser manejados sin el desgaste excesivo que se presenta en las

bombas de desplazamiento positivo por el golpeteo de entrada que existe en las

bombas centrifugas y la vibración.

ESPACIADOR.- Es el dispositivo que se coloca entre la boquilla y la garganta, es

aquí en donde entra el fluido producido con el fluido inyectado

DIFUSOR.-Tiene un área expandida donde la velocidad se transforma en presión

suficiente para levantar los fluidos a la superficie.

71

4.3.2. CARACTERÍSTICAS DE TRABAJO Los caudales de producción y fluido motriz en las Bombas Jet se controlan mediante

una configuración de boquillas y gargantas. Diferentes configuraciones geométricas

se utilizan para controlar la luz entre los orificios de la boquilla y el tubo de mezcla

para lograr caudales deseados de producción. La relación entre el área del nozzle y el área de la garganta, es una variable

importante, porque determina el intercambio entre la cabeza producida y la taza de

flujo.

FIGURA 38. BOMBA TIPO JET DIRECTA

Fuente: MANUAL DE OPERACIONES TRACE OILFIELD Elaborado: Andrade F.

DONDE: Pps= Presión del fluido de succión

Pn = Presión del nozzle

Ppd= Presión del fluido de descarga por el difusor

qs = Caudal de succión

qn = Caudal de inyección por el nozzle

qd = Caudal de descarga por el difusor

An = Área del nozzle

At = Área de la garganta

72

As = Área de succión. Si para un nozzle dado se selecciona una garganta de modo que el área del nozzle

An sea del 60% del área de la garganta At, existirá una producción grande y un

bombeo lento de la bomba, el área As sirve para que los fluidos del pozo pasen, si

este valor disminuye esto provoca tasas de producciones bajas comparadas con las

tasas de fluido motriz debido a que la energía del nozzle es transferida a una

pequeña cantidad de producción. Si para un nozzle dado se selecciona una

garganta, de modo que el área At sea el doble del área del nozzle An, existirá mucho

más flujo para el área As; sin embargo, como la energía del nozzle es transferida a

una producción más grande que la tasa del fluido motriz, existirá una producción

más baja.

4.3.3. TIPOS DE BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET

4.3.1.1. Bomba Jet Claw directa

La Bomba Jet Claw Convencional se utiliza comúnmente para la producción

continua de los pozos y para pruebas de producción (Evaluaciones). La vía de inyección con la bomba jet convencional es por el tubing (fluido motriz

ingresa por la parte superior de la bomba) y el fluido motriz más producción retorna

por el espacio anular. En este caso la boquilla está arriba y la garganta esta abajo.

Esta bomba se desplaza y se recupera hidráulicamente, los resultados se obtienen

en mayor tiempo y las presiones de operación son altas. Se desplaza y se recupera hidráulicamente, se aloja en una camisa deslizable o en

una cavidad de existir; en este caso, el fluido motriz a alta presión es inyectado por

la tubería (tubing) y el aporte del pozo más la inyección retornan por el espacio

anular hasta la superficie.

73

En este tipo de bomba, también se pueden alojar en el interior los registradores de

presiones y temperatura de fondo (memory gauges) para realizar restauración de

presión (build-up).

FIGURA 39. BAMBA TIPO JET DE INYECCIÓN DIRECTA

Fuente: Bradley B. Petroleum Engineering Handbook SPE Elaborado: Andrade F.

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS: Especificaciones técnicas de las bombas Jet

directa o convencionales, sus diámetros, dimensiones y la cantidad de barriles

máximos de producción por día.

TABLA N° 7. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA TIPO JET CAW DIRECTA

TAMAÑO NOMINALPLG

TAMAÑO NOZZLES

TAMAÑO

GARGANTAS PRODUCCIÓN

MÁXIMA BLS/D

DIÁMETRO PLG

BOMBA CONVENCIONAL

LONGITUD TOTALPLG

2 3/8 1 al 20 A hasta V 3.000 1.870 33.750 2 7/8 2 al 20 A hasta V 6.000 2.312 30.972 3 ½ 3 al 20 A hasta V 8.000 2.812 33.250 4 ½ 4 al 20 A hasta V 12.000 3.812 53.160


74

4.3.1.2. Bomba Jet Claw reversa

En este tipo de levantamiento, el fluido motriz es inyectado por el espacio anular, y

la producción más la inyección retornan por el tubing. La vía de inyección del fluido

motriz cuando se usa una bomba jet reversa es por el anular (El fluido ingresa por

la parte inferior de la bomba) y el fluido motriz más producción retorna por el tubing.

En este caso la boquilla se encuentra abajo y la garganta arriba. Esta bomba se

desplaza y se recupera con Wire Line, los resultados se obtienen en menor tiempo

y las presiones de operaciones son bajas. En la evaluación de pozos es muy utilizada cuando deseamos datos inmediatos y

no poseemos de las facilidades de superficie necesarias, esto quiere decir que se

utiliza en pozos exploratorios frecuentemente. La Bomba Jet Claw Reversa se utiliza frecuentemente para la obtención de los datos

del yacimiento en una hora de producción, para lo cual es necesario solamente

desplazar los fluidos que se encuentran en el tubing (Capacidad de la Tubería), e

inmediatamente obtener el fluido de formación. Esta bomba se aloja en una camisa deslizable, es desplazada hidráulicamente a

través del tubing y recuperada con unidad de línea de acero (Slick line).

Su mayor aplicación se da en pozos con alta producción de arena, donde los sólidos

son evacuados a través del tubing, evitando así, que se produzca la acumulación

de sólidos sobre la empacadura. Igualmente en los tratamientos de limpieza con

ácidos, se evita que éstos tengan contacto con el casing. Las operaciones con este sistema no requieren presiones mayores a 2500 PSI.

Tiene la versatilidad de poder instalar en su interior los registradores de presión y

temperatura (memory gauges), para realizar restauración de presión (build-up) o

para ensamblar en la misma los muestreadores, minimizando el tiempo y costo de

las operaciones.

75

Fuente: Bradley B. Petroleum Engineering Handbook SPE Elaborado: Andrade F.

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS: En la siguiente tabla se detalla las

especificaciones técnicas de las bombas Jet Reversas, también los diferentes

diámetros, dimensiones y la cantidad de barriles máximos de producción por día.

TABLA N° 8. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA TIPO JET CAW REVERSA

TAMAÑO NOMINALPLG

TAMAÑO NOZZLES

TAMAÑO GARGANTAS

PRODUCCIÓN MÁXIMA BLS/D

DIÁMETRO PLG

BOMBAREVERSA LONGITUDTOTALPLG

2 3/8 1 al 20 A hasta V 3.000 1.870 33.750 2 7/8 2 al 20 A hasta V 6.000 2.312 35.500

3 ½ 3 al 20 A hasta V 8.000 2.812 36.250 4 ½ 4 al 20 A hasta V 12.000 3.812 53.160


4.3.1.3. Bomba Jet Claw Smart

Es una Jet Claw convencional para camisa de 3 1/2 ”. 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.

FIGURA 40. BOMBA TIPO JET DE INYECCIÓN REVERSA

76

TABLA N° 9. ESPECIFICACIONES TÉNICAS DE LA BOMBA TIPO JET CAW SMART

TAMAÑO NOMINAL DE LA CAMISA(PULG)

LONGITUD TOTAL (PULG)

ANCHO MÁXIMO (PULG)

LONGITUD ENTRE SELLOS

(PULG)

GAUGE CARRIER (PULG)

PRESIÓN DE TRABAJO

MÁXIMO (PULG)

3 ½” 48.975 2.968 22.679 10,6 5.000 Fuente: Sertecpet Elaborado: Andrade F.

4.3.1.4. Parámetros de análisis entre tipos de bombas

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

siguiente tabla

TABLA N° 10. CONDICIONES QUE LIMIT A LA BOMBA TIPO PISTÓN Y JET

N° CONDICIONES LIMITANTES DE OPERACIÓN PISTÓN JET

1 Baja presión de entrada a la bomba SI NO 2 Mala calidad de fluido motriz SI SI 3 Alta relación Gas – Petróleo (GOR) NO SI 4 Alta corrosión NO SI 5 Utilización de agua como fluido motriz NO SI 6 Ahorro de potencia (HP) en superficie SI NO 7 Presencia de arena en la formación - SI 8 Presencia de parafina - SI 9 Presencia de escala - - 10 Pozos profundos SI SI 11 Restricción de producción SI SI 12 Bajo costo de operación NO SI

Fuente: PETROAMAZONAS Elaborado: Andrade F.

4.3.4. DESIGNACIÓN DE UNA BOMBA JET CLAW La designación de una Bomba Jet Claw se realiza por el tipo de operación: directa

o inversa, la geometría de sus componentes (nozzle y la garganta).

77

TABLA N° 11. GEOMETRÍAS DE LA BOMBA JET CLAW

GEOMETRIAS TRACE OILFIELD - CLAW BLADER - GUIBERSON OILWELL

NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA NOZZLE GARGANTA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA DENOM. AREA

1 0.0018 A 0.0046 DD 0.0016 000 0.0044 1 0.0024 A 0.0060 2 0.0030 B 0.0072 CC 0.0028 00 0.0071 2 0.0031 B 0.0077 3 0.0038 C 0.0140 BB 0.0038 0 0.0104 3 0.0040 C 0.0100 4 0.0054 D 0.0142 A 0.0055 1 0.0143 4 0.0052 D 0.0129 5 0.0074 E 0.0187 A + 0.0075 2 0.0189 5 0.0067 E 0.0167 6 0.0094 F 0.0239 BB 0.0095 3 0.0241 6 0.0086 F 0.0215 7 0.0108 G 0.0311 B + 0.0109 4 0.0314 7 0.0095 G 0.0272 8 0.0122 H 0.0376 CC 0.0123 5 0.0380 8 0.0136 H 0.0353 9 0.0148 I 0.0447 C+ 0.0149 6 0.0452 9 0.0181 I 0.0456 10 0.0175 J 0.0526 D 0.0177 7 0.0531 10 0.0229 J 0.0593 11 0.0239 K 0.0654 E 0.0241 8 0.0661 11 0.0307 K 0.0764 12 0.0311 L 0.0796 F 0.0314 9 0.0804 12 0.0387 L 0.0989 13 0.0450 M 0.0957 G 0.0452 10 0.0962 13 0.0498 M 0.1242 14 0.0658 N 0.1119 H 0.0661 11 0.1125 14 0.0642 N 0.1668 15 0.0851 O 0.1445 I 0.0855 12 0.1452 15 0.0863 O 0.2107 16 0.1251 P 0.1763 J 0.1257 13 0.1777 16 0.1114 P 0.2783 17 0.1552 Q 0.2154 K 0.1588 14 0.2165 17 0.1439 Q 0.3594 18 0.1950 R 0.2593 L 0.1980 15 0.2606 18 0.1858 R 0.4642 19 0.2464 S 0.3127 M 0.2463 16 0.3127 19 0.2400 S 0.5995 20 0.3119 T 0.3780 N 0.3117 17 0.3750 20 0.3100 T 0.7743 21 0.3850 U 0.4515 O 0.3848 18 0.4513 U 1.000 V 0.5426 19 0.5424 V 1.291 W 0.6520 20 0.6518

Fuente: PETROAMAZONAS Elaborado: Andrade F.

Por ejemplo a una Bomba Jet 10 J Directa, aquella que tiene un nozzle 10 con una

garganta de tamaño J y trabaja con una completación que inyecta el fluido motriz

por el tubing y se produce por el anular.

4.3.5. CAVITACIÓN DE UNA BOMBA TIPO JET CLAW

La cavitación, es el desgaste producido por la implosión de las burbujas de gas o

vapor al sufrir un cambio de presión (cambio de estado de vapor a liquido)

provocando cargas puntuales en las paredes de la garganta (presión de vapor).9

9 OILWELL HIDRAULICS INC. (2000) Bombeo hidráulico.

78

Debido a que la producción es acelerada hasta una velocidad (200 a 300 pie/seg)

para entrar a la garganta, la cavitación es un problema potencial, la presión estática

del fluido cae hasta llegar a la presión de vapor del fluido a altas velocidades, en

estas condiciones se producen las burbujas de vapor en la bomba y cuando éstas

son arrastradas a zona de mayor presión se produce un colapso instantáneo de las

mismas, con lo que el fluido circundante tiende a llenar rápidamente el vacío creado

chocando con la garganta, esto forman hendiduras en las superficies limítrofes o

cavidades bajas de vapor (cavitación), con rápido deterioro como resultado. Por lo

que la producción no se puede aumentar aun cuando la tasa de fluido motriz y la

presión sean incrementadas.

Se puede manifestar que con una taza 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 jet (chorro que sale del

nozzle) y el fluido producido, hace que se produzca una zona de corte en los 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 la bomba.

79

FIGURA 41. EJEMPLO DE CAVITACIÓN DE UNA BOMBA JET CLAW

Fuente: Manual de operación TRACE OILFIELD Elaborado: Andrade F.

FIGURA 42. RELACIÓN ENTRE PRESIÓN Y VELOCIDAD DEL FLUIDO MOTRIZ DE LA

BOMBA JET CLAW


80

El rendimiento de las bombas jet depende en gran medida de la presión de descarga

que a su vez es influenciado por la taza gas/líquido (GOR) en la columna de retorno

hacia la superficie valores grandes de gas/líquido reducen la presión de descarga.

La cantidad de fluido motriz depende del tamaño del nozzle y la presión de

operación, a medida que la presión del fluido motriz aumenta, el poder de

levantamiento de la bomba aumenta, la taza de fluido motriz adicional hace que el

gas/líquido disminuya, provocando que aumente el levantamiento efectivo. 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 baja presión 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 cuando el caudal del fluido motriz

y la presión sean incrementados. Con un caudal de flujo cercano 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 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 Debido a que la producción es acelerada hasta una velocidad (200 a 300 pie/s) para

entrar a la garganta, la cavitación es un problema potencial, 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 en la garganta por lo que la producción no se puede

aumentar a la presión de entrada de la bomba aun cuando la tasa de fluido motriz y

la presión sean incrementadas.

81

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 jet (chorro que sale de la tobera) y el fluido

producido, hace que se produzca una zona de corte en los 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 la bomba.

4.3.6. RELACIÓN NOZZLE/THROT EN VOLUMEN Y PRESIÓN Tanto boquillas como gargantas TRACE OILFIELD Claw utilizan una estricta

progresión de diámetro y orificios. La progresión establece áreas de relaciones entre

el nozzle y diferentes gargantas. Al establecer un nozzle seleccionado con el mismo

número de garganta se tendrá siempre la misma relación de área: 0.380 para

Oilmaster y 0.400 para Kobe, esto se denomina relación “A”, sucesivamente para

mayores gargantas seleccionadas con un mismo nozzle se tendrán relaciones B, C,

D y E. La relación de área comúnmente usada oscila entre 0.400 (A) y 0.235 (C).

Las bombas que tienen las mismas relaciones de áreas tendrán también las mismas

curvas de rendimiento. Relaciones de áreas mayores 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. Relaciones de áreas menores a 0.235 (C,D,E) son usadas en pozos pocos

profundos o cuando es muy baja la presión de intake, se requiere de una mayor

área anular para que pase el fluido reduciendo el potencial de cavitación. Las

mayores relaciones de áreas (A,X (A-)) son instaladas para altos levantamientos

pero esto es solamente aplicable con relaciones de producción menores que la

relación de fluido motriz. Las pequeñas relaciones de área (C,D,E) revelan menor

cabeza pero pueden producir más fluidos que el usado como fluido motriz.

82

FIGURA 43. LEVANTAMIENTO SEGÚN RELACIÓN DE GEOMETRÍAS


El volumen de fluido motriz utilizando será proporcional al tamaño de la boquilla. Por otro

lado el área en la bomba que debe dar paso al caudal de producción es el espacio anular

entre la boquilla y la garganta, las características de la bomba en cuanto a la cavitación

responden sensiblemente a esta área. En la tabla 2.4 se observa que las tasas de inyección

están en función del tamaño del nozzle y la producción según la geometría escogida.

TABLA N° 12. INYECCIÓN - PRODUCCIÓN SEGÚN GEOMETRÍAS

TABLA INYECCION-PRODUCCION INYECCION MAX. APROX PRODUCCION MAX. APROX. NOZZLE INYECCION GEOMETRIA PRODUCCION

BIPD BIPD BPPD 4 400 5E/5F 400 5 600 6F/6G 600 6 750 7G/7H 800 7 1000 8H/8I 1000 8 1250 9I/9J 1400 9 1450 10J/10K 1600

10 1600 11K/11L 2200 11 2400 12L/12M 3200 12 3400 13M/13N 4500 13 4500 14N/14O 6000 14 6000

Fuente: TRACE OILFIELD

Elaborado: ANDRADE F.

83

4.3.7. APLICACIÓN DE UNA BOMBA TIPO JET CLAW La bomba hidráulica jet se aplica en pozos petroleros con las siguientes

características:

Gravedad API > 8

Profundidad de asentamiento 1.000’ – 17.000’

Pozos verticales, desviados, horizontales

Volumen que maneja: 5 y 12.000 bls/d

Temperatura de operación 100°F – 500°F

Excelente manejo de gas

Ambientes corrosivos

Evaluación

Producción permanente

Remover daño de formación

Pozos productores y/o inyectores

Pozos arenados

Producción multizonas

Completaciones sencillas, dobles

Completaciones TCP (Tubing Conveyed Perforation)

Completaciones de pozos con gas Lift

En el caso de evaluaciones en pozos nuevos se requiere de una unidad de

superficie portátil ya que no contamos con las facilidades de superficie. En

pozos productores se requiere de una unidad estacionaria.

4.3.8. PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DE UNA BOMBA TIPO JET CLAW

Eficiencia.- La eficiencia de una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo Jet está

definida como la relación de la potencia ganada por los fluidos del pozo a la pérdida

de potencia del fluido motriz.

84

Para seleccionar una bomba hidráulica jet apropiada es muy importante determinar

el tamaño de la tobera la presión de operación en la superficie de tasa del fluido

motriz y la potencia hidráulica. Para la selección y diseño del sistema de bombeo hidráulico con bomba tipo jet se

necesita tener los siguientes parámetros:

Sedimentación básica y agua (BSW).- Es la cantidad en porcentaje de

sedimentos (arena, parafina) y agua presente en el fluido de formación, la

determinación exacta es importante para los cálculos de la prueba y para el

control de incrementos bruscos de agua en el pozo, esto depende del tipo de

arena en producción. Gravedad específica del crudo (grados API).- La gravedad especifica del

crudo es un valor adimensiinal (sin medidas) por cuanto es una relación de

la gravedad de un fluido (petroléo) con respecto a otro fluido (agua). La

gravedad especifica del petróleo se ha estandarizado con los valores

obtenidos por el Instituto Americano del Petróleo (API) de ahí su nombre, en

grados API y a 600 F. Relación gas/petróleo (GOR).- medida del volumen del gas con el petróleo,

expresada con pies cúbicos estándar por barril fiscal.

4.3.9. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE UNA BOMBA TIPO JET 4.3.9.1. Ventajas de la bomba jet

Las bombas jet están disponibles en tamaños de 2 pulgadas, 2.5 pulgadas, 3

pulgadas y 4 pulgadas, en materiales normales o de calidad especial, para calzar

con casi toda cavidad competitiva.10

10 OILWELL HIDRAULICS INC (2000) Bombeo hidráulico.

85

Las ventajas de la bomba jet son:

Capacidad de manejar volúmenes extremadamente altos.

Regulabilidad para varios caudales de producción.

Bajos costos de mantenimiento.

Posibilidad de utilizar instrumentos para medir la presión y temperatura como

parte integral de la bomba.

Idoneidad para los crudos de gravedad baja y alto punto de fluidez.

Adaptabilidad para uso con un neplo de pórticos.

Adaptabilidad para uso con una camisa deslizante.

Posibilidad de que abarque los mandriles del gas-lift.

Posibilidad de colocarlas en pozos curvos.

Capacidad de manejar producción con gas.

Manejo de sólidos y fluidos corrosivos.

4.3.9.2. Desventajas de la bomba jet Hay algunas desventajas con el uso de las bombas jet; incluyen: Las bombas jet requieren un caballaje alto, pero tienen una eficiencia

mediana a baja, y requieren sumergirse en aproximadamente un 15 por

ciento para desempeñarse correctamente.

En ciertos pozos, el cliente debe decidir si ha de tolerar mayores costos de

mantenimiento con las bombas a pistón, o pagar para cubrir los requisitos de

caballaje adicional para poder usar bombas jet.

86

4.4. SELECCIÓN DE LA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET CLAW MEDIANTE SOFWARE

El programa que se utiliza con el bombeo hidráulico tipo jet Claw Pump es un

sistema útil y muy práctico para calcular el índice de productividad de pozos

petroleros y seleccionar la mejor geometría de la garganta y nozzle de acuerdo a

varios parámetros de ingreso, tales como: la temperatura, el diámetro interno de la

tubería, diámetro externo de la tubería, profundidades, presiones, entre otros. El software Claw Pump está diseñado para seleccionar que bomba se va a utilizar

en un pozo, cuando se emplea el bombeo jet. El software nos permite:

1. Seleccionar la geometría óptima de la boquilla y tobera que se ajusten a las

condiciones del pozo.

2. Emitir el reporte de la curva del IPR ( Inflow performance relation) tabulando

las presiones fluyentes con los caudales del pozo.

3. Observar y hacer pruebas con diferentes configuraciones boquilla-tobera y

determinar la cantidad de fluido requerido para trabajar eficientemente

además de la potencia requiere y de la tasa de cavitación para evitar que la

tobera sufra daños mientras esta trabajando.

4. Emitir un reporte claro y preciso indicando la configuración boquilla-tobera

que se utilizará de acuerdo a los requerimientos del pozo.

5. Tener un histórico de datos del pozo. El programa se debe trabajar casi a nivel individual, es muy versátil y de sencilla

utilización.

87

USO DEL SOFTWARE CLAW PUMP

PASO N° 1

PASO N° 2

COMPAÑIA

POZO

CAMPO

ARENA

TECNICO

FECHA

BLS PD.

PRS. INTEIK

PROF. CAMISA

PROF. CAMISA

88

PASO N° 3

PASO N° 4

CLIK EN NEX

API DEL POZO

BSW REAL

1.03 GRAV AGUA

VALOR APROX

0.87 SIEMPRE

CLIK EN NEX

TEMPERATURA

PRS. DEL POZO TEMPERATURA

89

PASO N° 5

CLICK EN DIAMETRO LUEGO ELEGIR PESTAÑA STD TUBING Y ELEGIR LA FILA DEL ID 2.992 DEL TUBING, Y DESPUES ELEGIR CASING Y ELEGIR LA FILA DEL ID 6.276 DEL CASING, LUEGO CLICK EN OK LUEGO CLICK EN NEX

PASO N° 6

DATO DE F P#4

INTERVALOS ULTIMO

PWF O RESERVORIO BLS PPD BSW REAL

PRES. ESTATICA

90

PASO N° 7

UNA VEZ TERMINANDO LOS PASOS GRABAMOS Y LUEGO NO VA AH SALIR UNA VENTANA Y HACER CLICK EN ACEPTAR, DESPUES HACER CLICK EN LA PESTAÑA SELECTION, LUEGO HACER CLICK EN JET PUMP NOS VA AH SALIR EL SIGUIENTE CUADRO

91

HACER CLICK EN SELECT PUMP Y AHÍ ES DOND NOS CORRE EL PROGRAMA Y DE BEMOS ELEGIR EL TIPO DE GEOMETRIA EJEM

LISTO YA ESTA Y HACER CLICK EN OK..

PARA VER EL REPORTE E IMPRIMIR HACER CLICK EN LA PESTAÑA REPOT Y LUEGO CLIC EN JET PUMP ESPERAR UNOS SEGUNDOS Y YA SALE….

92

4.5. EVALUACIÓN DEL POZO CONONACO 51

93

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

Para mantener o mejorar la productividad de los pozos maduros del Campo

Cononaco durante su explotación, se recurre a optimizar el sistema integral de

producción a partir de los datos arrojados de un análisis de pruebas de variación de

presión, mediante la aplicación del sistema de bombeo hidráulico tipo jet Claw con

sensores de fondo y válvula de pie

Con la utilización de una Bomba Hidráulica-Jet en operaciones de extracción de

petróleo, se pude lograr una buena durabilidad del producto; analizando los datos

de producción (promedio 136 barriles de petróleo por día) durante el año 2013 en

el pozo Cononaco 51 se puede decir que da como resultado una producción

relativamente baja en comparación con la producción de otros pozos del oriente

ecuatoriano pero sin duda hay que tener en cuenta que en este pozo hay un gran

porcentaje de corte de agua (promedio %76.1), de ahí el bajo volumen de crudo

limpio.

El sistema de bombeo hidráulico tipo jet está compuesta por una boquilla, una

garganta y un difusor; su funcionamiento se fundamenta en el principio de Venturi

que consiste en el paso de un fluido a través de un área reducida donde se produce

un cambio de energía potencial a energía cinética, originado en la salida de la

boquilla, provocando así la succión del fluido de formación.

El sistema de bombeo hidráulico tipo jet proporcionan una flexibilidad extraordinaria

en cuanto a la instalación y operación a fin de satisfacer un amplio rango de

requerimientos de levantamiento artificial y gran capacidad de operar en ambientes

100

de alto volumen y gran profundidad, que van de profundidades operativas de 5,000

a 17,000 pies (1,524 a 5,182 m) con volúmenes de 50 a 25,000 BFPD.

Al no tener piezas móviles, la bombas hidráulicas tipo jet es utilizada en aplicaciones

extremas, cubren un amplio rango de profundidades, volúmenes y condiciones de

pozo y a la vez brindan mayor confiabilidad y facilidad de mantenimiento, lo que

constituye una verdadera ventaja en lugares remotos de la Selva Amazónica

Factores o bondades que maximizan la producción, reducen tiempo y costos.

Su longitud reducida brinda un pasaje más fácil a través de pozos problemáticos,

maximizando su retorno, en función del monitoreo de sus parámetros de eficiencia,

rentabilidad para él pozo y el control de la inyección. Parámetros y control que son

medibles por medio de un software previamente programado en base a las

características del pozo.

5.2. RECOMENDACIONES

Durante las tareas de evaluación, para evitar reversar las bombas hidráulicas jet, se

tiene que evaluar todas las arenas hidrocarburíferas en los pozos al finalizar la

perforación y realizar un tratamiento antiescala a la formación para evitar el

taponamiento de la bomba jet.

La herramienta software que dispone el sistema de bombeo hidráulico tipo jet Claw.,

se debe constituir la base de un conveniente y promisorio estudio de los sistemas

de levantamiento artificial frente a las condiciones operativas de los campos

maduros, como es el caso del Pozo Cononaco 51, por lo tanto se debe seguir

trabajando en esta área, con el fin de aprovechar las ventajas de este software y

producir nuevos y mejores resultados, que contribuyan a incrementar la producción

de los campos maduros del Sector Cononaco a un menor costo y mayor beneficio.

101

Es indispensable el uso de un fluido motriz libre al máximo de sólidos abrasivos y

gases, que afectan gravemente la operación y vida útil, de la bomba en el subsuelo

y la unidad de fuerza en la superficie; para lo cual se inyecta en el pozo Cononaco

51 un galón de químico desmulsificante y dos galones de químico anti-espumante

por día.

El sistema de bombeo hidráulico tipo jet se fundamenta en los datos que arrojan su

software, por tanto es indispensable mantener actualizada la base de datos del

software y disponer de un personal capacitado y eficiente para el efecto, con el fin

obtener resultados cada vez más favorables en producción y rentabilidad, incluso

paralas condiciones de operación más exigentes.

102

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ANEXOS

106

ANEXO N° 1: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO CONONACO

Fuente: PETROAMAZONAS (PETROECUADOR)

Elaborado: ANDRADE F

107

ANEXO N° 2 PLANO VIAL DEL CAMPO CONONACO

Fuente: PETROAMAZONAS (PETROECUADOR) Elaborado: ANDRADE F

108

ANEXO N° 3. ÁREA DE TOBERAS Y GARGANTAS DE LABOMBA JET

Fuente: PETROAMAZONAS (PETROECUADOR) DPTO. ING. CIVIL

Elaborado: ANDRADE F

109

ANEXO N° 4. ÁREAS DE TOBERAS Y GARGANTAS DE LA BOMBA JET

Fuente: TRACE OILFIELD Elaborado: ANDRADE F

110

ANEXO N° 5. SOFWARE DC PUMP TRACE OILFIELD

SOFTWARE DC PUMP TRACE OILFIELD.

Abrir DC PUMP

Código DC19841018

Pulsar OK y seguir los siguientes pasos:

1. WELL INFORMACION – INFORMACION DEL POZO

2. DESIGN MAIN PANEL – HOJA DE DISEÑO

111

PUMP INTAKE PRESSURE PIP. ESTE VALOR ES TENTATIVO LUEGO DEL PASO SEIS EL VALOR SERA CORREGIDO PARA REFINAR EL DISEÑO

3. FLUID DATA – DATOS DEL FLUIDO

112

4. FLOW LINE – INFORMACION DE LINEAS

5. WELLBORE DESCRIPTION – DESCRIPCION DEL POZO

113

BHP: BOTTOM HOLE PRESURE : PRESION DE FONDO FLUYENTE (PWF)

TRABAJAMOS CON UN VALOR TENTATIVO., YA QUE EL VALOR

CORRECTOA SERA A

.

6. WELL INFLOW PERFORMANCE – REGISTROS DEL POZO

7. EQUIPMENT SELECTION – SELECCIÓN DEL EQUIPO

114

RECOMENDACIÓN: Luego de colocar los valores en cada sección del programa se procederá a guardar para obviar posibles pérdidas de información. En la barra de herramientas seleccionamos la pestaña ANALISIS y escogemos una geometría de referencia: Ej. D7.

Luego seleccionamos COMPUTE y obtendremos PIP (presión de entrada a la bomba)

Corregimos el valor de PUMP INTAKE PRESSURE EN EL PASO 2, en este caso tenemos el valor de 1847 Psi.

115

Luego vamos al paso 6 y Corregimos el valor TEST BHP, para lo cual utilizamos

las siguientes formula.

954.03,1485,141

5,1315,141

==+

=API

PECIFICAGRAVEDADES

GRADIENTE DEL PETROLEO = GRAVEDAD ESPECIFICA X 0,433 (constante)

P. HIDROSTATICA= PROFUNDIDAD ENTRE CAMISA Y FORMACION X GRADIENTE DE PETROLEO

4131.0433.0954.0

== X

79.814131.0198

== X

116

CAHIDROSTATIPPIPPWF ... +=

LUEGO IR REPORT, PULSAR JET PUMP Y SALDRA EL REPORTE LISTO

PARA IMPRIMIR O GUARDAR EN FORMATO PDF.

THE END

192879.811847

=+=

117

TEMA: DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN DE...

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