I
II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TEMA:
“ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO
PARAHUACU PARA DETERMINAR LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE
LA UTILIZACIÓN DE ESTE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL”
Tesis previa la obtención del título de Tecnóloga en Petróleos
Autora:
Elvia Rea
Director:
Ing. Vinicio Melo
QUITO - ECUADOR
2011
III
DECLARATORIA
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza la Srta. Elvia Rea
________________________________
ELVIA REA
C.I.172119991-5
AUTORA
IV
CERTIFICACIÓN
Certifico que bajo mi dirección la presente tesis fue desarrollada en su totalidad por la Srta.
Elvia Rea
Ing. Vinicio Melo
Director de Tesis
V
CARTA DE LA EMPRESA
VI
AGRADECIMIENTO
En primer lugar a Dios quién me ha regalado la vida y la sabiduría necesaria para hacer
realidad mis ideales de superación profesional, como también la fuerza para seguir
adelante en todo momento y por mostrarme el camino correcto.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial por ser la Institución en donde he culminado
mi formación académica.
A mi Director de Tesis Ing. Vinicio Melo por compartir sus conocimientos, su tiempo,
dedicación, la ayuda desinteresada en el desarrollo de esta tesis y sobre todo por
brindarme su amistad durante este tiempo.
A toda mi familia, que siempre me brindó su apoyó y confió en mí en todo momento.
VII
DEDICATORIA
Este trabajo lo dedico especialmente a mis padres que con su dedicación, paciencia,
amor me condujeron por el camino del bien y por ser mi apoyo en los momentos
difíciles.
A mis hermanas con las que he compartido momentos difíciles y alegres que nos
hicieron más unidas.
A mi abuelita por sus consejos de motivación para enfrentar los problemas y desafíos
que se presentan en la vida con dedicación y constancia.
VIII
ÍNDICE GENERAL
CARÁTULA…………………………………………………………………………….II
DECLATORIA…………………………………………………………………………III
CERTIFICACIÓN……………………………………………………………………...IV
CARTA DE LA EMPRESA…………………………………………………………….V
AGRADECIMIENTO………………………………………………………………….VI
DEDICATORIA………………………………………………………………………VII
ÍNDICE GENERAL………………………………………………………………….VIII
ÍNDICE DE FIGURAS………………………………………………………………XIV
ÍNDICE DE TABLAS………………………………………………………………..XVI
ÍNDICE DE ANEXOS……………………………………………………………...XVII
RESUMEN…………………………………………………………………………XVIII
SUMARY…………………………………………………………………………….XIX
IX
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPÍTULO I……………………………………………………………………….........1
1 INTRODUCCIÓN………………………………………………………….........1
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………………………….......1
1.2 FORMULACIÓN……………………………………………………….......1
1.3 JUSTIFICACIÓN…………………………………………………………...1
1.4 OBJETIVOS………………………………………………………………...2
1.4.1 OBJETIVO GENERAL…………………………………………….…...2
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS…………………………………………...3
1.5 HIPÓTESIS…………………………………………………………………3
1.5.1 HIPÓTESIS GENERAL……………………………………………..3
1.5.2 HIPÓTESIS ESPECÍFICAS………………………………………….3
1.6 VARIABLES………………………………………………………………4
1.6.1 VARIABLES DEPENDIENTES……….…………………………….4
1.6.2 VARIABLES INDEPENDIENTES…………………………………..4
1.6.3 VARIABLES INTERVINIENTES……………………………………5
1.7 METODOLOGÍA……………………………………………………..5
1.7.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN…………………………………..5
1.7.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN…………………………………..5
CAPÍTULO II……………………………………………………………………………6
2 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU………………………………...6
2.1 ANTECEDENTES……………………………………………………….6
2.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA…………………………………………..6
X
2.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO…………………………8
2.3.1 ESTRUCTURAL………………………………………………...8
2.3.2 LITOLOGÍA…………………………………………………...11
2.3.2.1 Formación Napo…….…………………………………………..11
2.3.2.1.1 Secuencia Transgresiva…………..…………………………..13
2.3.2.1.2 Secuencia Regresiva……….………………………………….13
2.4 PETROFÍSICA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO
PARAHUACU………………………………………………………….14
2.4.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS…………………………….15
2.4.1.1 Basal Tena…………………………………………………...15
2.4.1.2 Napo “U”…………………………………………………….15
2.4.1.3 NAPO “T”…………………………………………………...16
2.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS…………………………………18
2.4.3 CANTIDAD DE AGUA Y SEDIMENTOS (BSW)…………………..20
2.4.4 SALINIDAD……………………………………………………………21
2.5 MECANISMO DE EMPUJE…………………………………………...21
2.5.1 RESERVORIO BASAL TENA……………………………….21
2.5.2 RESERVORIO U………………………………………………22
2.5.3 RESERVORIO T……………………………………………...23
CAPÍTULO III…………………………………………………………………………25
3 FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO…………………………….25
XI
3.1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………..25
3.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE
BOMBEO HIDRÁULICO……………………………………………...27
3.2.1 EQUIPO DE SUPERFICIE………………………………………………27
3.2.1.1 Sistema de Fluido de Potencia……………..…………………27
3.2.1.2 Bomba de Superficie………………………………………….27
3.2.1.3 Tanques de Almacenamiento del Fluido Motriz y Facilidades
De Deshidratación……………………………………………28
3.2.1.4 Válvula Reguladora de Flujo (VRF)…………….……………29
3.2.1.5 Válvula de Paso (BLOCK)………...………………………...29
3.2.1.6 Turbina….………………………………………...………...30
3.2.1.7 Analizador de Flujo (MCII)………….……………………..31
3.2.2 EQUIPO DE SUBSUELO………………………………………...........31
3.2.2.1 Cavidad..................................................................................32
3.2.2.2 Aisladores de Zonas o Empacaduras.....................................33
3.2.2.3 Camisas...................................................................................34
3.2.2.4 Válvula de Pie.........................................................................35
3.2.2.5 Fluido Motriz..........................................................................36
3.2.2.6 Bombas Hidráulicas................................................................36
3.3 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN……...……………………..36
3.3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA………….......36
3.3.2 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO
XII
PISTÓN…………………………………………………......37
3.3.3 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO
PISTÓN …………………………………………………....38
3.3.4 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO………………......38
3.3.5 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO
PISTÓN……………………………………………………...41
3.4 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET………………………………….52
3.4.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA……………….52
3.4.2 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET….....53
3.4.3 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET 54
3.4.4 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET………....54
3.4.5 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET..55
CAPÍTULO IV………………………………………………………………………….58
4 ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO…………………...58
4.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN……………………………….……….........60
4.1.1 RESERVORIO BASAL TENA……………………………….61
4.1.2 RESERVORIO U……………………………………………...62
4.1.3 RESERVORIO T……………………………………………....63
4.2 PRODUCCIÓN ACTUAL DEL CAMPO…………………………......66
4.3 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN…………………………………...71
4.4 HISTORIALES DE PRESIÓN………………………………………...73
XIII
4.4.1 RESERVORIO BASAL TENA……………………………........74
4.4.2 RESERVORIO U……………………………………………....75
4.4.3 RESERVORIO T………………………………………...............75
4.5 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO…………………....76
4.5.1 FACILIDADES…………….…………………………….…...77
4.5.1 EQUIPO DE SUPERFICIE………………………………..….77
4.5.1.1 SISTEMA DE BOMBEO………………………………….....77
4.5.1.1.1 Sistema de Bombeo ………………………..……………….78
4.5.1.1.2 Líneas Principales……...…………………………………....80
4.5.1.1.3 Líneas principales de transferencia……………….………...80
4.5.1.1.4 Líneas principales de oleoducto…………………………….81
4.5.1.1.5 Sistema de generación y distribución eléctrica…………….81
4.5.2 EQUIPO DE FONDO…………………………………………………...82
4.5.2.1 EQUIPO DE FONDO DEL SISTEMA DE BOMBEO
HIDRÁULICO………………………………………………………….82
CAPÍTULO V…………………………………………………………………………..84
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………………………………..84
5.1 CONCLUSIONES……………………………………………………....84
5.2 RECOMENDACIONES………………………………………………...85
BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………..87
GLOSARIO……………………………………………………………………………..88
ANEXOS………………………………………………………………………………..89
XIV
ÍNDICE DE FIGURAS
2.1 MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU 7
2.2 MAPA ESTRUCTURAL BASE CALIZA DEL CAMPO PARAHUACU 10
2.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO PARAHUACU 12
2.4 CONTACTO AGUA – PETRÓLEO PRH-09 17
2.5 MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO BASAL TENA 22
2.6 MECANISMOS DE EMPUJE RESERVORIO U 23
2.7 MECANISMOS DE EMPUJE RESERVORIO T 24
3.1 PRINCIPIO DE PASCAL 25
3.2 TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ 28
3.3 VRF 29
3.4 VÁLVULA BLOCK 30
3.5 TURBINA 30
3.6 ANALIZADOR DE FLUJO (MCI) 31
3.7 DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO 32
3.8 PACKERS 34
3.9 CAMISAS 35
3.10 VÁLVULA DE PIE 35
3.11 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN 39
3.12 OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN 40
3.13 COMPONENTES DE UNA BOMBA TIPO JET 53
3.14 BOMBA JET CLAW CONVENCIONAL 56
3.15 BOMBA JET CLAW REVERSA 56
4.1 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE RESERVORIO BASAL TENA 61
XV
4.2 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN RESERVORIO U CAMPO PARAHUACU 63
4.3 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN RESERVORIO T CAMPO PARAHUACU 64
4.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN CAMPO PARAHUACU 65
4.5 PRODUCCIÓN ACTUAL DEL CAMPO PARAHUACU 66
4.6 PRODUCCIÓN DE LOS POZOS PERFORADOS DESDE EL AÑO 2000 67
4.7 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN CAMPO PARAHUACU 72
4.8 COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN EN EL RESERVORIO BASAL TENA74
4.9 COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN RESERVORIO U 75
4.10 COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN RESERVORIO T 76
XVI
ÍNDICE DE TABLAS
2.1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO PARAHUACU 18
2.2 PROPIEDADES PVT POR YACIMIENTO 19
2.3 PROPIEDADES DE LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU 19
2.4 ANÁLISIS DE BSW 20
2.5 ANÁLISIS DE SALINIDAD CAMPO PARAHUACU 21
3.1 PROBLEMAS OPERACIONALES DE BOMBEO HIDRÁULICO 26
3.2 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES GUIBERSON 42
3.3 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES NATIONAL
OIL MASTER 43
3.4 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES KOBE 44
3.5 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES OIL
WELL HIDRADULICS INC 47
3.6 TAMAÑO DE BOQUILLA Y GARGANTA DE BOMBA JET 57
4.1 ESTADO ACTUAL DE POZOS PERFORADOS 58
4.2 POZOS PRODUCIENDO DEL CAMPO PARAHUACU 59
4.3 POZOS CERRADOS DEL CAMPO PARAHUACU 60
4.4 PRODUCCIÓN ESTABLECIDA POR LA AGENCIA DE REGULACIÓN
Y CONTROL HIDROCARBURÍFERO 68
4.7 ESQUEMA DE UN REPORTE SEMANAL DE POTENCIAL DE
PRODUCCIÓN 70
4.8 CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO PARAHUACU 71
4.9 CRONOGRAMA DE PERFORACIÓN 2010 – 2011 73
4.10 EQUIPO DE FONDO CORRESPONDIENTE A BOMBEO
HIDRÁULICO 83
XVII
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1 PRODUCCIÓN ACUMULADA 88
ANEXO 2 HISTORIALES DE B’UP CAMPO PARAHUACU 89
ANEXO 3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO 90
ANEXO 4 FACILIDADES DE CAMPO PARAHUACU 110
ANEXO 5 DIAGRAMAS DE COMPLETACIONES 111
ANEXO 6 HISTORIAL DE BOMBAS 115
XVIII
RESUMEN
El objetivo principal de este trabajo es tener una mayor comprensión en lo que respecta
al estudio del sistema de bombeo hidráulico, para determinar las ventajas y desventajas
de la utilización de este sistema de levantamiento artificial en el Campo Parahuacu.
En el primer capítulo tenemos el tema, los objetivos generales y específicos que se
persiguen con este trabajo, la justificación de la propuesta y las técnicas utilizadas para
estudiar el desarrollo de esta tesis.
El segundo capítulo describe la ubicación geográfica del campo Parahuacu, la
descripción geológica, así también con la petrofísica de los yacimientos y los
mecanismos de empuje.
El tercer capítulo describe los fundamentos del bombeo hidráulico, los principales
elementos del sistema, los tipos de bombeo hidráulico, sus ventajas y desventajas de
utilización y sus diferentes fabricantes.
En el cuarto capítulo tenemos el análisis de la situación actual del campo, el historial de
producción, el pronóstico de producción, y los historiales de presión y
reacondicionamiento de los pozos.
Finalmente en el quinto capítulo se describen los resultados del proyecto y las
recomendaciones para una mayor optimización del sistema.
XIX
SUMMARY
The main objective of this work is to gain a better understanding with regard to the
study of hydraulic pumping system to determine the advantages and disadvantages of
using this artificial lift system Parahuacu Field.
In the first chapter there is the issue, the general and specific objectives pursued in this
work, the justification of the proposal and the techniques used to study the development
of this thesis.
The second chapter describes the geographic location of Parahuacu field, the geological
description, so the reservoir petrophysics and pusher.
The third chapter describes the basics of the hydraulic pump, the main elements of the
system, hydraulic pump types, their advantages and disadvantages of use and different
manufacturers.
In the fourth chapter we analyze the current situation of the field production history, the
outcome of production and pressure histories and reconditioning of wells.
Finally in the fifth chapter describes the project results and recommendations for further
optimization of the system.
1
CAPÍTULO 1
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El desconocimiento del funcionamiento del bombeo hidráulico y sus respectivos
equipos no permiten optimizar el tiempo de producción.
Al no tener las condiciones de operación adecuada el sistema de bombeo hidráulico
se vuelve ineficiente.
El tipo de bombeo hidráulico utilizado determinará la cantidad de petróleo que se va
producir con o sin ahorro de fluido motriz.
1.2 FORMULACIÓN
¿Con el estudio del sistema de bombeo hidráulico en el campo Parahuacu, se podrá
determinar la eficiencia de este sistema de levantamiento artificial para la extracción de
petróleo, determinar la cantidad de petróleo producido y del fluido motriz limpio de
inyección?
1.3. JUSTIFICACIÓN
El bombeo hidráulico para la producción de petróleo es uno de los métodos de
levantamiento artificial utilizados en el país, por su versatilidad y rentabilidad; sin embargo,
los pozos operados con bombeo hidráulico sufren una serie de cambios de sus condiciones
y dejan de producir porque sufrieron fallas que pueden ser evitadas si se realizaran los
2
cambios de bombas de subsuelo de tipo Pistón por las Jet conociendo su eficiencia y el
ahorro de energía en superficie.
Los descuidos o mala interpretación de la información recibida en superficie implican
grandes egresos de dinero a la compañía operadora por la compra y mantenimiento de
equipos, gastos de reacondicionamiento del pozo y lo que es más la pérdida de la
producción durante las operaciones de reacondicionamiento.
El equipo de bombeo hidráulico dañado, debe ser inspeccionado durante el desarme de los
componentes principales, para un análisis técnico y realizar un diagnóstico correcto de las
fallas de los equipos.
En operaciones de levantamiento artificial con bombeo hidráulico para evaluación son
fáciles de operar, instalar y como métodos de producción alterna, ofrecen costos bajos de
operación.
1.4 OBJETIVOS
1.4.1 OBJETIVO GENERAL
Estudiar el sistema de bombeo hidráulico en el campo Parahuacu, para determinar las
ventajas y desventajas de la utilización de este sistema de levantamiento artificial.
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1 Describir a los sistemas de bombeo hidráulico tipo Pistón y tipo Jet.
3
2 Describir las características de los yacimientos del Campo Parahuacu.
3 Analizar que tipos de sistema de bombeo hidráulico se está utilizando en el Campo
Parahuacu.
4 Determinar las causas para que ocurran fallas en el equipo.
1.5 HIPÓTESIS GENERAL
Si se realiza el estudio del sistema de bombeo hidráulico en el campo Parahuacu, se podrá
determinar la eficiencia de este sistema de levantamiento artificial de extracción de petróleo
con ahorro de energía, fluido motriz limpio de inyección y alargar la vida útil de los
equipos. Así se logrará disminuir las fallas de este sistema y optimizar el tiempo de
producción.
1.5.1 HIPÓTESIS ESPECÍFICAS
1 Si se realiza un adecuado estudio del sistema de bombeo hidráulico se determinará
la eficiencia de dicho sistema de levantamiento artificial.
2 Si se realiza dicho estudio se pueden disminuir los diferentes problemas presentes
en los equipos tanto de fondo como de superficie utilizados en el sistema de bombeo
hidráulico.
3 Si se realiza una adecuada descripción de los yacimientos del Campo Parahuacu se
logrará determinar el tipo de bombeo hidráulico utilizado.
4
1.6 VARIABLES DEPENDIENTES
1 Pozos del Campo Parahuacu operando con un sistema de Bombeo Hidráulico.
2 Equipos utilizados en el sistema de bombeo hidráulico para el campo Parahuacu.
3 Tipo de sistema de bombeo hidráulico utilizado en el campo Parahuacu.
1.6.1 VARIABLES INDEPENDIENTES
1 Propiedades de los yacimientos del campo Parahuacu.
2 Completación mecánica de los pozos del Campo Parahuacu.
3 Vida útil de los equipos utilizados.
1.6.2 VARIABLES INTERVINIENTES
1 La eficiencia de la bomba hidráulica de fondo.
2 Los problemas presentes en los equipos utilizados en el sistema de bombeo
hidráulico.
3 El tipo de sistema de bombeo hidráulico utilizado.
5
1.7 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
Para el desarrollo de ésta tesis se utilizó el método analítico porque permitió estudiar
detalladamente el comportamiento del sistema de levantamiento artificial y para determinar
las causas de falla del sistema se utilizó el método deductivo, porque con los datos
obtenidos se realizó el estudio del sistema de bombeo hidráulico en el campo Parahuacu, y
se determinaron las ventajas y desventajas de la utilización de este sistema de
levantamiento artificial.
1.7.1 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
Permitieron analizar la información del campo Parahuacu, tal como el historial de
producción utilizando el sistema de bombeo hidráulico; además determinar los problemas
que existen en los equipos tanto de fondo como de superficie utilizados en dicho sistema.
6
CAPÍTULO II
2 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
El Campo Parahuacu se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, a 16Km al sur-
este del capo Lago Agrio, en la Cuenca Oriente del Ecuador.
Este campo está situado en el terreno de jungla al norte del río Aguarico, tributario del río
Amazonas. Se ubica sobre el flanco norte del arco de la trans-cuenca, que separa la cuenca
del Oriente en Ecuador y Perú. Hacia el sur de la cuenca Putumayo en Colombia.
Fue descubierto por la Compañía Texaco-Gulf con la perforación del pozo exploratorio
PRH Nº 1 en Octubre de 1968, alcanzando una profundidad de 1,0173 pies y completado
oficialmente el 18 de Noviembre de 1968, obteniéndose una producción inicial de la
arenisca “T”: 900 BPPD de 31 grados ºAPI y con 0.2% de BSW.
Se han perforado un total de diez pozos, los cuales producen de las areniscas dentro de la
unidad Basal Tena y las areniscas U y T, miembros de la formación Napo Inferior, todas de
edad cretácica.
2.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El Campo Parahuacu, se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos al Oeste del eje
axial de la Subcuenca Napo, en las siguientes coordenadas geográficas:
LATITUD: 00º 01’ 00” Norte a 00º 07’ 00”
LONGITUD: 76º 41’ 00” Oeste a 76 º 43’ 00”
7
La ubicación del Campo Parahuacu puede ser mejor visualizada en la Figura 2.1.
FIGURA 2.1 MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: PETROPRODUCCIÓN
8
2.2 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO
De acuerdo a la información de sísmica existente indica que la estructura de Parahuacu
tiene una extensión de 15 Km. de norte a sur y de 2.5 Km. de este a oeste. La profundidad
del tope del intervalo de la Basal tena esta alrededor de 7,800 pies debajo del nivel mar en
el tope de la estructura de este a oeste. (Figura 2.2)
Una falla con rumbo hacia el este de cerca de 200 pies de desplazamiento vertical, está
presente a lo largo del flanco oriente del campo, esta falla se extiende unos 18 Km, y puede
ser una falla de cizallamiento de basamento; lo cual es responsable al menos en parte del
plegamiento del anticlinal del campo.
Los datos sísmicos indican que la falla disminuye hacia arriba y muere en la formación
Basal Tena.
Los principales reservorios productores del campo Parahuacu se encuentran en la
Formación Napo en su miembro inferior, en los intervalos denominados U y T, además se
presentan producción en Basal tena.
Estos reservorios presentan areniscas poco desarrolladas, con bajas porosidades y alto
porcentaje de arcilla; encontrándose asociadas a un ambiente deltaico distal, en
subambientes de barra de desembocadura y posibles rellenos de desembocaduras y posibles
rellenos de canales de marea para la areniscas de U y T superior, el rumbo sedimentario es
de norte a sur.
La trampa de este campo es una combinación de cierre de falla al este con cierre de
anticlinal en los cuatro puntos cardinales. Algunas trampas estratigráficas resultantes de la
distribución de las arenas, pueden proveer algunos cierres al sur.
La significativa declinación de la presión de yacimientos en el campo, indica que la
mayoría de los cuerpos de areniscas de yacimiento tienen una tendencia de dirección norte-
9
sur, similar a la tendencia del eje de la estructura. Los bajos volúmenes de agua
recuperados en la mayoría de los pozos indican una columna limitada de agua, resultado en
un agotamiento de la presión de yacimiento. La aparente tendencia sur y sur-oeste de las
areniscas del yacimiento individuales parece proveer separación entre las areniscas así
como también parte del cierre sur.
Los yacimientos en Parahuacu no parecen ser trampas hidrodinámicas, a pesar de que los
efectos hidrodinámicos pueden perturbar el campo. Los modelos ajustados de estos
yacimientos mostraron entradas de agua débiles. Por lo tanto la inyección de agua y la
perforación adicional de productores de petróleo aumento la recuperación máxima.
10
FIGURA 2.2. MAPA ESTRUCTURAL BASE CALIZA DEL CAMPO
PARAHUACU
Fuente: “LA CUENCA ORIENTE: GEOLOGÍA Y PETRÓLEO
Elaborado por: PETROECUADOR
11
2.2.1.- LITOLOGÍA
2.2.2.1 Formación Napo
Es la formación más importante debido a las posibilidades de acumulación de
hidrocarburos, en esta zona el espesor varía de aproximadamente de 40 pies de Oeste a
Este.
Litológicamente, la formación Napo está constituida por calizas, lutitas y arenas, que se
forman de acuerdo a los eventos regresivos y transgresivos.
Las principales unidades estratigráficas del Campo de la Cuenca Oriente se presentan en la
Figura 2.3.
12
FIGURA 2.3 COLUMNA ESTATIGRÁFICA DEL CAMPO PARAHUACU
Fuente: “LA CUENCA ORIENTE: GEOLOGÍA Y PETRÓLEO” .PATRICE BABY,
MARCO RIVADENEIRA, ROBERTO BARRAGÁN.
Elaborado por: PETROECUADOR
13
2.2.2.1.1 Secuencia Transgresiva: Está constituida por dos unidades:
Caliza “A”: Se encuentra presente en toda la cuenca oriente, yace sobre la arenisca
“U”. Estas van de color gris oscuro a negro, maciza varía de densa a dura y el
espesor es de 100-400 pies; representa fósiles y conchas fragmentadas con trazas de
alquitrán seco.
Caliza “B”: Son similares a la anterior, calizas de color oscuro, calcareníticas
levemente piríticas con intercalaciones de lutitas que cubre la zona de arenisca “T”
con un espesor de 10-70 ft.
2.2.2.1.2 Secuencia Regresiva:
Arenisca “M-1”: Esta arena, denominada; Al Norte como M-1, al centro como San
Fernando y al Sur como Vivían, forma la parte superior de la formación Napo, que está
formada por areniscas cuarzosas fiables de color gris claro a blanco, con cemento silíceo,
lentes delgados de lutitas duras de color gris a negro y pequeños lentes de calizas.
Arenisca “U”: Está formado por dos miembros:
Superior: Integrado por intercalaciones de lutitas, calizas y areniscas de color gris,
de porosidad regular. Se caracteriza por poseer los menores espesores de arena,
entre 0 y 15 pies y adicionalmente posee menor conectividad de sus cuerpo de
arena, afectando la calidad de la roca reservorio.
Inferior: De color gris de grano fino a grueso subredondeado. Clasificación de
porosidad de regular a buena. Posee mayor presencia de intercalacioes lutítico -
arcillosa en su cuerpo arenoso, afectando la conectividad vertical del reservorio, sin
embargo existe buena extensión lateral.
14
Arenisca “T”: Constituye el primer ciclo regresivo hacia el Sur Oeste de la Formación
Napo, destaca hacia el intervalo inferior, un cuerpo arenoso de aspecto masivo y
homogéneo, su mejor espesor se encuentra hacia el Norte del campo, evidenciado por los
pozos, PRH-08, PRH-01, PRH-07 y PRH-02; hacia el sur el espesor disminuye
encontrándose valores entre 10 y 20 pies, este intervalo se caracteriza por tener buena
extensión lateral y buena conectividad vertical favoreciendo las condiciones de la roca
reservorio. Posee una mejor continuidad de los cuerpos de arena con respecto al intervalo
inferior de la unidad U. Esta arena está conformada por dos intervalos:
Superior: Tienen numerosos estratos intercalados de lutitas, calizas y areniscas de
color gris de grano fino de porosidad mala con clasificación pobre.
Inferior: Se encuentra intercalado por lentes de lutitas y calizas, las areniscas tienen
color gris a café claro de grano fino-medio, subredondeados; son más bien
clasificados de grano fino-medio-grueso; origina mejores reservorios para los
hidrocarburos. Estas areniscas tienen cemento calcáreo, glauconítico con una
porosidad regular (12%-15%) y una potencia promedio de 36.5 pies de espesor en el
campo.
2.3 PETROFÍSICA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO PARAHUACU
Petrofísica se refiere a la determinación cuantitativa de las propiedades de la roca y los
fluidos presentes en la misma. Adicionalmente, la petrofísica determina la relación
existente entre los fluidos y su movimiento a través del medio poroso de la roca de un
yacimiento determinado.
http://es.wikipedia.org/wiki/Rocahttp://es.wikipedia.org/wiki/Fluidohttp://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Medio_poroso&action=edit&redlink=1http://es.wikipedia.org/wiki/Yacimiento
15
2.3.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS
Dentro de estas propiedades se va a considerar la porosidad, la saturación de agua para el
espesor productivo de cada uno de los reservorios de este campo. . Estos datos han sido
tomados del estudio realizado por la Compañía NCT Energy Group, realizado el 31 de
diciembre del 2008.
2.3.1.1 Basal Tena
Se presenta bien definida entre una sección básicamente lutítica tanto por encima
como por debajo de la Arenisca Basal. El espesor promedio de este reservorio es de 8.79
pies con porosidad y saturación de agua de 15.22% y 30.33%, respectivamente. No se
observan zonas con alta saturación de agua ni presencia de contacto agua-petróleo a
nivel de este yacimiento
2.3.1.2 Napo “U”
En esta arenisca el espesor productivo es de 8.33 pies, la porosidad de 11.60 %, y la
saturación del agua está en un rango de 16.62%.
Intervalo Superior: Presenta los menores espesores de arenas de reservorio. Está
constituida por escasos desarrollos de areniscas sumamente arcillosas con baja
prospectividad. No se observa en registros la presencia de un contacto agua-
petróleo.
Intervalo Medio: Conformado por areniscas de poco espesor, con múltiples
intercalaciones de lutitas, presenta porosidades promedio de 10% y espesor neto
16
petrolífero de apenas 2.5 pies en el pozo PRH-04, mientras que en el resto de los
pozos analizados no presenta interés petrofísico. No se observa en los registros la
presencia de un contacto agua-petróleo.
Intervalo Inferior: Presenta desarrollos relativamente arcillosos, con espesores
variables desde 4 pies hasta 30 pies aproximadamente.
Al promediar los valores para la Arenisca “U”, se determina que los valores
promedio de porosidad y saturación de agua se ubican en 11.32% y 17.01%,
respectivamente.
2.3.1.3 Napo “T”
En esta arenisca el espesor productivo es de 25.10 pies, la porosidad de 11.43%, y la
saturación del agua de 20.51%,
Intervalo Superior: Se muestra en los pozos analizados como una secuencia muy
radioactiva, con alta resistividad hacia la parte inferior del intervalo y baja
porosidad. Sólo se reportan 3.5 pies como espesor petrolífero en el pozo PRH-09,
mientras que en el resto de los pozos carece de prospectividad. Figura 2.4
Intervalo Inferior: Es el intervalo donde se observa mayores desarrollos, con un
contenido de arcilla mucho menor que el observado en el resto de la columna, y con
espesores petrolíferos que oscilan entre 4 pies y 40 pies.
Según perfiles de pozos, el único contacto agua-petróleo visible se identifica en el
pozo PRH-09 a nivel del intervalo inferior de T, (Figura 2.4) a una profundidad
medida de 9,772 pies, el cual se manifiesta con su respectiva disminución de
17
resistividad dentro del cuerpo de un desarrollo de arena relativamente homogéneo
hasta unos 13 ohm.
Como valores promedio de porosidad y saturación de agua para la Arenisca “T” se
determinaron 11.21% y 21.74.
FIGURA 2.4 CONTACTO AGUA PETRÓLEO PRH – 09
Fuente: GERENCIA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.
Elaborado por: PETROECUADOR
18
En la Tabla 2.1 se encuentra resumida las propiedades petrofísicas certificadas, de los
reservorios del Campo Parahuacu.
TABLA 2.1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO PARAHUACU
SUMARIO PETROFÍSICO PROMEDIO PETROPRODUCCÍON
RESERVORIO Ho (pies) (%) Sw (%)
Basal Tena 8.18 14.67 31.30
U 8.33 11.60 16.62
T 25.10 11.43 20.51
Fuente: DEPARTAMENTO DE YACIMIENTO- QUITO
Elaborado por: Elvia Rea
Estos resultados van a ir variando pozo a pozo y de la zona que cada uno de ellos esté
produciendo.
2.3.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
En la Tabla 2.2 se exponen los datos del análisis PVT obtenidos del Laboratorio de
Yacimientos C.I.G.Q, para los diferentes yacimientos desde los cuales se produce en
Parahuacu : Basal Tena, Napo “U”, Napo “T”.
Hay que recalcar que los crudos se tornan más pesados de los yacimientos más profundos a
los más someros así "T'" tiene 30° APl, “U” 28° y “Basal Tena” 20° API, estando dentro
de una categoría de crudo medio o mediano .
Sus contenidos de azufre son 0.62, 0.67 y 1.05 % en peso, respectivamente.
19
TABLA2.2 PROPIEDADES PVT POR YACIMIENTO
Arena °API Temperatura
(°F)
Pb
(psi)
GOR
Pcs/BN
Boi
(BY/BN)
Bo
(BY/BN)
Gravedad
del Gas
T 32.1 195 1,283 396 1.301 1.2802 1.249
U 28.2 202 1,485 463 1.206 1.219 1.186
BT 18.9 195 778 162 1.124 1.1362 0.9925
Fuente: LABORATORIO DE YACIMIENTOS C.I.G.Q.
Elaborado por: Elvia Rea
En la Tabla 2.3, se presentan los valores de las propiedades PVT de los fluidos, para cada
uno de los pozos, igualmente valores obtenidos del Laboratorio de Yacimientos C.I.G.Q.
TABLA 2.3 PROPIEDADES PVT DE LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU
Pozos Reservorio
Intervalo
(pies) Pb Bob Rsi
(pcs/BN) °API
T
(psi) (BY/BN) (°F)
PRH-04 Basal Tena 8,821-8,840 844 1.1454 160 20.3 196
PRH-04 Basal Tena 8,821-8,840 820 1.161 164 17.5 194
PRH-02 U 9,431-9,441
1,485 1.348 463 28.2 202 9,448-9,462
PRH-01 T 9,728-9,740
1,086 1.265 332 30.1 206 9,753-9,773
PRH-01 T 9,728-9,773 1,480 1.3203 459 34 184
PRH-05 T 11,074-11,094 1,190 1.3089 324 30.8 222
PRH-07
T
(Intervalo
inferior)
9,674-9,704
1,050 1.3589 366 34.2 199 9,709-9,720
Fuente: LABORATORIO DE YACIMIENTOS C.I.G.Q.
Elaborado por: Elvia Rea
20
Se observa que los yacimientos U y T tienen una mayor relación gas petróleo (GOR) que es
el volumen de gas producido por día dividido por el volumen total de petróleo producido
por día. Esta diferencia es resultado de que poseen un empuje de gas disuelto, ya que se
caracteriza por la rápida caída de presión en el reservorio.
2.4.3 CANTIDAD DE AGUA Y SEDIMENTOS (BSW)
Respecto al porcentaje de agua y sedimentos (BSW), está en un 1.7%. Hay que considerar
que el sistema pistón trabaja con un corte de agua de 0.6% y, el Jet hasta con un 0.9%,
como valores topes permisibles.
TABLA 2.4 ANÁLISIS DE BSW
BSW DEL CAMPO
PARAHUACU
Pozos Arena
BSW de
Retorno
PRH 01 T 0.2
PRH 02 Ui 0.6
PRH 04 BT 0.3
PRH 05 Ti 3
PRH 07 Ts+Ti 0.3
PRH 08 Ti 0.3
Fuente: LABORATORIO DE CORROSIÓN LAGO AGRIO
Elaborado por: Elvia Rea
21
2.4.4 SALINIDAD
Lo concerniente a salinidades depende de la arena de la cual se esté produciendo. Dichos
valores se exponen en la Tabla 2.5 a continuación.
TABLA 2.5 ANÁLISIS DE SALINIDAD DEL CAMPO PARAHUACU
Pozos Arena Salinidad
ppm Cl
PRH 01 T BAJO BSW
PRH 02 Ui 41,250
PRH 04 BT 28,650
PRH 05 Ti 24,800
PRH 07 Ts+Ti 35,000
PRH 08 Ti 29,000
Fuente: LABORATORIO DE CORROSIÓN LAGO AGRIO
Elaborado por: Elvia Rea
2.5. MECANISMO DE EMPUJE
Los reservorios del campo Parahuacu se encuentran subsaturados, sometidos a mecanismos
de producción tales como: expansión roca-fluido, gas en solución y, en algún caso en
particular, presencia de influjo de agua, característico de los campos pertenecientes a la
Cuenca Oriente.
2.5.1 RESERVORIO BASAL TENA
De acuerdo a la Figura 2.5 se identifica la presencia del mecanismo de expansión roca-
fluido como mecanismo principal.
22
FIGURA 2.5 MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO BASAL TENA
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 10 20 30 40 50 60
Re
laci
ón
Py/
Pi
(%)
FR (% )
Campo PARAHUACU, Reservorio BASAL TENAMecanismo de Empuje
Expansión Roca Fluido
Drenaje por Gravedad
Influjo de Agua
Expansión Capa de Gas
Gas en Solución
Rersrvorio Basal Tena
Proy. Tendencia de Comportamiento
Fuente: GERENCIA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, EP PETROECUADOR.
Elaborado por: PETROECUADOR
2.5.2 RESERVORIO U
En la Figura 2.6 se aprecia que el reservorio exhibe un comportamiento que indica la
presencia del mecanismo de producción de expansión de roca-fluido, sin descartar alguna
contribución de gas en solución.
23
FIGURA 2.6 MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO U
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 10 20 30 40 50 60
Rela
ción
Py/
Pi (
%)
FR (% )
Campo PARAHUACU, Reservorio UMecanismo de Empuje
Expansión Roca Fluido
Drenaje por Gravedad
Influjo de Agua
Expansión Capa de Gas
Gas en Solución
Rersrvorio U
Proy. Tendencia de Comportamiento
Fuente: GERENCIA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, EP PETROECUADOR.
Elaborado por: PETROECUADOR
2.5.3 RESERVORIO T
En la Figura 2.7 se observa un comportamiento que indica la combinación de mecanismos
de producción como expansión de roca-fluido y gas en solución y una contribución de
empuje de agua a juzgar por el comportamiento de presiones.
24
FIGURA 2.7 MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO T
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 10 20 30 40 50 60
Rel
ació
n P
y/P
i (%
)
FR (% )
Campo PARAHUACU, Reservorio TMecanismo de Empuje
Expansión Roca Fluido
Drenaje por Gravedad
Influjo de Agua
Expansión Capa de Gas
Gas en Solución
Rersrvorio T
Proy. Tendencia de Comportamiento
Fuente: GERENCIA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, EP PETROECUADOR.
Elaborado por: PETROECUADOR
25
CAPÍTULO III
3 FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO
3.1 INTRODUCCIÓN
Los sistemas de levantamiento artificial, entre estos el Bombeo Hidráulico son utilizados
cuando la energía disponible de un yacimiento no es suficiente para elevar el petróleo hasta
la superficie, estos proporcionan la energía adicional requerida para continuar la
explotación racional del yacimiento. El proceso de generación y transmisión de energía
varía según el sistema que se utilice.
El principio fundamental aplicado al BOMBEO HIDRÁULICO en el subsuelo es la
“LEY DE PASCAL”, en el que explica: Si se ejerce una presión sobre una superficie
líquida esta se transmite a todas las superficies del mismo con igual intensidad. La
aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación centralizada en la
superficie mediante una tubería llena de fluído hasta cualquier número de puntos (pozos)
dentro del sistema.
FIGURA 3.1 PRINCIPIO DE PASCAL
Fuente: SOLIPET S.A
Elaborado por: SOLIPET S.A
26
Es decir, los sistemas hidráulicos transfieren energía al fondo a través de un fluido de
presurización especial fluido de potencia, usualmente agua o crudo liviano. Las bombas de
subsuelo actúan como un transformador que convierte la energía del fluido motriz en
energía potencial o de presión en los fluidos producidos.
El Bombeo Hidráulico al igual que los otros tipos de levantamiento artificial puede
presentar problemas operacionales que se detallan en la Tabla 3.1.
TABLA 3.1 PROBLEMAS OPERACIONALES DEL BOMBEO HIDRÁULICO
INDICACIÓN POSIBLE CAUSA SOLUCIÓN
Baja presión de inyección,
suben los GPM Rotura de varilla de la bomba
Realizar prueba de producción y si se confirma la
pérdida, cambiar bomba
Incremento de la presión de
inyección, bajan los GPM
Obstrucción o daño en la
parte motor de la bomba
Realizar prueba de producción y confirmar pérdida si
persiste, cambiar de bomba
Aumento de fluido motriz
manteniendo los mismos
GPM
Desgaste en parte motriz de la
bomba
Realizar prueba de producción y confirmar pérdida
Daño en algún sello de bomba Reparar bomba
Daño en tubería de fluido
motriz, etc. Ubicar la fuga
Baja presión de retorno
(presión de cabeza)
Pérdida de producción
Incrementar GPM de la bomba de acuerdo a su factor
motriz
Baja eficiencia de la parte
bomba
Realizar prueba de producción y si persiste la pérdida,
realizar cambio de bomba
Incremento súbito de la
presión de operación
Válvula cerrada Verificar posiciones de válvulas
Bomba pistón atascada
Cambiar bomba si no reacciona (abrir y cerrar by-pass)
Bomba jet taponada Si es jet sacar bomba y quitar obstrucción
Variación considerable en el
fluido motriz inyectado
Daño en la turbina Realizar mantenimiento de turbina o cambio
Daño en el contador de
barriles Calibrar contador de barriles
Fuente: SOLIPET S.A “Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo
Hidráulico”
Elaborado por: Elvia Rea
27
3.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO
Los componentes que conforman el sistema de Levantamiento Artificial por Bombeo
Hidráulico pueden ser clasificados de la siguiente manera:
Equipo de superficie
Equipo de subsuelo
Los equipos de superficie y subsuelo están integrados por los siguientes elementos:
3.2.1 EQUIPO DE SUPERFICIE
3.2.1.1 Sistema de Fluido de Potencia
Los sistemas de fluidos de potencia se dividen en dos tipos:
Sistema de fluido cerrado: en este tipo de sistema, el fluido motor no se mezcla
con los fluidos producidos por el yacimiento.
Sistema de fluido abierto: en este tipo de sistema, el fluido motor se mezcla con
los fluidos producidos por el yacimiento.
3.2.1.2 Bomba de Superficie
Las bombas utilizadas en este tipo de levantamiento para bombear el fluido motor pueden
ser tríplex o múltiples. Las que se emplean generalmente, son las trìplex.
28
Bombas tríplex: estas bombas usan: émbolo, camisa de metal a metal, válvula tipo
bola.
Bombas múltiples: tienen un terminal de potencia y una de fluido. El terminal de
potencia comprende, entre otras partes: el cigüeñal, la biela y los engranajes
3.2.1.3 Tanques de almacenamiento del fluido motriz y facilidades de deshidratación
Los tanques de almacenamiento deben tener la capacidad suficiente para proveer durante
las veinticuatro horas el fluido motriz hacia los pozos con el más bajo porcentaje de agua y
sedimentos como: arena, partículas de metal, herrumbres, etc. Razón por la cual se succiona
a 10 pies del nivel del tanque. (Figura 3.2)
FIGURA 3.2 TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ
Fuente: SOLIPET S.A “Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo
Hidráulico”.
Elaborado por: SOLIPET S.A
29
3.2.1.4 Válvula Reguladora de Flujo (VRF)
Sirve para controlar el caudal que va a ser inyectado a la bomba de subsuelo, esta válvula se
instala entre la válvula block y el cabezal del pozo. (Figura 3.3)
FIGURA 3.3 VRF
Fuente: SOLIPET S.A “Introducción a las Operaciónes del Sistema de Bombeo
Hidráulico”.
Elaborado por: SOLIPET S.A.
3.2.1.5 Válvulas de Paso (BLOCK)
Permite la apertura y cierre de una manera inmediata del fluido motriz a alta presión que
nos llega desde la estación, así como también la apertura y cierre en la línea de Flujo o de
baja presión. (Figura 3.4)
30
FIGURA 3.4 VÁLVULA BLOCK
Fuente: SOLIPET S.A “Introducción a las Operaciónes del Sistema de Bombeo
Hidráulico”.
Elaborado por: SOLIPET S.A.
3.2.1.6 Turbina
Provoca pulsaciones que son leídas por un sensor magnético de un Instrumento electrónico
(MCII), El mismo que transforma esta lectura de pulsaciones en valores de caudal que
circulan hacia el pozo. (Figura 3.5)
FIGURA 3.5 TURBINA
Fuente: SOLIPET S.A “Introducción a las Operaciónes del Sistema de Bombeo
Hidráulico”
Elaborado por: SOLIPET S.A
31
2.2.1.7 Analizador de Flujo (MCII).
Es un instrumento electromagnético que sirve para leer las pulsaciones que se producen en
el interior de la turbina. (Figura 3.6)
FIGURA 3.6 ANALIZADOR DE FLUJO (MCII)
Fuente: SOLIPET S.A “Introducción a las Operaciónes del Sistema de Bombeo
Hidráulico”
Elaborado por: SOLIPET S.A.
Mediante la Figura 3.7 podemos observar la secuencia del flujo en el bombeo hidráulico.
32
FIGURA 3.7 DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE BOMBEO
HIDRÁULICO
Fuente: FOLLETO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Elaborado por: Ing. Vinicio Melo
3.2.2 EQUIPO DE SUBSUELO
3.2.2.1 Cavidad
Es un conjunto de acoples, camisas y extensiones con perforaciones ubicadas de manera
especial y exacta. La bomba se alojará en el interior de la cavidad, al trabajar los sellos de
la bomba se generarán cámaras entre sí para permitir que el fluido motriz realice su
recorrido y ejecute su función satisfactoriamente, así como también para que el fluido
producido no retorne a la formación. (Figura 3.8)
33
FIGURA 3.8 CAVIDAD
Fuente: SOLIPET S.A “Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo
Hidráulico”.
Elaborado por: SOLIPET S.A.
3.2.2.2 Aisladores de zonas o empacaduras
Son llamados también packers, están ubicados en línea con el tubing, los mismos que por
efecto de un accionar mecánico o hidráulico forman un sello con la pared interna de la
tubería de revestimiento (casing), y de esta manera aíslan cada una de las arenas
productoras independientemente. (Figura 3.9)
34
FIGURA 3.9 PACKERS
Fuente: SOLIPET S.A “Introducción a las Operaciónes del Sistema de Bombeo
Hidráulico”.
Elaborado por: SOLIPET S.A.
3.2.2.3 Camisas
Son herramientas que van colocadas en el conjunto de fondo, en una posición cercana a la
zona productora, el objetivo de esta herramienta es crear una comunicación entre el espacio
anular y el tubing por donde los fluidos producidos de la zona ingresarán y se trasladarán a
la cavidad donde se encuentra situada la bomba de subsuelo. (Figura 3.10)
35
FIGURA 3.10 CAMISAS
Fuente: SOLIPET S.A,“Introducción a las Operaciónes del Sistema de Bombeo
Hidráulico”.
Elaborado por: SOLIPET S.A.
3.2.2.4 Válvula de Pie
También llamada válvula standing, se aloja en el extremo inferior de cavidad (seating ring),
son necesarias en sistemas abiertos para crear el efecto “U” y evitar que el líquido que está
circulando regrese nuevamente al reservorio, adicionalmente cuando el pozo se encuentra
produciendo esta sirve de asiento para las bomba. (Figura 3.11)
FIGURA 3.11 VÁLVULA DE PIE
Fuente: SOLIPET S.A.
Elaborado por: SOLIPET S.A.
36
3.2.2.5 Fluido motriz
Es el fluido a alta presión (agua ó petróleo) que se utiliza para hacer trabajar la bomba de
subsuelo, sea esta Jet o Pistón. El contenido de sólidos es un factor importante en la vida
útil de la bomba y en los costos de operación.
Para utilizar este fluido debe estar previamente tratado, deshidratado y libre de sedimentos.
3.2.2.6 Bombas Hidráulicas
Las bombas hidráulicas de subsuelo constituyen el principal componente del sistema en el
fondo del pozo. El principio de operación de estas bombas es similar al de las bombas de
cabillas. Las bombas hidráulicas utilizan un pistón accionado por cabillas y dos o más
válvulas de retención. La bomba puede ser de simple acción o de doble acción. Se
denomina bombas de acción simple porque desplaza el fluido hasta la superficie, en el
recorrido ascendente o en el descendente (no en ambos).
3.3 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN
3.3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA
Comúnmente el fluido motriz utilizado es petróleo crudo producido o agua tratada. Sin
diferencia alguna deben ser sometidos a un proceso natural de separación de gas, agua y
sedimentos y sujetos a un período de asentamiento y limpieza mediante almacenamiento,
productos químicos, filtros, etc.
La cantidad de sólidos permisibles varía según el concepto de “vida de bomba” y también
depende de la viscosidad, sin embargo de 10 – 15 ppm es aceptable para un petróleo de 30
– 40º API. Para petróleos pesados (10 – 20º API) se tolera una mayor cantidad de sólidos,
mientras que para agua la tolerancia es menor.
http://www.monografias.com/trabajos35/categoria-accion/categoria-accion.shtml
37
El tamaño máximo de partícula no debe ser mayor a 15 micrones mientras que el contenido
de sal no debe exceder a 12 lb/1,000 bbl de petróleo.
Hay que considerar que todo diseño siempre está sujeto a los siguientes factores:
Número de pozos por operar
Volumen necesario de fluido motriz
Presión de operación
Sistemas de inyección
Características de los pozos que determinan el equipo de fondo adecuado.
3.3.2 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN
El bombeo hidráulico tipo pistón tiene gran aceptación, ya que presenta varias ventajas que
lo diferencian de los otros sistemas de levantamiento artificial, entre estas:
Puede alcanzar grandes profundidades, hasta los 18,000 pies.
Para sustituir o darle mantenimiento al mecanismo (motor - bomba), no se requiere
equipo de reparación, únicamente se invierte el sentido del fluido motriz y es
desacoplado el motor y la bomba, haciéndose llegar a la superficie por el
desplazamiento del fluido motriz (bomba tipo libre).
Buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5,000bl/ día).
Puede operar en pozos direccionales.
Es de fácil adaptación para su automatización.
Fácil para agregar inhibidores de corrosión.
Puede instalarse como um sistema integral.
Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.
Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas) o en áreas urbanas.
Ideal cuando se tiene baja presión, bajas relaciones gas-aceite.
38
Las bombas Pistón tienen mejores eficiencias a grandes profundidades que una
bomba de varillas porque no existe el problema del estiramiento de la sarta.
Se puede dar gran flexibilidad para adaptarse a los cambios de caudales de
producción.
Salvo casos extremos las bombas hidráulicas para su cambio no requieren de torre
(reacondicionamiento W.O.)
3.3.3 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN
No obstante, a pesar de presentar grandes ventajas este tipo de bombeo está sometido a
ciertas limitaciones tales como:
El complejo diseño de la bomba a pistón requiere un asesoramiento técnico
constante para optimizar la durabilidad de la vida útil de la bomba.
Para la reparación de la bomba se necesita de herramientas especiales e
instrumentos de alta calibración y control.
Como se trabaja con presiones de operación altas hace que el trabajo se lo realice
con gran meticulosidad ya que una mala operación puede acarrear problemas con
consecuencias graves.
3.3.4 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN
La unidad de bombeo se encuentra compuesta básicamente de tres elementos: un motor
hidráulico con pistón de doble acción , una válvula motriz que regula el flujo de fluido
motriz al motor , y una bomba hidráulica también con pistón de doble acción que es el
componente principal del sistema de Bombeo Hidráulico.
En la Figura 3.12 se muestra esquemáticamente una unidad de bombeo con sus
componentes básicos:
39
FIGURA 3.12 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN
Fuente: FOLLETO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Elaborado por: Ing. Vinicio Melo.
Los dos diseños de bombas que son generalmente los más utilizados son:
Bomba de acción simple, esta desplaza el fluido en un solo sentido, sea en la carrera
ascendente o descendente. Figura 3.13
40
Bomba de acción doble, se desplaza el fluido tanto en la carrera descendente como
en la ascendente.
FIGURA 3.13 OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN
Fuente: FOLLETO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Elaborado por: Ing. Vinicio Melo
41
3.3.5 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO PISTÓN
El diseño de las bombas de fondo es exclusivo de cada fabricante, siendo las marcas más
conocidas y las que actualmente se utilizan en Petroproducción las mencionadas a
continuación:
GUIBERSON
NATIONAL OIL MASTER
KOBE
OILWELL HYDRAULICS INC. (OHI).
42
TABLA 3.2 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES – GUIBERSON
Bomba
Desplazamiento
P/E
Máxima velocidad de régimen (embolada/min) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
Powerlift I TP 2 3/8 in.
2 x 1 5/8 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35
2 x 1 5/8 x 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35
2 x 1 5/8 x 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35
2 x 1 5/8 x 1 1/2 11.96 14.04 478 561 1039 1.16 40
2 x 1 5/8 x 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35
2 x 1 5/8 x 1 5/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.36 40
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 2 x 1 1/16 8.69 30.77 191 678 869 0.32 22
2 1/2 x 2 x 1 1/4 12.02 30.77 264 678 942 0.44 22
2 1/2 x 2 x 1 1/2 17.30 30.77 467 831 1298 0.68 27
2 1/2 x 2 x 1 5/8 20.30 30.77 547 831 1378 0.80 27
2 1/2 x 2 x 1 3/4 23.56 30.77 636 831 1467 0.93 27
2 1/2 x 2 x 1 3/4 23.56 30.77 825 1078 1902 1.06 35
2 1/2 x 2 x 2 30.77 30.77 831 831 1662 1.21 27
2 1/2 x 2 x 2 30.77 30.77 1,077 1077 2154 1.36 35
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35
2 1/2 x 1 5/8 x 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/16 8.69 20.32 235 548 782 0.52 27
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/4 12.02 20.32 325 548 873 0.72 27
2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/2 17.31 20.32 467 548 1015 1.03 27
2 1/2 x 1 5/8 x 1 5/8 20.32 20.32 549 548 1095 1.21 27
TP 3 1/2 in.
3 x 2 1/2 x 1 3/4 21.42 43.71 643 1311 1954 0.59 30
3 x 2 1/2 x 2 27.98 43.71 840 1311 2151 0.78 30
3 x 2 1/2 x 2 1/4 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.98 30
3 x 2 1/2 x 2 1/2 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.21 30
Powerlift II
TP 2 3/8 in.
2 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35
2 x 1 ¼ 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35
2 x 1 9/16 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1 1/4 11.96 14.04 478 561 1040 1.16 40
2 1/2 x 2 1/2 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35
2 1/2 x 1 7/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.36 40
Fuente: WEATHERFORD
Elaborado por: Elvia Rea
43
TABLA 3.3 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIRPOCANTES - NATIONAL OIL
MASTER
Bomba
Desplazamiento P/E
Máxima velocidad de régimen (embolada/min)
BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
Tipo F,FE,FEB
TP 2 3/8 in.
F201311 3.0 4.2 204 286 490 0.71 68
F201313 4.2 4.2 286 286 572 1.00 68
F201611 3.0 6.4 204 435 639 0.47 68
F201613 4.2 6.4 286 435 721 0.66 68
FEB201613 6.2 9.4 340 517 857 0.66 55
FEB201616 9.4 9.4 517 517 1034 1.00 55
TP 2 7/8 in.
F251611 3.3 7.0 214 455 669 0.47 65
F251613 4.6 7.0 299 455 754 0.66 65
F251616 7.0 7.0 455 455 910 1.00 65
FE251613 6.6 10 350 530 880 0.66 53
FE251616 10 10 530 530 1060 1 53
FE252011 4.95 16.5 252 843 1095 0.30 51
FE252013 6.98 16.5 355 843 1198 0.42 51
FE252016 10.6 16.5 540 843 1382 0.64 51
Tipo V
TP 2 7/8 in.
V-25-11-063 6.31 10 1073 1700 2773 0.63 170
V-25-21-075 6.31 8.38 1174 1559 2733 0.75 186
V-25-11-095 6.31 6.66 1300 1371 2671 0.95 206
V-25-11-118 6.31 5.33 1420 1199 2619 1.18 225
Tipo 220 TP 2 3/8 in.
330-201612 5.45 8.94 546 894 1440 0.63 100
530-201615 7.86 8.94 786 894 1680 0.89 100
TP 2 7/8 in.
348-252012 8.73 22.35 629 1609 2238 0.40 72
348-252015 12.57 22.35 905 1609 2514 0.57 72
548-252017 17.11 22.35 1232 1609 2841 0.78 72
548-252019 20.17 22.35 1452 1609 3061 0.93 72
TP 3 1/2 in.
548-302419 20.17 32.18 1452 2317 3769 0.643 72
548-302420 22.65 37.31 1634 2685 4319 0.624 72
548-302422 28.7 32.18 2063 2317 4380 0.914 72
548-302423 34.96 37.31 2517 2686 5203 0.961 72
Fuente: WEATHERFORD
Elaborado por: Elvia Rea
44
TABLA 3.4 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS reciprocantes – KOBE Pag.1
Bomba
Desplazamiento
P/E
Máxima velocidad de régimen (embolada/min)
BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
Tipo A
TP 2 3/8 in.
2 x 13/16 - 13/16 1.15 1.2 139 145 284 1 121
2 x 1 - 13/16 1.15 2.15 139 260 399 0.545 121
2 x 1 – 1 2.10 2.15 255 260 515 1.000 121
2 x 1 - 13/16 3.25 2.15 393 260 653 1.546 121
2 x 1 3/16 - 13/16 1.15 3.30 139 399 538 0.353 121
2 x 1 3/16 – 1 2.10 3.30 255 399 654 0.647 121
2 x 1 3/16 - 1 3/16 3.25 3.30 393 399 792 1.000 121
2 x 1 3/16 - 1 x 1 4.20 3.30 508 399 907 1.290 121
2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 1 5.35 3.30 647 399 1046 1.647 121
2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 13/16 6.50 3.30 787 399 1186 2.000 121
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1 – 1 2.56 2.66 256 266 522 1 100
2 1/2 x 1 1/4 – 1 2.56 5.02 256 502 758 0.520 100
2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/8 3.67 5.02 367 502 868 0.746 100
2 1/2 x 1 1/4 - 1 ¼ 4.92 5.02 492 502 994 1.000 100
2 1/2 x 1 1/4 -1 7/16 7.03 5.02 703 502 1205 1.431 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/8 3.67 7.13 367 713 1080 0.522 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 ¼ 4.92 7.13 492 713 1205 0.700 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 7.03 7.13 703 713 1416 1.000 100
2 1/2 x 1 1/2 - 1 ½ 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 ¼ 4.92 9.27 492 927 1419 0.521 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 7/16 7.03 9.27 703 927 1630 0.770 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 ½ 7.45 9.27 745 927 1672 0.820 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 9.09 9.27 909 927 1836 1.000 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 1/4 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 ¼ 11.95 7.13 1195 713 1908 1.701 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 7/16
14.06 7.13 1406 713 2119 2.000 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 x 1 5/8 18.18 9.27 1818 927 2745 2.000 100
TP 3 1/2 in.
3 x 1 1/2 - 1 ¼ 5.59 9.61 486 836 1322 0.592 87
3 x 1 1/2 - 1 3/8 7.43 9.61 646 836 1482 0.787 87
3 x 1 1/2 - 1 ½ 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87
3 x 1 1/2 - 1 ¾ 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87
3 x 1 3/4 - 1 ½ 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87
3 x 1 3/4 - 1 ¾ 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87
3 x 2 - 1 ¾ 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87
3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 ¼ 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87
3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 ½ 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87
3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ½ 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87
3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ¾ 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87
TP 4 1/2 in.
4 x 2 - 1 ¾ 14.40 21.44 1109 1651 2760 0.687 77
4 x 2 – 2 21.00 21.44 1617 1651 3268 1.000 77
4 x 2 - 2 3/8 32.50 21.44 2503 1651 4154 1.541 77
4 x 2 3/8 - 2 21.00 32.94 1617 2536 4153 0.649 77
4 x 2 3/8 - 2 3/8 32.60 32.94 2503 2536 5039 1.000 77
4 x 2 3/8 - 2 x 1 3/4 35.40 32.94 2726 2536 5262 1.094 77
4 x 2 3/8 - 2 x 2 42.00 32.94 3234 2536 5770 1.299 77
45
Continuación de la tabla 3.4
Pag.2
Bomba
Desplazamiento
P/E
Máxima
velocidad de
régimen
(embolada/min)
BPD por SPM A velocidades de régimen
(BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 53.50 32.94 4120 2536 6656 1.650 77
4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 3/8 65.00 32.94 5005 2536 7541 2.000 77
Tipo B
TP 2 3/8 in.
2 x 1 3/8 - 1 3/16 3.15 4.54 381 549 930 0.700 121
2 x 1 3/8 - 1 3/8 4.50 4.54 544 549 1093 1.000 121
2 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 4.54 750 549 1299 1.380 121
2 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 4.54 914 549 1463 1.680 121
2 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 4.54 1076 549 1625 1.980 121
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100
2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 10.86 10.96 1086 1096 2182 1.000 100
2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 10.96 1452 1096 2548 1.336 100
2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 10.96 1794 1096 2890 1.652 100
2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 10.96 2136 1096 3232 1.957 100
TP 3 1/2 in.
3 x 2 1/8 - 1 7/8 15.96 21.75 1388 1892 3280 0.740 87
3 x 2 1/8 - 2 1/8 21.55 21.75 1875 1892 3767 1.000 87
3 x 2 1/8 - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 21.75 2727 1892 4619 1.454 87
3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 21.75 3214 1892 5106 1.714 87
3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 21.75 3700 1892 5592 1.974 87
Tipo D
TP 2 3/8 in.
2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 4.50 7.79 544 943 1487 0.581 121
2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16
6.21 7.79 751 943 1694 0.802 121
2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16
7.55 7.79 914 943 1857 0.976 121
2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/8
8.90 7.79 1076 943 2019 1.150 121
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 1/2 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100
2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 10.86 17.99 1086 1799 2885 0.608 100
2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 ½
14.52 17.99 1452 1799 3251 0.813 100
2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2
17.94 17.99 1794 1799 3593 0.976 100
2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4
21.36 17.99 2136 1799 3935 1.196 100
TP 3 1/2 in.
3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 1 7/8 15.96 35.74 1388 3109 4497 0.449 87
3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 21.55 35.74 1874 3109 4983 0.606 87
46
Continuación de la Tabla 3.4
Pag.3
Bomba
Desplazamiento
P/E
Máxima velocidad de régimen (embolada/min)
BPD por SPM A velocidad de regimen (BPD)
Bomba
Motor
Bomba Motor Total
3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8
36.94 35.74 3213 3109 6322 1.039 87
3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8
42.53 35.74 3700 3109 6809 1.197 87
Tipo E
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1 3/4 40.63 35.45 2400 2092 4491 1.146 59
TP 3 1/2 in.
3 x 2 1/8 71.70 62.77 4007 3515 7522 1.142 56
Fuente: WEATHERFORD
Elaborado por: Elvia Rea
47
TABLA 3.5 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES - OILWELL
HYDRADULICS INC.
Pag.1
Bomba
Desplazamiento
P/E
Máxima velocidad de régimen (embolada/min)
BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
Tipo AM
TP 2 3/8 in.
2 x 13/16 - 13/16 1.15 1.2 139 145 284 1 121
2 x 1 - 13/16 1.15 2.15 139 260 399 0.545 121
2 x 1 – 1 2.10 2.15 255 260 515 1.000 121
2 x 1 - 13/16 3.25 2.15 393 260 653 1.546 121
2 x 1 3/16 - 13/16 1.15 3.30 139 399 538 0.353 121
2 x 1 3/16 – 1 2.10 3.30 255 399 654 0.647 121
2 x 1 3/16 - 1 3/16 3.25 3.30 393 399 792 1.000 121
2 x 1 3/16 - 1 x 1 4.20 3.30 508 399 907 1.290 121
2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 1 5.35 3.30 647 399 1046 1.647 121
2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 13/16 6.50 3.30 787 399 1186 2.000 121
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1 – 1 2.56 2.66 256 266 522 1 100
2 1/2 x 1 1/4 - 1 2.56 5.02 256 502 758 0.520 100
2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/8 3.67 5.02 367 502 868 0.746 100
2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/4 4.92 5.02 492 502 994 1.000 100
2 1/2 x 1 1/4 -1 7/16 7.03 5.02 703 502 1205 1.431 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/8 3.67 7.13 367 713 1080 0.522 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 4.92 7.13 492 713 1205 0.700 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 7.03 7.13 703 713 1416 1.000 100
2 1/2 x 1 1/2 - 1 1/2 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 4.92 9.27 492 927 1419 0.521 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 7/16 7.03 9.27 703 927 1630 0.770 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 7.45 9.27 745 927 1672 0.820 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 9.09 9.27 909 927 1836 1.000 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 ¼ 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 ¼ 11.95 7.13 1195 713 1908 1.701 100
2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 7.13 1406 713 2119 2.000 100
2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 x 1 5/8 18.18 9.27 1818 927 2745 2.000 100
TP 3 1/2 in.
3 x 1 1/2 - 1 1/4 5.59 9.61 486 836 1322 0.592 87
3 x 1 1/2 - 1 3/8 7.43 9.61 646 836 1482 0.787 87
3 x 1 1/2 - 1 1/2 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87
3 x 1 1/2 - 1 3/4 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87
3 x 1 3/4 - 1 1/2 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87
3 x 1 3/4 - 1 3/4 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87
3 x 2 - 1 ¾ 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87
3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 1/4 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87
3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87
3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87
3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87
TP 4 1/2 in.
48
Continuación de la Tabla 3.5
Pag.2
Bomba
Desplazamiento
P/E Máxima velocidad de régimen (embolada/min)
BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
4 x 2 - 1 ¾ 14.40 21.44 1109 1651 2760 0.687 77
4 x 2 – 2 21.00 21.44 1617 1651 3268 1.000 77
4 x 2 - 2 3/8 32.50 21.44 2503 1651 4154 1.541 77
4 x 2 3/8 – 2 21.00 32.94 1617 2536 4153 0.649 77
4 x 2 3/8 - 2 3/8 32.60 32.94 2503 2536 5039 1.000 77
4 x 2 3/8 - 2 x 1 3/4 35.40 32.94 2726 2536 5262 1.094 77
4 x 2 3/8 - 2 x 2 42.00 32.94 3234 2536 5770 1.299 77
4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 53.50 32.94 4120 2536 6656 1.650 77
4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 3/8 65.00 32.94 5005 2536 7541 2.000 77
Tipo BM
TP 2 3/8 in.
2 BM - 1 3/16 3.15 4.54 381 549 930 0.700 121
2 BM - 1 3/8 4.50 4.54 544 549 1093 1.000 121
2 BM - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 4.54 750 549 1299 1.380 121
2 BM - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 4.54 914 549 1463 1.680 121
2 BM - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 4.54 1076 549 1625 1.980 121
TP 2 7/8 in.
2 1/2 BM - 1 1/2 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100
2 1/2 BM - 1 3/4 10.86 10.96 1086 1096 2182 1.000 100
2 1/2 BM - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 10.96 1452 1096 2548 1.336 100
2 1/2 BM - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 10.96 1794 1096 2890 1.652 100
2 1/2 BM - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 10.96 2136 1096 3232 1.957 100
TP 3 1/2 in.
3 BM - 1 7/8 15.96 21.75 1388 1892 3280 0.740 87
3 BM - 2 1/8 21.55 21.75 1875 1892 3767 1.000 87
3 BM - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 21.75 2727 1892 4619 1.454 87
3 BM - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 21.75 3214 1892 5106 1.714 87
3 BM - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 21.75 3700 1892 5592 1.974 87
Tipo DM
TP 2 3/8 in.
2 DM- 1 3/16 3.15 7.79 381 943 1324 0.407 121
2 DM - 1 3/8 4.50 7.79 544 943 1487 0.581 121
2 DM - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 7.79 751 943 1694 0.802 121
2 DM - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 7.79 914 943 1857 0.976 121
2 DM - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 7.79 1076 943 2019 1.150 121
TP 2 7/8 in.
2 1/2 DM - 1 1/2 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100
2 1/2 DM - 1 3/4 10.86 17.99 1086 1799 2885 0.608 100
2 1/2 DM - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 17.99 1452 1799 3251 0.813 100
2 1/2 DM - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 17.99 1794 1799 3593 0.976 100
2 1/2 DM - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 17.99 2136 1799 3935 1.196 100
TP 3 1/2 in.
3 DM - 1 7/8 15.96 35.74 1388 3109 4497 0.449 87
3 DM - 2 1/8 21.55 35.74 1875 3109 4984 0.606 87
49
Continuacion de la Tabla 3.5 Pag.3
Bomba
Desplazamiento
P/E Máxima velocidad de régimen (embolada/min)
BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
3 DM - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 35.74 2727 3109 5836 0.882 87
3 DM - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 35.74 3214 3109 6323 1.039 87
3 DM - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 35.74 3,700 3109 6809 1.197 87
Tipo E
TP 2 3/8 in.
2 x 1 3/8 20.27 17.59 1317 1143 2460 1.152 65
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1 ¾ 40.63 34.45 2400 2032 4432 1.146 59
TP 3 1/2 in.
3 x 2 1/8 71.70 62.77 4007 3515 7522 1.142 56
TP 4 1/2 in.
4 x 2 7/8 184.9 162.53 8135 7151 15286 1.137 44
Tipo ALP
TP 2 3/8 in.
2 - 13/16 1.15 6.26 139 757 896 0.184 121
2 - 7/8 1.4 6.26 175 757 932 0.232 121
2 – 1 2.10 6.26 255 757 1012 0.338 121
2 - 1 13/16 3.25 6.26 393 757 1150 0.522 121
2 - 1 x 1 4.2 6.26 508 757 1265 0.675 121
2 - 13/16 x 1 5.35 6.26 647 757 1404 0.859 121
2 - 1 3/16 x 1 3/16 6.5 6.26 787 757 1544 1.043 121
TP 2 7/8 in.
2 1/2 - 1 2.56 14.46 256 1446 1702 0.178 100
2 1/2 - 1 1/8 3.67 14.46 367 1446 1813 0.256 100
2 1/2 - 1 ¼ 4.92 14.46 492 1446 1938 0.342 100
2 1/2 - 1 7/16 7.03 14.46 703 1446 2149 0.489 100
2 1/2 -1 ½ 7.45 14.46 745 1446 2191 0.543 100
2 1/2 - 1 5/8 9.44 14.46 944 1446 2390 0.657 100
2 1/2 - 1 1/4 - 1 1/4 9.84 14.46 984 1446 2430 0.685 100
2 1/2 - 1 7/16 x 1 1/4 11.95 14.46 1195 1446 2641 0.832 100
2 1/2 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 14.46 1406 1446 2852 0.979 100
2 1/2 - 1 5/8 x 1 5/8 18.88 14.46 1888 1446 3334 1.315 100
TP 3 1/2 in.
3 - 1 ¼ 5.59 26.79 486 2331 2817 0.21 87
3 - 1 3/8 7.43 26.79 646 2331 2977 0.279 87
3 - 1 ½ 9.44 26.79 821 2331 3152 0.354 87
3 - 1 ¾ 14.00 26.79 1218 2331 3549 0.525 87
3 - 1 1/4 x 1 1/4 11.18 26.79 973 2331 3304 0.42 87
3 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 26.79 1643 2331 3974 0.708 87
3 - 1 3/4 x 1 1/2 23.44 26.79 2039 2331 4370 0.879 87
3 - 1 3/4 x 1 3/4 28.4 26.79 2436 2331 4767 1.049 87
Tipo M
TP 2 3/8 in.
50
Continuación de la Tabla 3.5
Pag.4
Bomba
Desplazamiento
P/E Máxima velocidad de régimen (embolada/min)
BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
2 x 2 3/8 – 1 2.1 8.4 254 1016 1270 0.25 121
2 x 2 3/8 - 1 3/16 3.25 8.4 393 1016 1409 0.386 121
2 x 2 3/8 - 1 x 1 4.2 8.4 508 1016 1524 0.5 121
2 x 2 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 6.5 8.4 787 1016 1803 0.77 121
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 3 - 1 1/2 7.45 14.9 745 1490 2235 0.5 100
2 1/2 x 3 - 1 5/8 9.09 14.9 909 1490 2399 0.61 100
2 1/2 x 3 - 1 1/4 x 1 1/4 9.84 14.9 984 1490 2474 0.66 100
2 1/2 x 3 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 14.9 1406 1490 2896 0.943 100
TP 3 1/2 in.
3 x 3 3/4 - 1 3/4 14 31.98 1218 2782 4000 0.44 87
3 x 3 3/4 - 1 7/8 15.96 31.98 1388 2782 4170 0.5 87
3 x 3 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 31.98 1643 2782 4425 0.59 87
3 x 3 3/4 - 1 1/2 x 1 3/4 23.44 31.98 2039 2782 4821 0.73 87
3 x 3 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 28 31.98 2436 2782 5218 0.875 87
3 x 3 3/4 - 1 7/8 x 1 7/8 31.92 31.98 2777 2782 5559 0.998 87
PL I
TP 2 3/8 in.
2 x 1 5/8 - 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.522 35
2 x 1 5/8 - 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35
2 x 1 5/8 - 1 1/2 11.96 14.03 478 561 1039 1.168 40
2 x 1 5/8 - 1 5/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.37 40
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 2 - 1 1/4 12.02 30.77 264 678 942 0.443 22
2 1/2 x 2 - 1 1/2 17.30 30.77 467 831 1298 0.684 27
2 1/2 x 2 - 1 5/8 20.30 30.77 547 831 1378 0.803 27
2 1/2 x 2 - 1 3/4 23.56 30.77 825 1078 1902 1.064 35
2 1/2 x 2 – 2 30.77 30.77 1077 1077 2154 1.389 35
2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.522 35
2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35
2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.039 35
2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.22 35
2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/16 8.69 20.32 235 548 782 0.522 27
2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 12.02 20.32 325 548 873 0.722 27
2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 17.31 20.32 467 548 1015 1.04 27
2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 20.32 20.32 549 548 1095 1.22 27
TP 3 1/2 in.
3 x 2 1/2 - 1 3/4 21.42 43.71 643 1311 1954 0.598 30
3 x 2 1/2 – 2 27.98 43.71 840 1311 2151 0.78 30
3 x 2 1/2 - 2 1/4 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.988 30
3 x 2 1/2 - 2 1/2 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.22 30
PL II
TP 2 3/8 in.
2 x 1.572 - 1 1/16 5.53 12.1 597 1307 1904 0.525 108
51
Continuación de la Tabla 3.5
Pag.5
Bomba
Desplazamiento
P/E Máxima velocidad de regimen (embolada/min)
BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)
Bomba Motor Bomba Motor Total
2 x 1.572 - 1 1/4 7.65 12.1 826 1307 2133 0.726 108
2 x 1.572 - 1.572 30 26.35 1560 1370 2930 1.147 52
TP 2 7/8 in.
2 1/2 x 1.885 - 1 1/4 8.74 17.69 918 1857 1040 0.503 105
2 1/2 x 1.885 - 2 1/2 12.59 17.69 1322 1857 1056 0.725 105
2 1/2 x 1.885 - 1.885 50 43.97 2500 2199 1122 1.146 50
Fuente: WEATHERFORD
Elaborado por: Elvia Rea
52
3.4 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
Estas bombas son un equipo hidrodinámico y operan, principalmente, a través de la
transferencia de momento entre dos corrientes de fluido adyacentes. El fluido de potencia
de alta presión pasa a través de la boquilla o tobera, donde la energía potencial del fluido
(energía de presión) se transforma en energía cinética.
Luego está descarga un chorro en la cámara de entrada de los fluidos del pozo, la cual tiene
comunicación con la formación. En la cámara de mezclado cuyo diámetro es mayor al de la
tobera, se mezclan los fluidos del pozo con el fluido de potencia.
Los fluidos son conducidos a un difusor de área expandida, que convierte la energía
cinética remanecente en presiones estáticas suficiente para levantar los fluidos hasta la
superficie (cuando esta presión es mayor que la ejercida por la columna de fluidos en el
espacio anular, se establece el flujo hacia la superficie).
Las bombas jet constan de los siguientes componentes que pueden ser visualizados en la
Figura 3.14
Boquilla (Nozzle)
Garganta (Throat)
Difusor (Diffuser)
53
FIGURA 3.14 COMPONENTES DE UNA BOMBA TIPO JET
Fuente: SERTECPET
Elaborado por: SERTECPET
3.4.2 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
Las ventajas de este sistema de bombeo son innumerables, entre las que se pueden
mencionar:
Carencia de partes móviles, lo que la hace resistente a los fluidos corrosivos y
abrasivos
Sección de trabajo compacta compuesta por la tobera, la entrada a la cámara de
mezclado y el difusor, esto facilita su instalación.
Se adapta casi a cualquier profundidad en el pozo.
Se pueden obtener tasas más grandes que con un bombeo hidráulico convencional
con el mismo diámetro de tubería.
Puede ser utilizado en pozos desviados, direccionales y sitios inaccesibles.
54
Flexibilidad en la tasa de producción.
Las bombas de subsuelo pueden ser circuladas o recuperadas hidráulicamente.
Es fácilmente optimizada cambiando el tamaño de la boquilla y la garganta.
Apropiadas para instalación de medidores de presión de fondo debido a su baja
vibración.
Puede manejar bajas concentraciones de arena, CO2, H2S.
Se adapta a todos los ensamblajes de fondo del bombeo hidráulico tiene alta
capacidad y puede manejar el gas libre del pozo.
3.4.3 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
Entre las limitaciones de este tipo de bombeo tenemos:
Se necesita una presión de succión relativamente alta para evitar la cavitación, en la
entrada de la garganta
Su eficiencia es menor que la de los equipos de desplazamiento positivo, por lo cual
necesita mayor potencia.
3.4.4 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
La bomba Jet es el componente principal de la completación de fondo.
Estas se subdividen en bombas de circulación convencional y de circulación inversa o
reversa, dependiendo de la forma como se inyecta el fluido motriz y la manera como se
realiza la producción.
Bomba con circulación convencional: el fluido motriz es inyectado por la tubería de
producción y se produce por el espacio anular Tubing – Casing.
55
Bomba con circulación inversa: la inyección se da por el espacio anular y la
producción se realiza por el Tubing.
3.4.5 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET
El diseño básico de los fabricantes existentes es muy similar, la principal diferencia es la
forma en que los fluidos son circulados dentro y fuera de la sección de trabajo.
Considerando los pozos de Petroproducción estos trabajan con bombas jet de geometrías de
las siguientes marcas:
KOBE
NATIONAL OIL MASTER
GUIBERSON
CLAW
PARKER Co
OILWELL HYDRAULICS INC.
En la Figura 3.15 y Figura 3.16 se presenta la bomba Jet Claw Convencional y Jet Claw
Reversa respectivamente.
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FIGURA 3.15 BOMBA JET CLAW CONVENCIONAL
Fuente: SERTECPET
Elaborado por: SERTECPET
FIGURA 3.16 BOMBA JET CLAW REVERSA
Fuente: SERTECPET
Elaborado por: SERTECPET
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TABLA3.6 BOMBAS TIPO JET
KOBE NATIONAL GUIBERSON CLAW
Boquilla Garganta Boquilla Garganta Boquilla Garganta Boquilla Garganta
No. Área
No. Área
No. Área
No. Área
No. Área
No. Área
No. Área
No. Área
1 0.0024 1
0.0060 1
0.0024 1
0.0064
DD
0.0016
000
0.0044 1
0.0018 A
0.0046
2 0.0031 2
0.0077 2
0.0031 2
0.0081
CC
0.0028 00
0.0071 2
0.0030 B
0.0072
3 0.0040 3
0.0100 3
0.0039 3
0.0104
BB
0.0038 0
0.0104 3
0.0038 C
0.0104
4 0.0052 4
0.0129 4
0.0050 4
0.0131 A
0.0055 1
0.0143 4
0.0054 D
0.0142
5 0.0067 5
0.0167 5
0.0064 5
0.0167
A+
0.0075 2
0.0189 5
0.0074 E
0.0187
6 0.0086 6
0.0215 6
0.0081 6
0.0212 B
0.0095 3
0.0241 6
0.0094 F
0.0239
7 0.0111 7
0.0278 7
0.0103 7
0.0271
B+
0.0109 4
0.0314 7
0.0108 G
0.0311
8 0.0144 8
0.0359 8
0.0131 8
0.0346 C
0.0123 5
0.038 8
0.0122 H
0.0376
9 0.0186 9
0.0464 9
0.0167 9
0.0441
C+
0.0149 6
0.0452 9
0.0148 I
0.0447
10 0.0240 10
0.0599 10
0.0212 10
0.0562 D
0.0177 7
0.0531 10
0.0175 J
0.0526