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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTADO DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA: INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO TÉCNICO PARA LA VALIDACIÓN DEL SISTEMA DE
ADMINISTRACIÓN, ALMACENAMIENTO, CONTABILIZACIÓN
Y ANÁLISIS DE DATOS DE PRODUCCIÓN DE CRUDO
“TOW/CS”, DE LA OPERADORA PETROAMAZONAS,
APLICADO A LAS CONDICIONES OPERATIVAS DE LOS
CAMPOS DE LA ZONA NORTE Y A LOS REQUERIMIENTOS
DE FISCALIZACIÓN DIARIA DE PRODUCCIÓN DE LA
AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL
HIDROCARBURÍFERO (ARCH), AÑO 2014-2015
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO DE PETRÓLEOS
JOAO ADRIÁN GUERRERO CEVALLOS
DIRECTOR: ING. EDWIN PLUAS
Quito, junio 2016
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016
Reservados todos los derechos de reproducción
i
DECLARACIÓN
Yo, JOAO ADRIÁN GUERRERO CEVALLOS, 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.
ii
iii
DEDICATORIA
El logro de esta meta y mis posteriores logros se los dedico a mis padres,
por su confianza, paciencia y apoyo incondicional sin los cuales no hubiera
conseguido alcanzarla. Ha sido un camino lleno de dificultades por lo que
este triunfo también se lo dedico a mis amigos, con quienes he recorrido
este camino, aunque más largo de lo esperado, se hizo mucho más fácil
gracias a ustedes.
iv
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 0503246340
APELLIDO Y NOMBRES: Guerrero Cevallos Joao Adrián
DIRECCIÓN: Calle Cuyabeno y Culebrillas, sector
Locoa, Latacunga.
EMAIL: Joao_guerrero1989@hotmail.com
TELÉFONO FIJO: (03)2233289
TELÉFONO MOVIL: 0969056068
DATOS DE LA OBRA
TITULO: Estudio técnico para la validación del
sistema de administración,
almacenamiento, contabilización y análisis
de datos de producción de crudo
“TOW/cs”, de la operadora
Petroamazonas, aplicado a las
condiciones operativas de los campos de
la zona norte y a los requerimientos de
fiscalización diaria de producción de la
agencia de regulación y control
hidrocarburífero (ARCH), año 2014-2015
AUTOR O AUTORES: Guerrero Cevallos Joao Adrián
FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO
DE TITULACIÓN:
24/06/2016
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN:
Ing. Edwin Plúas
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos
RESUMEN: Mínimo 250 palabras La herramienta de estación de trabajo de
campo, servidor de cliente (The Oilfield
Workstation/client server) “TOW/cs” es un
sistema de gestión para el suministro,
almacenamiento y análisis de datos de
producción. Este software tiene las
X
v
herramientas necesarias para manejar la
información crítica operacional en la
producción de hidrocarburos, de una
manera precisa y oportuna.
En el 2012 inició el proceso con el cual se
quiere validar al software TOW/cs para
Petroamazonas EP, quedando hasta el
inicio del presente proyecto muchos
pendientes.
Se empezó realizando una visita a campo
para conocer el procedimiento de ingreso,
validación de información y cierre de
producción en el sistema TOW/cs por
parte de los operadores y supervisores de
Petroamazonas EP. Se verificó que las
tablas de aforo de los tanques hayan sido
cargadas correctamente. Se ingresó al
sistema COGNOS para verificar que la
información cargada coincida con los
reportes en Excel, los mismos que son
aprobados por la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero ARCH.
Se verificó que las tasas de producción
asignadas a los pozos se encuentren
actualizadas en el sistema, comparando
con las tasas aprobadas por la Secretaría
de Hidrocarburos.
Finalmente se realizó un estudio para
conocer la variabilidad del Lease Factor,
factor que es utilizado por este software
para repartir la producción de un campo a
cada pozo, encontrándose diferencias
significativas las mismas que son
presentadas gráficamente.
PALABRAS CLAVES: Fiscalización, TOW/cs, COGNOS
ABSTRACT:
TOW/cs (The Oilfield Workstation / client
server) is a production data management
vi
system for the collection, storage and
analysis of production data. It has the
tools to maintain critical operational
information in an accurate and timely
manner.
At 2012, the process of TOW validation
started in the North Zone operated by
Petroamazonas EP.
The study began conducting a field visit to
know the procedure of entry and data
validation, and closing production in
TOW/cs system by operators and
supervisors of Petroamazonas EP. It was
verified that gauging tables tanks have
been loaded correctly.
By inspecting COGNOS system and
comparing its information with Excel
reports wich are legalized by ARCH.
It was checked that production rates were
updated by comparing TOW/cs data
versus approved data by Hydrocarbones
Secretary
Finally, it was done a study to realice the
variability of Lease Factor that is used to
distribute the field production to each well,
finding significant differences which are
presented graphically
KEYWORDS
Supervision, TOW/cs, COGNOS
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
vii
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, Guerrero Cevallos Joao Adrián , CI 0503246340 autor del proyecto
titulado: “ESTUDIO TÉCNICO PARA LA VALIDACIÓN DEL SISTEMA DE
ADMINISTRACIÓN, ALMACENAMIENTO, CONTABILIZACIÓN Y ANÁLISIS
DE DATOS DE PRODUCCIÓN DE CRUDO “TOW/CS”, DE LA
OPERADORA PETROAMAZONAS, APLICADO A LAS CONDICIONES
OPERATIVAS DE LOS CAMPOS DE LA ZONA NORTE Y A LOS
REQUERIMIENTOS DE FISCALIZACIÓN DIARIA DE PRODUCCIÓN DE LA
AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL HIDROCARBURÍFERO (ARCH),
AÑO 2014-2015” previo a la obtención del título de Ingeniera de Petróleos en
la Universidad Tecnológica Equinoccial.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las
Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo 144 de
la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la SENESCYT en
formato digital una copia del referido trabajo de graduación para que sea
integrado al Sistema Nacional de información de la Educación Superior del
Ecuador para su difusión pública respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial a
tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito de
generar un Repositorio que democratice la información, respetando las
políticas de propiedad intelectual vigentes.
Quito, 27 de junio del 2016.
viii
ÍNDICE GENERAL
DECLARACIÓN ............................................................................................. i
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO ...................................... iv
ÍNDICE GENERAL ..................................................................................... viii
ÍNDICE DE GRÁFICOS ................................................................................ xi
INDICE DE TABLAS .................................................................................. xiii
RESUMEN .................................................................................................. xiv
CAPÍTULO I................................................................................................ xvi
INTRODUCCIÓN ........................................................................................ xvi
CAPÍTULO II .................................................................................................. 1
MARCO TEÓRICO ........................................................................................ 1
2.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA ZONA DE ESTUDIO ................ 1
2.1.1 ÁREA LAGO AGRIO (BLOQUE 56) ............................................. 1
2.1.1.1 Lago Agrio ............................................................................ 1
2.1.1.2 Parahuacu ............................................................................ 1
2.1.1.3 Guanta-Dureno ..................................................................... 2
2.1.2 ÁREA SHUSHUFINDI (BLOQUE 57) ........................................... 4
2.1.2.1 Shushufindi-Aguarico ............................................................ 4
2.1.2.2 Drago .................................................................................... 4
2.1.3 ÁREA LIBERTADOR (BLOQUE 57) ............................................ 6
2.1.3.1 Araza .................................................................................... 6
2.1.3.2 Atacapi .................................................................................. 7
2.1.3.3 Frontera ................................................................................ 7
2.1.3.4 Pacayacu .............................................................................. 7
2.1.3.5 Pichincha .............................................................................. 8
2.1.3.6 Secoya .................................................................................. 8
2.1.3.7 Shuara .................................................................................. 8
2.1.3.8 Shushuqui ............................................................................. 9
2.1.3.9 Tapi- Tetete........................................................................... 9
2.1.4 ÁREA CUYABENO (BLOQUE 58) ............................................. 11
2.1.4.1 Cuyabeno – Sansahuari ..................................................... 11
2.1.4.2 Blanca ................................................................................. 12
2.1.4.3 Vinita ................................................................................... 12
2.1.4.4 Tipishca .............................................................................. 12
2.1.4.5 VHR .................................................................................... 13
2.2 ANTECEDENTES ......................................................................... 15
ix
2.3 SISTEMA TOW C/S ...................................................................... 28
2.3.1 PERSONAL INVOLUCRADO EN EL MANEJO DEL SOFTWARE
TOW/CS ............................................................................................... 29
2.3.2 FLUJOS DE DATOS Y REPORTES .......................................... 29
2.3.2.1 Flujo actual (Cierre diario de producción) ........................... 29
2.3.2.2 Procedimiento de cambios de información de producción
luego del cierre diario. ....................................................................... 31
2.3.2.3 Procedimiento de cambios de estados de pozos ................ 32
2.3.2.4 Diccionario de datos ........................................................... 35
2.3.3 PROCEDIMIENTO DE INGRESO DE DATOS EN EL SISTEMA
TOW/CS ............................................................................................... 36
2.3.3.1 Tanques .............................................................................. 40
2.3.3.2 Liquid Meters ...................................................................... 42
2.3.3.3 Pruebas de pozo ................................................................. 43
2.3.3.4 Paradas de pozo ................................................................. 45
2.3.3.5 Inyección de agua ............................................................... 48
2.3.3.6 Validación diaria de datos ................................................... 49
2.3.3.7 Gráficos .............................................................................. 50
2.3.4 FACTOR DE REDISTRIBUCIÓN DE PRODUCCIÓN LEASE
FACTOR ............................................................................................... 51
2.3.4.1 Configuración de los Campos/Estaciones de la Zona Norte 52
CAPÍTULO III ............................................................................................... 61
METODOLOGÍA .......................................................................................... 61
3.1 DETERMINACIÓN DE VARIABILIDAD DEL LEASE FACTOR ... 61
3.1.1 BLOQUE 56 LAGO AGRIO ........................................................ 62
3.1.2 BLOQUE 57 LIBERTADOR ....................................................... 64
3.1.3 BLOQUE 58 CUYABENO .......................................................... 69
CAPÍTULO IV .............................................................................................. 71
RESULTADOS ............................................................................................ 71
4.1. BLOQUE 56 (LAGO AGRIO) ........................................................ 71
4.1.1 TABLAS DE AFORO APROBADAS POR ARCH CARGADAS . 71
4.1.2 TASAS DE POZOS ACTUALIZADAS ........................................ 72
4.2 BLOQUE 57 (LIBERTADOR) ....................................................... 74
4.2.1 TABLAS DE AFORO APROBADAS POR ARCH CARGADAS . 74
4.2.2 TASAS DE POZOS ACTUALIZADAS ........................................ 75
4.3 BLOQUE 57 (SHUSHUFINDI) ...................................................... 77
4.3.1 TABLAS DE AFORO APROBADAS POR ARCH CARGADAS . 77
4.3.2 TASAS DE POZOS ACTUALIZADAS ........................................ 78
4.4 BLOQUE 58 (CUYABENO) .......................................................... 81
x
4.4.1 TABLAS DE AFORO APROBADAS POR ARCH CARGADAS . 81
4.4.2 TASAS DE POZOS ACTUALIZADAS ........................................ 83
CAPÍTULO V ............................................................................................... 87
CONCLUSIONES ........................................................................................ 87
RECOMENDACIONES ................................................................................ 89
GLOSARIO .............................................................................................. 91
BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................... 93
ANEXOS .................................................................................................. 94
xi
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Figura 1: Mapa Zona Petrolera Ecuador ........................................................ 2
Figura 2: Mapa Zona Norte, Bloque 56 .......................................................... 3
Figura 3: Mapa Zona Norte, Bloque 57 Shushufindi ...................................... 5
Figura 4: Mapa Zona Norte, Bloque 57 Libertador ....................................... 10
Figura 5: Mapa Zona Norte, Bloque 58 Cuyabeno ....................................... 13
Figura 6: Flujo de cierre diario de producción de petróleo ........................... 33
Figura 7: Cambios en información de producción luego del cierre diario ..... 34
Figura 8: CITRIX, página de inicio TOW/cs ................................................. 36
Figura 9: Archivo de seguridad, inicio TOW/cs ............................................ 36
Figura 10: Ingreso de usuario TOW/cs ........................................................ 37
Figura 11 : Selección “Route Name” TOW/cs .............................................. 37
Figura 12: Selección Estación TOW/cs ........................................................ 38
Figura 13: Pantalla medidores, TOW/cs ...................................................... 39
Figura 14: Ingreso de datos, medidores, TOW/cs ........................................ 39
Figura 15: Método de cálculo manual, TOW/cs ........................................... 40
Figura 16: Ingreso manual de datos de tanques .......................................... 40
Figura 17: Método de cálculo automático, TOW/cs ..................................... 41
Figura 18: Ingreso de datos de tanques, run tickets,TOW/cs ...................... 41
Figura 19: Ingreso de datos de tanques ...................................................... 42
Figura 20: Ingreso de datos de tanques ...................................................... 42
Figura 21: Ingreso de datos de tanques ...................................................... 44
Figura 22: Ingreso de datos BES ................................................................. 44
Figura 23: Ingreso de datos Bombeo Hidráulico .......................................... 45
Figura 24: Paradas de pozos, modo grilla ................................................... 46
Figura 25: Paradas de pozos, modo pantalla .............................................. 46
Figura 26: Pérdidas asociadas..................................................................... 47
Figura 27: Pérdidas asociadas..................................................................... 47
Figura 28: Ingreso datos de inyección de agua ........................................... 48
Figura 29: Datos de volumen inyección de agua ......................................... 48
Figura 30: Validación de datos, selección de reporte .................................. 49
Figura 31: Validación de datos, selección de estación ................................ 49
Figura 32: Ejemplo de gráficos TOW/cs ...................................................... 50
Figura 33: Distribución Estaciones Bloque 56 ............................................. 53
Figura 34: Distribución Estaciones Bloque 57 Shushufindi .......................... 55
Figura 35: Distribución Estaciones Bloque 57 Libertador ............................ 57
Figura 36: Pozos que van a otras estaciones .............................................. 57
Figura 37: Distribución Estaciones Bloque 58 Cuyabeno ............................ 59
Figura 38: Variabilidad Lease Factor Lago Central. Marzo 2015 ................. 73
xii
Figura 39: Variabilidad Lease Factor Tetete. Diciembre 2014 ..................... 76
Figura 40: Variabilidad LS Factor Tetete, Marzo 2015 ................................. 76
Figura 41: Ingreso de API y Temperatura observada, TOW/cs ................... 80
Figura 42: Variabilidad LS Factor Vinita, Marzo 2015 .................................. 84
Figura 43: Comparación resultados de volumen en aforo del tanque ETK
Secoya TOW/cs vs Calculado...................................................................... 85
Figura 44: Tabla de aforo Secoya ETK ........................................................ 86
xiii
INDICE DE TABLAS
Tabla 1: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 56 Lago Agrio. Mayo 2015
....................................................................................................................... 3
Tabla 2: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 57, Shushufindi. Mayo
2015 ............................................................................................................... 6
Tabla 3: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 57, Libertador. Mayo 2015
..................................................................................................................... 11
Tabla 4: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 58, Cuyabeno. Mayo 2015
..................................................................................................................... 14
Tabla 5: Diccionario de datos, Producción ................................................... 35
Tabla 6: Potenciales y producción campo Sansahuari ................................ 51
Tabla 7: Producción y potencial pozo SNS-005TS ...................................... 52
Tabla 8: Cálculo variabilidad LS Factor Lago Central, Marzo 2015 ............. 62
Tabla 9: Cálculo variabilidad LS Factor Lago Central, Marzo 2015 ............. 63
Tabla 10: Cálculo variabilidad LS Factor Tetete, Diciembre 2014 ............... 64
Tabla 11: Cálculo variabilidad LS Factor Tetete, Diciembre 2014 ............... 65
Tabla 12: Producción y potenciales Tetete, 24 Diciembre 2014 .................. 65
Tabla 13: Pérdidas de producción Tetete, 24 Diciembre 2014 .................... 66
Tabla 14: Cálculo variabilidad LS Factor Tetete, Marzo 2015 ..................... 67
Tabla 15: Cálculo variabilidad LS Factor Tetete, Marzo 2015 ..................... 68
Tabla 16: Producción y potenciales Tetete, 13 de marzo 2015 ................... 68
Tabla 17: Cálculo variabilidad LS Factor Vinita, Marzo 2015 ....................... 69
Tabla 18: Cálculo variabilidad LS Factor Vinita, Marzo 2015 ....................... 70
Tabla 19: Tanques Bloque 56 Lago Agrio. Enero 2015 ............................... 71
Tabla 20: Pozos sin tasa Bloque 56 Lago Agrio. Enero 2015 ...................... 72
Tabla 21: Tanques Bloque 57, Libertador. Enero 2015 ............................... 74
Tabla 22: Pozos sin tasa Bloque 57, Libertador. Enero 2015 ...................... 75
Tabla 23: Tanques Bloque 57, Shushufindi ................................................. 77
Tabla 24: Pozos sin tasa Shushufindi, Enero 2015 ...................................... 78
Tabla 25: Tanques Bloque 58, Cuyabeno .................................................... 81
Tabla 26: Pozos sin tasa Cuyabeno, Enero 2015 ........................................ 83
Tabla 27: Determinación del Volumen de Tanque ETK Secoya por Tablas de
Aforo ............................................................................................................ 86
xiv
RESUMEN
La herramienta de estación de trabajo de campo, servidor de cliente (The
Oilfield Workstation/client server) “TOW/cs” es un sistema de gestión para el
suministro, almacenamiento y análisis de datos de producción. Este software
tiene las herramientas necesarias para manejar la información crítica
operacional en la producción de hidrocarburos, de una manera precisa y
oportuna.
En el 2012 inició el proceso con el cual se quiere validar al software TOW/cs
para Petroamazonas EP, quedando hasta el inicio del presente proyecto
muchos pendientes.
Se empezó realizando una visita a campo para conocer el procedimiento de
ingreso, validación de información y cierre de producción en el sistema
TOW/cs por parte de los operadores y supervisores de Petroamazonas EP.
Se verificó que las tablas de aforo de los tanques hayan sido cargadas
correctamente. Se ingresó al sistema COGNOS para verificar que la
información cargada coincida con los reportes en Excel, los mismos que son
aprobados por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH.
Se verificó que las tasas de producción asignadas a los pozos se encuentren
actualizadas en el sistema, comparando con las tasas aprobadas por la
Secretaría de Hidrocarburos.
Finalmente se realizó un estudio para conocer la variabilidad del Lease
Factor, factor que es utilizado por este software para repartir la producción
de un campo a cada pozo, encontrándose diferencias significativas las
mismas que son presentadas gráficamente.
xv
ABSTRACT
TOW/cs (The Oilfield Workstation / client server) is a production data
management system for the collection, storage and analysis of production
data. It has the tools to maintain critical operational information in an
accurate and timely manner.
At 2012, the process of TOW validation in the North Zone operated by
Petroamazonas EP started.
The study began conducting a field visit to know the procedure of entry and
data validation, and closing production in TOW/cs system by operators and
supervisors of Petroamazonas EP. It was verified that gauging tables tanks
have been loaded correctly.
By inspecting COGNOS system and comparing its information with Excel
reports wich are legalized by ARCH.
It was checked that production rates were updated by comparing TOW/cs
data versus approved data by Hydrocarbones Secretary
Finally, it was done a study to realice the variability of Lease Factor that is
used to distribute the field production to each well, finding significant
differences which are presented graphically
xvi
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
La estación de trabajo en campo (TOW/cs) es un sistema de gestión de
datos de producción para el suministro, almacenamiento y análisis de datos
de producción. Este software tiene las herramientas necesarias para
mantener la información crítica operacional en una manera precisa y
oportuna.
Con TOW/cs se puede captar la producción y datos operacionales en
campo, eliminando así las tareas tediosas como transcripciones, cálculos a
mano, realización de reportes manuales, que consumían tiempo valioso.
También determina los volúmenes distribuidos diarios, datos valiosos que
pueden ser usados para análisis detallados de varianzas. Una vez que los
datos son colectados en campo, son distribuidos y transmitidos
electrónicamente a oficinas, donde son usados para realización de reportes,
contabilidad de la producción e ingeniería de producción.
El mantener datos de producción precisos y oportunos juega un rol
importante en el éxito de compañías de exploración y producción.
Decisiones económicas y de ingeniería son correctas solamente si la
persona quien toma las decisiones tiene una fuente precisa y confiable de
información.
TOW/cs es un conjunto integrado de aplicaciones para la recolección de
datos de campo, gestión de producción y optimización de la contabilización
de producción, reportes diarios y mensuales y reportes fiscalizados
TOW/cs calcula, resume y almacena datos diariamente permitiendo tomar
decisiones cuando aún esta información es valiosa. También permite
almacenar datos mensualmente, permitiendo el acceso a un repositorio del
xvii
historial de producción. Lo mejor de todo es que todo se encuentra
centralizada.
En cada campo la producción de petróleo perteneciente a PAM EP se
determina mediante la medición estática realizada en los tanques de lavado
y surgencia, y la medición dinámica determinada en los centros de medición,
estos valores se registran en el Reporte Diario, que es elaborado por los
Supervisores de campo y aprobado por el Superintendente de Operaciones.
El Personal de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH
elabora los reportes diarios de la medición estática realizado en los tanques
de surgencia ubicados en las estaciones de producción y en los tanques de
oleoducto (almacenamiento), ubicados en las estaciones principales; y, la
medición dinámica realizada en los centros de medición de cada estación de
producción y en las estaciones principales.
xviii
1.1. PROBLEMA
Es necesario que los equipos y sistemas instalados en los pozos petroleros y
facilidades de producción de la Zona Norte, operada por Petroamazonas EP
se ajusten al sistema de administración, almacenamiento, contabilización y
análisis de datos de producción de crudo TOW/cs. Estos ajustes permitirán
que los datos sean confiables, validando así este sistema. A continuación se
presentan en forma de interrogante los problemas a resolver con la
elaboración del proyecto:
¿Por qué es factible hacer la validación de datos de producción arrojados
por el software TOW/cs?
¿Cuál es el propósito de la Agencia de Regulación y Control de
Hidrocarburos (ARCH) al comparar dichos datos?
¿Qué sucedería si los valores obtenidos por los funcionarios de la ARCH
son muy diferentes a los datos obtenidos por el sistema TOW/cs?
¿Las tasas de pozos actuales existentes en TOW/cs son las reales?
¿La información registrada en el sistema TOW/cs de los estados de
pozos es actualizada?
¿Es real la cuantificación de aporte de producción para yacimientos
compartidos?
¿El sistema TOW/cs se ajusta a las condiciones operativas y cálculos de
producción de campos?
1.2. JUSTIFICACIÓN
La tecnología ha logrado que ciertas actividades de muchas industrias que
anteriormente llevaban mucho tiempo, realizarla en segundos mediante la
automatización de procesos. Y en la industria de petróleos no es la
excepción. Programas computacionales que miden variables en tiempo real
xix
han sido de gran ayuda, optimizando el tiempo y por lo tanto reduciendo
costos.
El sistema de administración y almacenamiento de datos TOW/cs cuenta
con una estructura tal, que es necesario que los procesos de medición y
control en los diferentes pozos, estaciones de producción y área de
fiscalización sean automatizados, pudiendo tener así información precisa y a
tiempo real. Esto no sucede en algunos campos por lo que es necesario la
verificación y contraste de datos, cálculos, programación e ingreso de datos
al sistema TOW/cs diariamente.
1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO
1.3.1. OBJETIVO GENERAL
Realizar un estudio técnico para la validación del sistema de
administración, almacenamiento, contabilización y análisis de
datos de producción de crudo “TOW/cs”, de la Operadora
Petroamazonas EP, mediante la visita a campo para aplicarlo así a
las condiciones operativas de explotación de los campos de la
Zona Norte (Lago Agrio-B56, Libertador-B57, Shushufindi-B57 y
Cuyabeno-B 58), año 2014-2015.
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Verificar y contrastar datos de producción obtenidos a través del
sistema TOW/cs versus los adquiridos por la ARCH en base a la
aplicación de métodos de cálculo, normativa hidrocarburífera y
requerimientos de la fiscalización de campo de ARCH para la
determinación de la producción diaria de crudo de los campos de
la zona norte del oriente ecuatoriano.
xx
Verificar y analizar el procedimiento de apertura y cierre diario del
sistema TOW/cs para los reportes de producción de los campos
de la zona norte, para que se garantice la entrega de información y
reportes diarios de producción en base a los requerimientos de
fiscalización de la ARCH.
Determinar la factibilidad o no del factor de redistribución de
producción (lease factor) por campos para la zona norte.
1
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA ZONA DE ESTUDIO
2.1.1 ÁREA LAGO AGRIO (BLOQUE 56)
2.1.1.1 Lago Agrio
Este campo fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Lago
Agrio 01 por el Consorcio Texaco-Gulf, en 1967. Alcanzó una producción de
crudo de 29.0°API, de 2 955 bppd. Empezó su etapa productiva en mayo de
1972
Como lo muestra la Figura 2, está ubicado en el noroccidente de la cuenca
oriente, en la provincia de Sucumbíos, con una extensión aproximada de 4
Km de ancho por 9 Km de largo. Está localizado en las siguientes
coordenadas geográficas:
Latitud 00°00’10’’ N – 00°02’25’’ N
Longitud 76°43’52’’ O – 76°47’25’’ O
Está conformado por dos estructuras: Lago Norte y Lago Central.
2.1.1.2 Parahuacu
Descubierto por el Consorcio Texaco Gulf, con la perforación del pozo
exploratorio Parahuacu-01 en 1968. Alcanzó una producción de 448 bppd,
de la Formación Napo, Arenisca “T”, con API de 31.0 y BSW de 0.2%.
Empezó su etapa productiva en 1978.
2
Está ubicado 16 Km al sureste del Campo Lago Agrio. Las coordenadas
geográficas en las que está localizado este campo son:
Latitud 00°07’00’’ – 00°01’00’’ N
Longitud 76°43’00’’ – 76°41’00’’
2.1.1.3 Guanta-Dureno
Descubierto por el consorcio Texaco-Gulf con la perforación del pozo
exploratorio Dureno – 01, en 1969. Inició su etapa productiva en septiembre
de 1984, produciendo 799 bppd con un API de 32.0, de la arena “T”.
Está localizado en las siguientes coordenadas geográficas:
Latitud 00°04’28’’ N – 00°02’25’’ S
Longitud 76°43’52’’O – 76°47’28’’O
Figura 1: Mapa Zona Petrolera Ecuador
Fuente: ARCH-S, 2015
3
Figura 2: Mapa Zona Norte, Bloque 56
Fuente: ARCH-S, 2015
El número de pozos del Bloque 56 y su sistema de levantamiento se
presentan en la Tabla 1:
Tabla 1: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 56 Lago Agrio. Mayo 2015
ACTIVO LAGO AGRIO
Pozos produciendo por tipo de levantamiento
Es
tac
ion
es
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O
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Lago Norte 8 12 0 2 1 23
Lago Central 1 4 1 0 0 6
Parahuacu 3 9 0 1 0 13
Guanta-Dureno 14 13 0 3 0 30
Total 26 38 1 6 1 72
Fuente: ARCH-S, 2015
Bloque 56 Lago Agrio
4
2.1.2 ÁREA SHUSHUFINDI (BLOQUE 57)
2.1.2.1 Shushufindi-Aguarico
Este campo fue descubierto por Texaco-Gulf, con la perforación del pozo
exploratorio SSF-01 en 1968, completado oficialmente en enero de 1969 con
una producción de 2 496 bppd con 26,6 de API de la arena “U” y de 2 621
bppd de API 32.5 de la arena “T”.
Como se observa en la Figura 3, está ubicado en la provincia de Sucumbíos,
en el centro norte de la cuenca oriente.
Se encuentra en las siguientes coordenadas:
Latitud 00°06’39’’ – 00°17’58’’ N
Longitud 76°36’55’’ O
2.1.2.2 Drago
El campo Drago Norte fue descubierto por Petroproducción con la
perforación del pozo exploratorio Drago Norte-1.
Está localizado en la provincia de Sucumbíos entre los campos Sacha y
Shushufindi. Sus coordenadas geográficas son las siguientes:
Latitud: 0°8’S a 0°1’ S
Longitud: 76°43’W – 76°45’W
5
Figura 3: Mapa Zona Norte, Bloque 57 Shushufindi
Fuente: ARCH-S, 2015
El número de pozos del Bloque 57 Shushufindi y su sistema de
levantamiento se presentan en la Tabla 2:
Bloque 57 Shushufindi
6
Tabla 2: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 57, Shushufindi. Mayo 2015
ACTIVO SHUSHUFINDI
Pozos produciendo por tipo de levantamiento
ES
TA
CIO
NE
S
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FL
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O
NA
TU
RA
L
TO
TA
L
SSFC Central 36 0 0 1 0 37
SSFD Sur 32 0 0 0 0 32
SSFD Suroeste 26 0 0 0 0 26
SSFD Norte 60 0 0 1 0 61
Aguarico 26 1 0 1 0 28
Drago 1 0 0 0 0 1
Drago Este 7 0 0 0 0 7
Drago Norte 24 0 0 1 0 25
Cobra 0 1 0 0 0 1
Total 212 2 0 4 0 218
Fuente: ARCH-S, 2015
2.1.3 ÁREA LIBERTADOR (BLOQUE 57)
2.1.3.1 Araza
Se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, cantón Pacayacu, al
sureste del campo Shuara; tiene 2.8 Km de largo en su eje principal NO –
SE y 1.7 Km de ancho en dirección NE – SO con un área aproximada de 1
100 acres. Está en las siguientes coordenadas:
Latitud: 00°10’16’’ N a 00°04’00’’ S
Longitud: 76°34’40’’ O a 76°33’00’’ E
7
2.1.3.2 Atacapi
Descubierto con el consorcio Texaco-Gulf en el año de 1968, produciendo
un total de 3 718 bppd (1 960 bppd de 29°API del yacimiento “U” y 1 840
bppd de 34.0° API de “T”).
Está en las siguientes coordenadas:
Latitud: 00°01’33’’ N a 00°06’30’’ S
Longitud: 76°30’50’’ O a 76°39’45’’ E
2.1.3.3 Frontera
Descubierto en el año de 1987 por CEPE con la perforación del pozo
Frontera 01, alcanzando una producción de 4 500 bppd. Está en las
coordenadas:
Latitud: 00°14’28’’ N a 00°14’03’’ S
Longitud: 76°33’13’’ O a 76°33’40’’ E
2.1.3.4 Pacayacu
Se encuentra ubicado en la parte nororiental del campo Libertador, junto al
campo Shushuqui, al norte del campo Shuara. Su estructura fue descubierta
con la perforación del pozo PCY-01 en Diciembre de 1982.
8
2.1.3.5 Pichincha
Ubicado en la parte sur del Campo Libertador, al norte del campo Carabobo
y al sur de los campos Shuara y Secoya
Descubierto con la perforación del pozo Guarumo 01, rebautizado
posteriormente como Pichincha 01. Junto con el campo Carabobo forman
parte de la estructura principal del campo Libertador, produciendo 7 700
bppd con un API de 31.0 en el yacimiento “T” Y API de 26.0 en “U” inferior y
29.3 de API en “U” superior.
2.1.3.6 Secoya
Ubicado al sureste del campo Libertador, junto al campo Shuara, al sur del
campo Shushuqui. Descubierto por CEPE en 1980 con la perforación del
pozo SEC 01, dando una producción total de 6 215 bppd. El campo Secoya
muestra una estructura anticlinal, limitada al este por una falla que corre de
norte a sur.
Está ubicado geográficamente en las siguientes coordenadas
Latitud 00°03’13’’ N – 00°00’07’’ S
Longitud 76°34’40’’ O – 76°36’01’’ O
2.1.3.7 Shuara
Descubierto con la perforación del pozo exploratorio Shuara 01 en 1980,
produciendo 9 685 bppd con un API de 28.0 a 33.0.
9
Ubicado al sureste del campo Libertador, junto al campo Secoya, al norte del
campo Pichincha y al sur del campo Pacayacu.
2.1.3.8 Shushuqui
Ubicado en la parte noroccidente del campo Libertador, al sur del campo
Pacayacu. Descubierto con la perforación del pozo SSQ-01 en el año de
1980.
2.1.3.9 Tapi- Tetete
Fue descubierto con la perforación del pozo Tetete 1 en julio de 1980, el
mismo que alcanzó los 9 400’ de profundidad, y dio 1 645 bpd de los
reservorios “T” (1 315 bpd., 30.0°API) y “U” (330bpd., 29.0°API).
Entre septiembre y octubre de 1985, se perforó la estructura Tapi con el
pozo Tapi 1, el que produjo 2 045 bpd de los reservorios “T” (1 333bpd,
29.0°API) “U” (712 bpd, 28.0°API). Este campo arranca su producción en
abril de 1984 y alcanza su máximo histórico en septiembre de 1994 con
cerca de 7 500 bpd en promedio. Está ubicado geográficamente en las
siguientes coordenadas:
Tapi:
Latitud 00°12’11’’ N – 00°13’02’’ S
Longitud 76°32’13’’ O – 76°32’50’’ O
Tetete:
Latitud 00°10’11’’ N – 00°12’23’’ S
Longitud 76°30’46’’ O – 76°32’04’’ O
10
Figura 4: Mapa Zona Norte, Bloque 57 Libertador
Fuente: ARCH-S, 2015
El número de pozos del Bloque 57 Libertador y su sistema de levantamiento
se presentan en la Tabla 3:
Bloque 57 Libertador
11
Tabla 3: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 57, Libertador. Mayo 2015
ACTIVO LIBERTADOR
Pozos produciendo por tipo de levantamiento
ES
TA
CIO
NE
S
BE
S
JE
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TÓ
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TA
L
Atacapi 17 5 0 2 0 24
Arazá 6 0 0 0 0 6
Frontera 2 0 0 0 0 2
Pacayacu 0 0 0 1 0 1
Shuara 13 0 0 1 0 14
Secoya 28 2 0 4 0 34
Shushuqui 3 9 0 0 0 12
Tetete 2 3 0 0 0 5
Tapi 7 1 0 0 0 8
Pichincha 5 0 0 1 0 6
Total 83 20 0 9 0 112
Fuente: ARCH-S, 2015
2.1.4 ÁREA CUYABENO (BLOQUE 58)
2.1.4.1 Cuyabeno – Sansahuari
Estas estructuras fueron descubiertas con la perforación de los pozos
exploratorios Sansahuari – 01 en octubre de 1979 produciendo 2 098 bppd
con API DE 23.0-26.0 API del reservorio “U”; y el pozo exploratorio
Cuyabeno 01, en noviembre de 1972, produciendo 648 bppd con API de
26.0, de la arena “U”.
En 1996 se realizó una nueva interpretación sísmica y geológica que integra
las dos estructuras en una sola, comprobándose esto con la perforación de
los pozos Cuyabeno 21 y Sansahuari 10.
Como se muestra en la Figura 5, está ubicado al noreste de la provincia de
Sucumbíos, 23 Km al norte de la población de Tarapoa. Está limitado al
12
norte y al este por la república de Colombia, al oeste por el campo Tarapoa y
al sur por el campo Libertador.
Se encuentra localizado en las siguientes coordenadas geográficas:
Longitud 00°07’53’’ N – 00°00’18’’ S
Latitud 76°14’54’’ E – 76°17’57’’ O
2.1.4.2 Blanca
Ubicado entre los Ríos San Miguel y Putumayo aproximadamente a 20 Km
al norte del campo Tipishca en el cantón Putumayo en la provincia de
Sucumbíos de la Región Amazónica Ecuatoriana. (EP-Petroecuador, Archivo
Técnico, 2012).
2.1.4.3 Vinita
El Campo Vinita está localizado aproximadamente a 45 Km al sureste del
Campo Tipishca el Cantón Putumayo de la Provincia de Sucumbíos de la
Región Amazónica Ecuatoriana. (EPPetroecuador, Archivo Técnico, 2012).
2.1.4.4 Tipishca
El Campo Tipishca está localizado en el Cantón Putumayo de la Provincia de
Sucumbíos de la Región Amazónica Ecuatoriana, al este del eje de la
Cuenca Napo. (EP-Petroecuador, Archivo Técnico, 2012). Fue descubierto
por la compañía City Oriente Limited en 1998 con la perforación del pozo
Tipishca-01.
13
2.1.4.5 VHR
El campo Victor Hugo Ruales que en un inicio se llamaba Cantagallo fue
descubierto con la perforación del pozo exploratorio Cantagallo 01, el 17 de
junio de 1988. Tras el fallecimiento de Victor Ruales, ejecutivo de CEPE y
artífice del arranque de la producción del campo, se rebautizó el campo con
su nombre.
Está ubicado en la provincia de Sucumbíos en el nororiente ecuatoriano
cerca de la frontera con Colombia, al norte de los campos Cuyabeno –
Sansahuari. Sus coordenadas son:
Latitud: 00°16’ N – 00°25’ S
Longitud: 76°15’ E – 76°20’ O
Figura 5: Mapa Zona Norte, Bloque 58 Cuyabeno
Fuente: ARCH-S, 2015
Bloque 58 Cuyabeno
14
El número de pozos del Bloque 58 y su sistema de levantamiento se
presentan en la Tabla 4:
Tabla 4: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 58, Cuyabeno. Mayo 2015
ACTIVO CUYABENO
Pozos produciendo por tipo de levantamiento
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Cuyabeno 46 6 0 0 0 52
Sansahuari 6 7 0 0 0 13
VHR 22 0 0 0 0 22
Tipishca 6 1 0 0 0 7
Blanca 1 0 0 0 0 1
Vinita 3 0 0 0 0 3
Total 84 14 0 0 0 98
Fuente: ARCH-S, 2015
15
2.2 ANTECEDENTES
A continuación se describe el proceso con el cual inició la implementación de
la herramienta de cálculo y almacenamiento de información TOW/cs para la
Gerencia de Exploración y Producción de EP Petroecuador:
El día 15 de junio del 2012, mediante oficio No. 24067-EGER-
EPRD-2012, por parte de Petroamazonas EP se pone en
conocimiento al Ingeniero Francisco Polo Barzallo, Director
Ejecutivo de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
que como parte de la fusión por absorción de Petroproducción por
parte de Petroamazonas EP, se ha decidido dar continuidad a las
siguientes herramientas:
o Geociencias: Se mantiene Open Works y se migrará está
herramienta a la versión R5000 que Petroamazonas EP
posee.
o Perforación y Reacondicionamiento: Open Wells, en
reemplazo de Osprey Reports.
o Producción: TOW/cs en reemplazo de AVM.
o Reservorios: DSS y se analizará el uso de OFM.
El día 24 de octubre del 2012, mediante oficio No. 42740-EGER-
2012, por parte de Petroamazonas EP se pone en conocimiento al
Ingeniero Francisco Polo Barzallo, Director Ejecutivo de la Agencia
de Regulación y Control Hidrocarburífero que el sistema TOW/cs
es la herramienta oficial de almacenamiento de datos de
producción para la Gerencia de Exploración y Producción de EP
Petroecuador.
16
Siendo 18 de julio de 2013, mediante memorando interno ARCH-
S-SSFD-2013-163, se informa a la Ing. Jenny Guzmán, Directora
ARH-S acerca de las observaciones realizadas a la herramienta
TOW/cs:
Observaciones del proceso de ingreso de datos:
Capacitar mejor al personal técnico que es responsable de
ingresar los datos a la herramienta TOW en vista que se
detectó numerosos errores de concepto, interpretación y
análisis.
En los formatos donde se ingresan los datos de prueba de
producción para levantamiento BES, mecánico, power oil,
gas lift, se deben validar los datos ingresados en el TOW
con los datos de campo.
Está pendiente la verificación y validación de las fórmulas
que se están utilizando para el cálculo del GOR y el BSW
de retorno en el caso del sistema power oil.
Es importante considerar que en ciertas estaciones del
Bloque 57 por la deficiente infraestructura que existe en
superficie, va a ser muy complicado cumplir con las 4
pruebas de producción por pozo en cada mes, que exige la
herramienta TOW.
Se debería ingresar a la base de datos del TOW, todas las
tablas de aforo vigentes de los tanques con la finalidad de
optimizar y mejorar la aplicación de esta herramienta; es
decir solo haría falta ingresar los datos de los niveles
17
medidos en cada uno de los tanques y el sistema calcularía
el volumen de fluido observado.
Es importante que todas las medidas de los niveles de
fluidos, estén estandarizados en el Sistema Internacional.
Observaciones en la validación de datos de tanques.
Se debería estandarizar las unidades de medida con el
Sistema Internacional.
En el caso de los tanques de lavado, se deberá considerar
que cada inicio de año ARCH-S y la Gerencia de Campo,
legalizan los niveles de colchón de agua y niveles de
sólidos y sedimentos que se van a considerar como oficiales
dentro de unas condiciones normales de operación.
Las tablas de aforo vigentes de los tanques deberían ser
ingresadas en su totalidad, con la finalidad de evitar el
cálculo manual y aprovechar los beneficios de la
herramienta que permite el cálculo directo del volumen
observado.
Se deberían realizar ciertas consideraciones para el ingreso
de datos, en el caso de un tanque de oleoducto (techo
flotante), como son la zona crítica, la compensación en
volumen por el peso del techo flotante, temperatura del
tanque, etc.
18
Observaciones en la validación de datos de crudo
bombeado
El procedimiento de cálculo para el crudo bombeado en una
unidad ACT y/o LACT debe seguir estrictamente el
procedimiento dado por la Norma API MPMS Capítulo
Sección 2.
Se debería habilitar la opción de cálculo de los factores de
compensación volumétrica por temperatura CTL y
compensación volumétrica por presión CPL, para evitar el
ingreso manual del factor combinado CCF, que debería ser
calculado por el sistema.
Observaciones en la validación de pruebas de
producción
Se debe definir adecuadamente el cálculo del lease factor,
en el caso de un pozo con levantamiento BES, mecánico,
power oil,etc.
En el caso de pozos que producen de dos arenas, el
porcentaje de repartición de la producción por arena no está
claramente definido por lo que se debería realizar una
reunión entre reservorista de PAM y a ARCH-Quito, para
determinar las consideraciones que se deben tomar en
cuenta para la distribución de la producción por arenas.
El lease factor se debería calcular a nivel de estación, mas
no por campos. Fórmulas propuestas por PAM.
19
Observaciones al reporte de cierre diario
Se debe incluir la información de producción de los
campos Drago 1, Drago Este, Drago Norte, Drago Norte
2 y Drago 13.
La información de producción de los campos Drago 1,
Drago Este, Drago Norte, Drago Norte 2 y Drago 13
debería ser iguales en los reportes de Excel y cierre
diario.
En datos de producción de bombeo para la estación de
Drago se deben cargar los datos de viscosidad y azufre.
Los datos parciales de producción por campo deben
estar con 3 decimales y el total redondeado con 2
decimales.
En los valores totales de bombeo diario se debe incluir la
siguiente información de producción:
Crudo entregado a refinería
Crudo recibido a refinería
Gasolinas recibidas de refinería
Total entregado al SOTE
Siendo el 24 de junio de 2013, se emite el oficio 727-ARCH-S-
2013, dirigido al Gerente General de Petroamazonas EP, Ing.
Oswaldo Madrid donde se establece lo siguiente:
Petroamazonas EP, deberá presentar documentos detallados
en los que se oficialice un organigrama de técnicos
20
responsables para el soporte técnico en los casos que el
sistema TOW tenga problemas técnicos así como para receptar
requerimientos por parte de ARCH.
La ARCH-Sucumbíos deberá presentar un organigrama de los
funcionarios de ARCH a los cuales Petroamazonas EP deberá
crear los respectivos usuarios y contraseñas para acceso a las
aplicaciones del sistema TOW.
Ejecutar la capacitación del funcionamiento del sistema TOW a
dos fechas: del 4 al 7 y del 11 al 14 de julio de 2013 en el
horario de 14:00 a 17:00 en las instalaciones de
Petroamazonas EP (Lago Agrio), con la finalidad de instruir a
los ingenieros fiscalizadores de Campo de la Regional
Sucumbíos de los turnos A y B. En la misma se explicitarán los
métodos y formas de cálculos de producciones de los campos
Libertador, Cuyabeno, Shushufindi y Lago Agrio.
Además es necesario que Petroamazonas EP sustente
técnicamente cómo determina los porcentajes de petróleo en
las arenas productivas, para lo cual se necesita la presencia de
un delegado del área de reservorios de Petroamazonas EP.
Petroamazonas EP proporcionará para la capacitación
manuales de usuario del manejo del sistema TOW por activo.
Incorporar al proceso a funcionarios de competencia de las
áreas de ARCH-Matriz para conocimiento respectivo:
E&E
Industrizalización
Producción fiscalizada
CMCH
21
Petroamazonas EP a tavés de su Departamento de
Tecnologías de Información y Comunicaciones realizará la
instalación del pluggin citrix en los computadores a ser
utilizados por ARCH, para tener acceso a la red de
Petroamazonas EP y a sus aplicaciones como el TOW y
Reporte de Operaciones.
Posterior a la capacitación se definirá entre Petroamazonas y
ARCH-Sucumbíos el cronograma y fechas para la verificación y
contraste de datos de producción obtenidos a través del
sistema TOW versus los adquiridos por la ARCH en base a la
aplicación de métodos y normas para los campos Libertador,
Cuyabeno, Shushufindi y Lago Agrio. La verificación y contraste
de datos de producción será realizado entre los técnicos de
competencia de Petroamazonas EP y los fiscalizadores de
campo de ARCH; este proceso será requisito fundamental para
la validación del correcto funcionamiento del sistema TOW y su
adaptabilidad a las aplicaciones óptimas requeridas por parte
de Petroamazonas EP y ARCH-Sucumbíos.
Para el proceso de verificación y contraste de datos
Petroamazonas EP deberá tener los siguientes implementos y
equipos certificados para mediciones de transferencia de
custodia de hidrocarburos como:
Cintas de aforo certificadas para cada campo
Medidor de temperatura certificado
Procedimiento de seguridad industrial para condiciones
atmosféricas desfavorables a la hora de aforos.
Pasta para determinar nivel de agua en los tanques
Equipo de seguridad para los operadores que realizan
los aforos en hora de fiscalización.
22
El día 13 de septiembre de 2013, con Oficio PAM-EP-GNO-2013-
06490, Petroamazonas informa a la ARCH-S:
Al momento se han instalado máquinas de PAM EP a los
representantes de la ARCH-S asignados a los diferentes
Bloques de la zona norte donde opera PAM EP. El área de TI
se encuentra analizando la posibilidad de acceso a los reportes
del portal web de Cognos vía Citrix para los representantes de
la regional de ARCH-S ubicados en Lago Agrio.
Dentro de los próximos 4 meses se procederá con la carga de
las tablas de aforo que se encuentran utilizando al momento en
la operación en las diferentes estaciones de la zona norte,
Cuyabeno, Lago Agrio, Libertador, Shushufindi.
Los datos oficiales de producción de PAM EP están
reportándose antes de las 06:00 am en la mayoría de los
campos. Existen ciertas condiciones que hacen que los
reportes salgan más tarde como por ejemplo problemas de
comunicaciones, demora en la entrega de datos de bombeo de
parte de las compañías privadas que entregan su producción a
las estaciones de PAM.
Existe un diagrama de flujo de procesos para el cierre diario, el
cual está siendo usado por los responsables en el ingreso,
procesamiento, validación y generación de información de
producción en PAM EP. El procedimiento solicitado se está
redactando y se basa en el flujo mencionado.
23
Se adjunta el diagrama de flujo de procesos para la apertura
del sistema en caso de existir correcciones luego de realizado
el cierre diario de producción.
Con la implementación del nuevo portal web de Cognos los
tiempos de demora en rectificación de ciertos datos en las
sábanas mensuales de producción van a mejorar
sustancialmente.
El diccionario de datos se lo elabora luego de las reuniones
que se mantengan con los representantes de la ARCH-S
asignados a los diferentes bloques.
Se solicitó al Gerente de Reservorios de PAM EP que designe
a un grupo de ingenieros en reservorios para que viajen al
campo y realicen una presentación sobre la determinación de
porcentajes en los pozos de producción conjunta
Campo Shushufindi
Se han realizado varias sesiones de capacitación con
los operadores de producción encargados del ingreso de
información. Se realizará una evaluación para detectar
las falencias de conocimiento y se tomarán las acciones
correctivas del caso de forma inmediata.
El personal de ingeniería conjuntamente con la
supervisión de producción son los encargados de
realizar la validación de los datos de prueba de pozo
cargados en el sistema TOW de acuerdo al flujo de
trabajo de cierre diario de producción.
24
En campo se determinará si realmente la fórmula que
aplica TOW para el cálculo de GOR y BSW está
correcta o se debe replantear. Se informará al personal
de la ARCH-S los resultados de esta verificación.
TOW no exige un determinado número de pruebas de
pozo, es la ARCH-S la que regula la cantidad mínima de
pruebas de pozo a ser tomadas cada mes.
Se comunicará a la gerencia de operaciones sobre el
pedido de utilización del sistema de medición
internacional para la medición de fluidos. (Tanques).
Se están realizando los ajustes necesarios para que los
reportes muestren el número de decimales correctos de
acuerdo a lo establecido por ARCH y las normas API.
Validación de Datos de Tanques
El sistema TOW se puede ajustar al sistema métrico
Americano e Internacional. PAM EP está evaluando el
tiempo que le tomará realizar este proyecto para todos
sus activos y se estará comunicando oportunamente a la
ARCH para su conocimiento.
En TOW pueden configurarse los niveles de colchón de
agua, sólidos y sedimentos de acuerdo al requerimiento
operativo.
25
En un plazo de 4 meses se cargarán las tablas de aforo
que se encuentran vigentes en la operación del área
norte.
Se procederá con el análisis de cálculo de volumen para
los tanques con techo flotante.
Validación de Datos de Crudo Bombeado
El sistema TOW aplica los procedimientos de acuerdo a
la norma API MPMS capítulo 12 sección 12.
En el plazo de dos meses se irá aplicando el cálculo de
factores de compensación volumétrica solicitado.
Validación de Pruebas de Pozos
En TOW el sistema tiene pantallas específicas para
cada método de levantamiento sea este BES,
Hidráulico, Mecánico, Flujo Natural o Gas Lift, y en base
a eso determina el potencial de cada zona productora
para obtener el lease factor una vez cargados los datos
de producción y bombeo.
El sistema calcula el lease factor a nivel de estación y de
campos, en la visita a los campos se demostrará este
requerimiento.
El sistema TOW utiliza siempre la última prueba válida
ingresada para distribuir su producción aplicando el
lease factor, cumpliendo con lo solicitado.
26
Reporte de Cierre Diario
Se programó el reporte de cierre diario para reportar la
producción de los campos Drago, Drago Norte y Drago
Este, de acuerdo al listado oficial de campos enviado
por el Lic. Jorge Paucar de la ARCH-UIO.
La gerencia de operaciones solicitará a todos los
campos de la zona norte se reporte la misma
información de producción en los reportes del portal web
de cognos como los de la hoja Excel.
La gerencia del campo Shushufindi solicitará al personal
de operaciones que se carguen los datos de viscodsidad
y azufre en el bombeo de la estación Drago.
Se han incluido ya, los campos en las pantallas de
medidores de TOW para la carga del Factor K y de los
pulsos.
Se realizó el cambio en el reporte de cierre diario para
visualizar los valores parciales de los campos con 3
decimales y los valores totales con 2 decimales.
En el sistema TOW se tiene disponible los campos para
cargar los volúmenes de crudo enviados a refinería,
crudo recibido (residuo) de refinería, total entregado al
SOTE. Se van a añadir pantallas para ingresar los
valores de gasolina natural y base recibidas de refinería
para que se visualicen en el reporte de cierre diario. Se
comunicará oportunamente al personal de la ARCH-S
cuando se disponga de esta información en el sistema.
27
Se ha solicitado al personal de operaciones que envíe
en listado de códigos de parada que no existen en
TOW/cs para añadirlos al sistema.
Campo Cuyabeno
El cálculo de producción en TOW cumple con lo
especificado por parte de operaciones, para obtener la
producción de Tipishca se restan los volúmenes de
bombeo de las estaciones de Blanca y Vinita.
Los perfiles de los tanques de lavado se están
ingresando en el sistema TOW/cs y cuadran de acuerdo
a lo reportado en las hojas Excel referenciales.
De acuerdo a la nueva distribución de operación de los
diferentes bloques, la producción del campo Pucuna se
reporta junto con la información de producción del
Bloque 18.
El análisis de la información de producción de pozos
(pruebas de pozos, producción distribuida y paros de
pozo) es verificado por los reservoristas e ingenieros de
Quito y campo de PAM EP en el sistema OFM.
Para los reportes mensuales de fin de año se realizan
ajustes en los formatos antes mencionados de manera
que se pueda observar la información correspondiente a
las 20hrs, 4hrs y a las 24hrs de acuerdo a lo establecido
por ARCH.
28
El personal de operaciones notifica de la recepción de
los volúmenes de crudo recuperado y se cargan los
respectivos tickets con el volumen y la calidad del crudo
recibido pudiendo este ser reportado como producción,
bombeo o como crudo recibido de terceros.
2.3 SISTEMA TOW C/S
La herramienta de estación de trabajo de campo, servidor de cliente (The
Oilfield Workstation/client server) “TOW/cs” es un sistema de gestión para el
suministro, almacenamiento y análisis de datos de producción. Este software
tiene las herramientas necesarias para manejar la información crítica
operacional en la producción de hidrocarburos, de una manera precisa y
oportuna.
Con TOW/cs se puede captar datos operacionales en campo, eliminando así
las tareas tediosas como transcripciones, cálculos a mano, realización de
reportes manuales, que consumen tiempo valioso.
También determina los volúmenes distribuidos diarios, datos valiosos que
pueden ser usados para análisis detallados de varianzas. Una vez que los
datos son colectados en campo, son distribuidos y transmitidos
electrónicamente a oficinas, donde son usados para realización de reportes,
contabilidad de la producción e ingeniería de producción.
Las decisiones que se toman en los ámbitos de la economía y de ingeniería
son correctas solamente si la persona quien toma las decisiones tiene una
fuente precisa y confiable de información.
TOW/cs es un conjunto integrado de aplicaciones para la recolección de
datos de campo, gestión de producción y optimización de la contabilización
de producción, reportes diarios y mensuales y reportes fiscalizados.
29
TOW/cs calcula, resume y almacena datos diariamente permitiendo tomar
decisiones cuando aún esta información es valiosa. También permite
almacenar datos mensualmente, permitiendo el acceso a un repositorio del
historial de producción.
2.3.1 PERSONAL INVOLUCRADO EN EL MANEJO DEL SOFTWARE
TOW/CS
Operador de producción
Operador de planta
Supervisores de islas y planta
Ingeniero de operaciones (Ingeniería)
Administrador de datos de producción (Data Management) de
campo
Ingeniero de operaciones (UIO)
Reservorios Activo
Gerente de campo, Superintendente y Gerente de Zona
Administrador de Cognos (TI)
ARCH (UIO)
ARCH Regionales Amazónicas (Lago Agrio-Coca)
2.3.2 FLUJOS DE DATOS Y REPORTES
2.3.2.1 Flujo actual (Cierre diario de producción)
Los Operadores de isla o de producción realizan la carga de las pruebas y
paradas de pozo en el sistema de producción TOW/cs, antes de las 04:00
am.
30
Los Operadores de Planta realizan la carga de niveles de tanques, boletas
de Unidades LACT, ACT, consumos de planta de crudo, gas o agua antes
de las 05:30 am.
A continuación, el ingeniero de operaciones o el supervisor de islas verifican
los datos de pruebas y paradas de pozo reportados oficialmente en el
sistema de producción TOW/cs; esta validación se la realiza hasta las 05:45
am.
Si la información es correcta se envía un e-mail de confirmación de datos
ingresados al administrador de datos de producción.
El administrador de datos de producción en campo realiza las corridas de
datos de producción y envía una notificación vía e-mail, para que se realice
la validación final entre los reportes de cierre diario y referencial de Excel, a
las 05:45 am.
En caso de encontrarse errores en la carga de datos, se realiza la corrección
respectiva y se notifica al administrador de datos de producción para que
realice una nueva corrida. La hora en que finaliza el cierre diario de
producción es las 06:15 am.
El administrador de datos de producción, una vez que recibe la confirmación
de producción de todos los activos, envía un e-mail a todas las jefaturas de
campo, Quito y a los representantes de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero (ARCH) asignados a las áreas donde PAM tiene sus
operaciones notificando que la producción disponible en el portal web de
PAM es la oficial. El administrador de producción realiza el cierre diario de
datos de producción en el sistema a las 06:30 am.
Los datos de producción del SICOHI file manager son generados y cargados
a partir de las 06:30 am. Este procedimiento se puede observar en el
diagrama de la Figura 6.
31
2.3.2.2 Procedimiento de cambios de información de producción luego
del cierre diario.
Una vez detectado el error en el ingreso de información de producción que
afecte a los totales de producción o su distribución por pozo, se envía un e-
mail al Gerente de Zona describiendo cuál va a ser el cambio, y se solicita la
aprobación para la apertura del día en TOW/cs, con copia al administrador
de datos de producción.
Operaciones de campo notifica al administrador de producción que se ha
finalizado con la corrección del dato para que se proceda con la nueva
corrida de los datos de producción en TOW/cs.
El administrador de datos realiza el reprocesamiento de los datos de
producción en TOW/cs, ejecuta los procesos de generación del balance de
producción, envía informando el reproceso de datos y genera un contra de
cambios con el área de TI para reprocesar los datos.
Se envía un e-mail para que se valide la información de producción
disponible en el portal de operaciones y procede con el cierre del día en
TOW/cs. Se envía una notificación al representante de ARCH-S asignado a
las operaciones de PAM EP de que el dato es oficial a partir de ese
momento.
Cabe mencionar que para proceder con la rectificación de datos de
producción debe existir un acuerdo o comunicación previa entre
Operaciones de Campo y el representante de ARCH asignado a las
operaciones de PAM EP. Este procedimiento se muestra en la Figura 7.
32
2.3.2.3 Procedimiento de cambios de estados de pozos
Si el ingeniero de operaciones detecta problemas en un pozo, enviará un e-
mail con informe y recomendaciones al ingeniero de operaciones UIO, y
reservorios del Activo. Esta información es analizada y se envían vía e-mail
las sugerencias de cambios. El ingeniero de operaciones envía el e-mail con
el informe y recomendaciones para que sea analizado y aprobado por la
Superintendencia de Operaciones de Campo, Gerencia de Campo, y la
Gerencia del Activo. Si este informe no es aprobado, vuelve al estado inicial.
Se envía una solicitud de aprobación a la ARCH por medio del sistema de
correspondencia de Lotus Notes; si la solicitud es aprobada, el Ingeniero de
Operaciones de Campo recibe el respectivo oficio de parte de la ARCH, y
procede con el cambio de estado del pozo en TOW o LOWIS dependiendo
del área de operación. Luego de esto, se notifica vía e-mail a los Ingenieros
de Operaciones UIO, Reservorios del Activo y Data Management para que
verifiquen la actualización de estado en TOW/cs. Con esto finaliza el
proceso.
33
Figura 6: Flujo de cierre diario de producción de petróleo
Fuente: ARCH-S, 2015
34
Figura 7: Cambios en información de producción luego del cierre diario
Fuente: ARCH-S, 2015
35
2.3.2.4 Diccionario de datos
C: Consumo
I: Días de producción
N1: Días de producción
N2: Días de acumulados de producción
P: Peso Relativo
Si: Stock inicial por estación
Sf: Stock final por estación
V: Volumen diario de producción por pozo
Va: Volumen diario de producción de agua por pozo
Vc: Volumen de producción por campo
Vcf: Volumen de producción diaria fiscalizada
Ve: Volumen diario de producción por estación
Vg: Volumen diario de producción de gas por pozo
Vipc: Volumen total de producción por campo
Vt: Volumen total
Vta: Volumen total de agua
Vtcp: Volumen total de crudo
La precisión de los diferentes campos se muestra en la Tabla 5:
Tabla 5: Diccionario de datos, Producción
Campo Precisión Formato
Prod. Campo (BPPD) XX,XXX.xxx 11,140.257
Prod. Campo (BAPD) XX,XXX.xxx 21,879.236
Prod. Campo (MPCS) XX,XXX.xxx 4,791.352
Bombeo bruto diario XX,XXX.xx 22,471.39
Bombeo neto diario XX,XXX.xx 21,348.08
API XX.x 21.6
BSW% X.xxx 0.365
Viscosidad XXX.x 369.4
Total producción crudo XX,XXX.xx 58,472.36
Total producción agua XX,XXX 89,452
Fuente: ARCH, 2015
36
2.3.3 PROCEDIMIENTO DE INGRESO DE DATOS EN EL SISTEMA
TOW/CS
a) Ingresar a CITRIX las credenciales de red y seleccionar el acceso a
TOW: http://citrix.petroamazonas.ec., así como se muestra en la
Figura 15.
Figura 8: CITRIX, página de inicio TOW/cs
Fuente: Software TOW/cs, 2015
Durante el ingreso, puede aparecer el mensaje que se muestra
en la Figura 9.
Figura 9: Archivo de seguridad, inicio TOW/cs
Fuente: Software TOW/cs, 2015
http://citrix.petroamazonas.ec/
37
b) Ingresar el usuario y contraseña asignado y escoger en Data Source
Name, PAEDMP para la base de producción, así como se indica en la
Figura 10.
Figura 10: Ingreso de usuario TOW/cs
Fuente: Software TOW/cs, 2015
c) Una vez abierto, seleccionar File – Open.
d) Seleccionar la Ruta y fecha a consultar, como se muestra en la Figura
11.
Figura 11 : Selección “Route Name” TOW/cs
Fuente: Software TOW/cs, 2015
38
e) Una vez abierta la ruta, se dispone de varios elementos los cuales se
irán completando como se presenta en la Figura 12:
Figura 12: Selección Estación TOW/cs
Fuente: Software TOW/cs, 2015
Una vez abierta la aplicación, las siguientes secciones serán
usadas por los siguientes usuarios:
Técnicos de Operaciones / Digitadores: Tanques, Liquid
Meters y Gas Meter
Ingeniero de Campo / Técnico Líder de Campo: Wells
(Pruebas y Paradas)
La aplicación permite desplegar la información diaria en forma
tabular y a través de formularios, estas opciones están disponibles
a través de los botones ubicados en la parte inferior, como se
indica en la Figura 13 y 14.
39
Figura 13: Pantalla medidores, TOW/cs
Fuente: Software TOW/cs, 2015
Figura: Ingreso de datos, TOW/cs
Fuente: ARCH-S
Figura 14: Ingreso de datos, medidores, TOW/cs
Fuente: Software TOW/cs, 2015
40
2.3.3.1 Tanques
Existe la opción de escoger el método de cálculo del volumen bruto de fluido
en los tanques, como se muestra en la Figura 15; la opción automática
permite calcular el volumen con solo ingresar el nivel medido, para esto es
necesario que se haya cargado la respectiva tabla de aforo. En la opción
manual se ingresan los datos que hayan sido previamente calculados, esto
se muestra en las Figura 16.
Figura 15: Método de cálculo manual, TOW/cs
Fuente: Software TOW/cs, 2015
Figura 16: Ingreso manual de datos de tanques
Fuente: Software TOW/cs, 2015
41
En la figura 17 se visualiza el método de cálculo automático.
Figura 17: Método de cálculo automático, TOW/cs
Fuente: Software TOW/cs, 2015
Los datos ingresados se graban automáticamente después de digitar
ENTER, o de aplicar los íconos de SAVE de la barra de herramientas.
Para los Tanques de Lavado, el Nivel del colchón, los perfiles y la descarga
se los ingresa en la opción de Run Tickets (F7) como se indica en las figuras
18 y 19.
Figura 18: Ingreso de datos de tanques, run tickets,TOW/cs
Fuente: Software TOW/cs, 2015
42
Figura 19: Ingreso de datos de tanques
Fuente: Software TOW/cs, 2015
2.3.3.2 Liquid Meters
Un tema importante a considerar es que los cálculos internos de TOW se
hacen de forma automática, por esto, al inicio de su uso se pueden revisar
las siguientes configuraciones, como se indica en la Figura 20.
Figura 20: Ingreso de datos de tanques
Fuente: Software TOW/cs, 2015
43
Hay que considerar la nota al pie “Favor cambiarse de registro para que los
datos calculados se actualicen”.
Los campos definidos como DONE son elementos que tienen datos y deben
ser completados.
El color amarillo en los campos que se requiere ingresar quiere decir que se
tiene campos por completar, una vez lleno esto cambiará a blanco.
Una vez ingresados los datos, internamente TOW correrá los procesos de
Alocaciones y TDML para realizar los cálculos y distribución de la
producción.
Tener presente que esto es un requerimiento indispensable de ejecución
antes de visitar la sección de los reportes.
Para generar los reportes ir hacia el link:
http://uiolat03.petroamazonas.ecpetro.corp:7778/portal/page?_pageid=35,54
087,35_54094&_dad=portal&_schema=PORTAL
2.3.3.3 Pruebas de pozo
Los datos de pruebas de pozo son ingresados por el Técnico Líder de
campo / Ingeniero de campo o por el personal de operaciones (Producción).
Los supervisores de producción y el área de ingeniería serán los encargados
de la validación de las pruebas de pozo pudiendo estas ser cambiadas en el
sistema de All, prueba a ser tomada en cuenta para allocation, a Memo
prueba de registro y no es considerada para allocation. Esto se muestra en
la Figura 21.
44
Figura 21: Ingreso de datos de tanques
Fuente: Software TOW/cs, 2015
Validación de prueba de pozo y cambio de All a Memo, dar click en el
casillero de Purpose y luego seleccionar All o Memo.
A continuación se presenta el ingreso de datos según el tipo de
levantamiento utilizado: Bombeo electro sumergible en la Figura 22, Bombeo
hidráulico en la Figura 23.
Bombeo Electro sumergible
Figura 22: Ingreso de datos BES
Fuente: Software TOW/cs, 2015
45
Bombeo Hidráulico
Figura 23: Ingreso de datos Bombeo Hidráulico
Fuente: Software TOW/cs, 2015
2.3.3.4 Paradas de pozo
Los registros de paradas se realizan en la siguiente pantalla por los
Ingenieros de campo.
Se puede tener una visualización tipo grilla y tipo pantalla, como se indica en
las Figuras 24 y 25 respectivamente.
46
Modo de grilla
Figura 24: Paradas de pozos, modo grilla
Fuente: Software TOW/cs, 2015
Modo de pantalla
Figura 25: Paradas de pozos, modo pantalla
Fuente: Software TOW/cs, 2015
47
Pérdidas asociadas
En las perdidas asociadas se pueden ingresar los parámetros de volumen
perdido y la razón, como se muestra en las Figuras 26 y 27.
Figura 26: Pérdidas asociadas
Fuente: Software TOW/cs, 2015
Figura 27: Pérdidas asociadas
Fuente: Software TOW/cs, 2015
48
2.3.3.5 Inyección de agua
Los datos de inyección de agua son ingresados por el personal de
Reinyección de Agua, como se observa en la Figura 28.
Figura 28: Ingreso datos de inyección de agua
Fuente: Software TOW/cs, 2015
El valor a ser ingresado se lo ubica en el Closing Volume, el calibration
Factor siempre debe ser 1, como se indica en la Figura 29.
Figura 29: Datos de volumen inyección de agua
Fuente: Software TOW/cs, 2015
49
2.3.3.6 Validación diaria de datos
Para la verificación y validación de datos podemos usar una herramienta
interna de TOW/cs, previa a la generación de reportes.
Seleccionar la carpeta abrir, escoger el reporte, seleccionar la estación y la
fecha efectiva de reporte como se muestra en las figuras 30 y 31
respectivamente.
Figura 30: Validación de datos, selección de reporte
Fuente: Software TOW/cs, 2015
Figura 31: Validación de datos, selección de estación
Fuente: Software TOW/cs, 2015
50
2.3.3.7 Gráficos
En TOW/cs se pueden realizar gráficos que ayudan a entender de mejor
manera el comportamiento del pozo a lo largo de su historia, como se
observa en la Figura 32.
Figura 32: Ejemplo de gráficos TOW/cs
Fuente: Software TOW/cs, 2015
51
2.3.4 FACTOR DE REDISTRIBUCIÓN DE PRODUCCIÓN LEASE
FACTOR
El factor de redistribución de producción Lease Factor es utilizado por el
sistema TOW para distribuir la producción diaria de un campo a los pozos
del mismo.
𝐋𝐒 𝐅𝐚𝐜𝐭𝐨𝐫 =𝐏𝐫𝐨𝐝𝐮𝐜𝐜𝐢ó𝐧
∑ 𝐏𝐨𝐭𝐞𝐧𝐜𝐢𝐚𝐥𝐞𝐬 Ec [1]
Como se puede ver en la Tabla 5, que fue descargada del sistema Cognos,
se muestra información de potenciales y producción de pozos del campo
Sansahuari. Lo asignado en color azul corresponde a datos de potenciales,
es decir información de producción por medio de pruebas de pozos; la
información asignada en verde es la producción “alocada”, es decir,
determinada por el factor de reditribución de producción Lease Factor.
Tabla 6: Potenciales y producción campo Sansahuari
Pozo bfpd bppd API Tasa máx
(bppd) bppd bapd
MSCF de gas
SNS-005TS 548.00 155.63 25.7 250 167.387 392.368 24.000
SNS-007UM 1 077.00 140.01 24.5 350 150.585 936.990 29.000
SNS-009UI 1 778.00 158.24 25.6 300 170.194 1 619.758 25.000
SNSA-002US 1 752.00 143.66 24.3 220 154.515 1 608.336 26.000
SNSA-013US 1 019.00 101.90 17.0 250 109.597 917.100 24.000
SNSB-010UI 1 284.00 147.66 25.8 230 158.813 1 136.340 30.000
SNSB-012UM 1 192.00 1 096.64 26.1 1.500 1 179.469 95.360 90.000
SNSB-016US 388.00 85.36 19.1 120 91.807 302.640 26.000
SNSC-011US 1 301.00 52.04 23.6 170 55.971 1 248.960 22.000
SNSC-020US 1 341.00 80.46 18.8
86.537 1 260.540 26.000
SNSE-004UI 914.00 178.23 24.4 700 191.692 735.770 24.000
SNSE-017US 1 552.00 372.48 18.9 450 400.613 1 179.520 28.000
TOTAL 14 146 2 712
4.540 2 917.18 11 433.68 374.00
Fuente: Petroamazonas EP, 2015
52
Aplicando la fórmula, tenemos que el Lease Factor es:
𝐿𝑆 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 = 2 917.18
2 712.32
𝐿𝑆 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 = 1.07553
Una vez obtenido el factor, a éste se multiplica el potencial de cada pozo
para así obtener la producción de dicho pozo:
Tabla 7: Producción y potencial pozo SNS-005TS
Pozo bfpd bppd API Tasa máx.
(bppd) Bppd bapd
MSCF de gas
SNS-005TS
548.00 155.63 25.7 250 167.387 392.368 24.000
Fuente: Petroamazonas EP, 2015
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑜𝑧𝑜 𝑆𝑁𝑆 005𝑇𝑆 = 155.63 ∗ 1.07553
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑜𝑧𝑜 𝑆𝑁𝑆 005𝑇𝑆 = 167.387 𝑏𝑝𝑝𝑑
En los Anexos 27 al 39 se puede observar el comportamiento de este factor
en los diferentes campos de la Zona Norte en el año 2014.
2.3.4.1 Configuración de los Campos/Estaciones de la Zona Norte
Es importante conocer cómo están distribuidos las estaciones de producción
de los campos ya que facilitará el entendimiento del factor de distribución de
producción Lease Factor.
La producción de los campos se determina como se presenta a
continuación:
53
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜 Ec. [2]
Bloque 56 Lago Agrio
En este bloque, cada uno de los pozos se dirige a su respectiva estación
correspondiente a cada campo, por lo que no existe ningún problema ya que
la producción del campo es la misma producción de la estación. La
producción de los campos Lago Central, Lago Norte y Parahuacu se
conectan al oleoducto secundario del área Libertador, mientras que la
producción del campo Guanta se conecta al oleoducto secundario del área
Cuyabeno, como se puede observar en la Figura 33 y en los Anexos 3 al 6.
Figura 33: Distribución Estaciones Bloque 56
Fuente: Petroamazonas EP, 2015
Para los campos del Bloque 56, la producción se determina así:
𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐿𝑎𝑔𝑜 𝐶𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜
54
𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐿𝑎𝑔𝑜 𝑁𝑜𝑟𝑡𝑒 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜
𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑃𝑎𝑟𝑎ℎ𝑢𝑎𝑐𝑢 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜
𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐺𝑢𝑎𝑛𝑡𝑎 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜
Bloque 57 Shushufindi
En este bloque, como se observa en la Figura 34 y en los Anexos 7 al 13, la
producción de los campos Shushufindi Central, Shushufindi Sur, Shushufindi
Sur-Oeste, Shushufindi Norte y Aguarico, se dirige al tanque de oleoducto
ubicado en la estación Shushufindi Central. De aquí, una parte es enviada a
Refinería y la otra va directamente al SOTE. La producción de los campos
Cobra y Condorazo es transportada por medio de tanqueros hacia la
estación Drago, desde donde se conecta al SOTE.
55
Figura 34: Distribución Estaciones Bloque 57 Shushufindi
Fuente: Petroamazonas EP, 2015
Para los campos del Bloque 57 Shushufindi, la producción se determina así:
𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑆𝑆𝐹𝐷 𝐶𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜
𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑆𝑆𝐹𝐷 𝑆𝑢𝑟 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜
56
𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑆𝑆𝐹𝐷 𝑆𝑢𝑟 − 𝑂�