ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · producciÓn del sistema de levantamiento por gas lift _____ 113...

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y

PETRÓLEOS

“Factibilidad de Reemplazo del Sistema de Producci ón por Gas Lift en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha del Á rea

Libertador”

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI EROS EN

PETRÓLEOS

ROBERTO ALEJANDRO OCHOA CELI

[email protected]

KARINA ALEXANDRA VALLEJO CULQUI

[email protected]

DIRECTOR: ING. FRANKLIN TITUAÑA MORALES

CO-DIRECTOR: ING. ANGEL USHIÑA PUMA

Quito, Febrero 2010

II

DECLARACIÓN

Nosotros, VALLEJO CULQUI KARINA ALEXANDRA, OCHOA CELI ROBERTO ALEJANDRO, declaramos

bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente

presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley

de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

KARINA VALLEJO CULQUI

ROBERTO OCHOA CELI

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Karina Alexandra Vallejo Culqui y Roberto Alejandro Ochoa Celi, bajo mi supervisión.

ING. FRANKLIN TITUAÑA ING. ANGEL USHIÑA

DIRECTOR DE PROYECTO CO-DIRECTOR DE PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

A Dios por haberme permitido culminar una de mis más preciadas metas y por haberme dado la oportunidad de compartirla con mis seres queridos aquellos que fueron participes de mis triunfos y fracasos y me apoyaron incondicionalmente.

A mi madre Sandra y a José quienes con mucho amor y esfuerzo incomparable me permitieron emprender el largo sendero de la vida, gracias por ser el pilar incondicional para mi superación, no los defraudaré

A mi hermano Esteban con el que he compartido los momentos más significativos de mi vida, gracias por todo tu apoyo y no dudes del mío. A mis tres ángeles que aún en el cielo siguen junto a mí en mi mente y mi corazón. A toda mi invaluable familia de quienes he recibido todo el abrigo y afecto alentador para seguir adelante.

A la Escuela Politécnica Nacional y de manera especial a la Carrera de Ingeniería en Petróleos y al personal que la conforma.

Al Ingeniero Franklin Tituaña por la apertura brindada para que este sueño se hiciera realidad, por compartir sus conocimientos y ser una persona muy paciente y comprometida con su trabajo y junto con él, todo el personal que conforma EP-Petroecuador. Al Ingeniero Ángel Ushiña por la colaboración ofrecida durante la realización del proyecto.

A todos mis amigos porque con ellos compartí las mejores experiencias en mi vida universitaria, gracias por su apoyo. A Roberto quien ha más de ser un compañero es un buen amigo, gracias por todos tus consejos y por la ayuda en la realización del presente proyecto.

Karina

V

DEDICATORIA

A la persona más importante de mi vida, quién ha sido mi guía, ejemplo e inspiración para poder enfrentar los nuevos retos que día a día se presentan en mi andar, a mi mami Sandra. Me permitiste estar viva junto a ti, jamás me desamparaste, estuviste cuando más te necesité, y ahora me proporcionas la principal herramienta para enrumbarme en el largo sendero de la vida. No te puedo pedir más, me lo has dado todo, soy la persona que soy gracias a ti. Éste logro también es tuyo.

Karina

VI

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por estar conmigo en cada paso que doy, por fortalecer mi corazón e

iluminar mi mente.

A mi familia por el apoyo incondicional recibido a lo largo de toda mi carrera

estudiantil, en especial a mis amados padres.

A mis hermanos y primos, porque siempre creyeron en mi y me dieron aliento

para seguir adelante.

A mi compañera de tesis, pero sobre todo amiga, por su incondicional apoyo en

todos los momentos de mi vida.

A todos mis amigos con los que siempre podré contar, pues su amistad es

valiosa.

Al Ingeniero Franklin Tituaña, por su colaboración y acertada Dirección durante el

desarrollo del presente estudio.

A todos y cada uno de los Ingenieros del Departamento de Petróleos, por

compartir e impartir sus valiosos conocimientos.

Roberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa Celi

VII

DEDICATORIA

A Dios por ser mi guía en todo momento, por darme fuerza y valor para seguir

adelante cuando he estado por decaer. Le doy gracias por darme la oportunidad

de ver mis sueños realizados haciendo que esto sea un primer paso para mi

enriquecimiento profesional.

A mis padres, porque además de ser quienes me dieron la vida siempre han

representado lo más importante en mi corazón, siendo la guía y el soporte en

cada paso que he dado, brindándome su amor incondicional.

A mi familia, por sus consejos y apoyo incondicional.

A mis sobrinos, por sacarme una sonrisa y brindarme cariño en los momentos

difíciles.

Y a todas aquellas personas que a lo largo de mi vida han confiado en mí y me

han brindado su apoyo.

Roberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa Celi

VIII

INDICE

DECLARACIÓN _______________________________________ ______________ II CERTIFICACIÓN ____________________________________________________ III AGRADECIMIENTOS _______________________________________________ IV DEDICATORIA ______________________________________________________ V INDICE __________________________________________________________ VIII ÍNDICE DE MAPAS _________________________________________________ XII ÍNDICE DE TABLAS __________________________________ _____________ XIII ÍNDICE DE GRÁFICOS ______________________________________________ XV ÍNDICE DE ANEXOS _______________________________________________ XVII SIMBOLOGÍA O SIGLAS _______________________________ ___________ XVIII RESUMEN _______________________________________________________ XXI PRESENTACIÓN __________________________________________________ XXII

CAPITULO 1 __________________________________________________________ 1

CARACTERÍSTICAS DE LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICH INCHA DEL AREA LIBERTADOR _________________________________________ 1

1.1 ÁREA LIBERTADOR _______________________________________________ 1 1.1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA _______________________________________ 1 1.1.2 RESEÑA HISTORICA DE LOS CAMPOS ____________________________ 1 1.1.3 ESTRUCTURA GEOLÓGICA _____________________________________ 4

1.1.3.1 LITOLOGIA ________________________________________________ 4 1.1.4 DESCRIPCIÓN DEL TIPO DE RESERVORIO ________________________ 5 1.1.4.1 CONTACTO AGUA PETRÓLEO __________________________________ 6

1.1.4.2 AVANCE DE AGUA __________________________________________ 8 1.1.5 RESERVAS __________________________________________________ 12 1.1.6 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN ________________________________ 12 1.1.7 PRODUCCIÓN DE CAMPOS EN ESTUDIO _________________________ 13

CAPITULO 2 _________________________________________________________ 16

EVALUACIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE PR ODUCCIÓN POR GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SHUARA, PICHINCHA Y SECO YA 16

2.1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LAS ESTACIONES SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA _________________________________________________________ 16

2.1.1 ESTACIÓN SECOYA ___________________________________________ 17 2.1.2 ESTACIÓN SHUARA ___________________________________________ 20

IX

2.1.3 ESTACIÓN PICHINCHA ________________________________________ 22

2.2 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA GAS LIFT ___________________________ 24

2.3 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN DE GAS ______________ 25 2.3.1 VOLUMENES DE GAS CAPTADO Y SU UTILIZACIÓN EN LAS ESTACIONES EN ESTUDIO ______________________________________________________ 26 2.3.2 COMPONENTES PARA LA CAPTACIÓN DEL GAS ___________________ 27

2.3.2.1 COMPRESORES ___________________________________________ 27 2.3.2.2 GASODUCTOS ____________________________________________ 28 2.3.2.3 EQUIPO AUXILIARES _______________________________________ 28

2.3.2.3.1 PULMONES ___________________________________________ 28 2.3.2.3.2 SISTEMA ELÉCTRICO AUXILIAR __________________________ 28 2.3.2.3.3 SISTEMA DE ACCESORIOS Y FITTINGS ____________________ 28 2.3.2.3.4 ACCESORIOS DE ENTRADA CENTRAL DE GENERACIÓN _____ 28

2.4 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS CAMPOS SHUARA, SECOYA Y PICHINCHA _______________________________________________ 29

2.4.1 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SECOYA _______ 29 2.4.2 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SHUARA _______ 36 2.4.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO PICHINCHA _____ 42

2.5 HISTORIALES DE PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS, SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA _________________________________________________________ 49

2.5.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SECOYA-04 _______________ 49 2.5.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SHUARA - 03 ______________ 52 2.5.3 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SECOYA – 20 _____________ 55

2.6 ANÁLISIS DE LAS ZONAS EN LOS POZOS ESTUDIADOS EN LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA _______________________________________ 58

CAPITULO 3 _________________________________________________________ 61

DISEÑO DE SISTEMAS DE PRODUCCIÓN ALTERNATIVOS PARA REEMPLAZAR EL SISTEMA DE GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA _____________________________________ 61

3.1 CONSIDERACIONES TEÓRICAS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN ____ 61 3.1.1 PRODUCCIÓN A FLUJO NATURAL _______________________________ 61 3.1.2 SISTEMA DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO HIDRÁULICO ____________ 61

3.1.1.1 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN _________________________ 62 3.1.1.2 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET _____________________________ 63

3.1.3 SISTEMA DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO NEUMÁTICO (GAS LIFT) __ 66 3.1.4 SISTEMA DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO MECÁNICO _____________ 68 3.1.5 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE _______________________________ 72 3.1.6 BOMBAS DE CAVIDADES PROGRESIVAS O PCP (PROGRESSING CAVITY PUMP) ___________________________________________________________ 84

X

3.2 ANÁLISIS PARA EL PROCESO DE SELECCIÓN ________________________ 86

3.3 EJEMPLOS DE DISEÑO BES Y BOMBEO MECÁNICO ___________________ 89 3.3.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA EL POZO SHUARA 03 _______ 89 3.3.2 BOMBEO MECÁNICO PARA EL POZO SECOYA 04 __________________ 99 3.3.3 RESULTADOS DEL DISEÑO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA EL POZO SECOYA 20 DE LA ARENA “T INFERIOR”. _____________________ 111

CAPITULO 4 ________________________________________________________ 113

ALTERNATIVAS PARA EL USO DEL GAS ASOCIADO Y FACILID ADES DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIF T ________________________________________________________ 113

4.1 ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL USO DEL GAS ASOCIADO EN LAS ESTACIONES EN ESTUDIO ___________________________________________ 113

4.2 COMPOSICIÓN Y CARÁCTERÍSTICAS DEL GAS ASOCIADO PRESENTE EN LIBERTADOR ______________________________________________________ 114

4.3 ALTERNATIVAS DE USO PARA EL GAS ASOCIADO ___________________ 116 4.3.1 GENERACIÓN ELÉCTRICA ____________________________________ 117

4.3.1.1 SISTEMAS DE CAPTACIÓN DE GAS Y VAPOR _________________ 118 4.3.1.2 SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN _____________________________ 120 4.3.1.3 INTRODUCCIÓN A LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA. __ 121

4.3.1.3.1 CARACTERÍSTICAS DEL COMBUSTIBLE ___________________ 122 4.3.2 TRATAMIENTO TÉRMICO DEL CRUDO __________________________ 122 4.3.3 PLANTA DE PROCESAMIENTO DE PETROINDUSTRIAL ____________ 124

4.4 ALTERNATIVAS PARA EL USO DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT __________________________ 126

4.4.1 SISTEMA DE COMPRESIÓN Y PRODUCCIÓN DE GAS ______________ 127 4.4.2 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO DE GAS DE LA ESTACIÓN. __________ 129

4.4.2.1 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO ALTA PRESIÓN _______________ 129 4.4.2.2 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO BAJA PRESIÓN _______________ 130

CAPITULO 5 ________________________________________________________ 132

ESTUDIO ECONÓMICO DE RESULTADOS _______________________________ 132

5.1 INTRODUCCIÓN _________________________________________________ 132

5.2 MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS ________________________ 132 5.2.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ___________________________________ 133 5.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) _____________________________ 134

XI

5.2.3 RELACIÓN COSTO / BENEFICIO (RCB) ___________________________ 136

5.3 COSTOS E INVERSIÓN DEL PROYECTO _____________________________ 137

5.4 INGRESOS ___________________________________________________ 138

5.5 EGRESOS ______________________________________________________ 139

5.6 HIPÓTESIS EN LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS ECONÓMICO ___________ 139

CAPITULO 6 ________________________________________________________ 137

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES _______________________________ 137

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS: _____________________________________ 142

GLOSARIO 144

ANEXOS 150

XII

ÍNDICE DE MAPAS

MAPA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO LIBERTADOR__________________________2

MAPA 1.2SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T INFERIOR”_____________________8

MAPA 1.3 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T SUPERIOR”____________________9

MAPA 1.4 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U INFERIOR”___________________10

MAPA 1.5 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U SUPERIOR”__________________11

XIII

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1.1 PARÁMETROS PVT DE LAS ARENAS Y DE LOS FLUIDOS DE LOS CAMPOS PICHINCHA, SHUARA Y SECOYA _____________________ 6

TABLA 1.2 PROFUNDIDADES DE LOS CONTACTOS AGUA - PETRÓLEO INICIAL __________________________________________________________ 7

TABLA 1.3 RESERVAS DE PETRÓLEO DEL CAMPO LIBERTADOR EN PRODUCCIÓN POR YACIMIENTO_____________________________12

TABLA 1.4 PRODUCCIÓN POR CAMPOS Y MÉTODOS. POZOS PRODUCIENDO JULIO 2010 ________________________________ 13

TABLA 1.5 POZOS REINYECTORES EN LOS CAMPOS SHUARA, SECOYA Y PICHINCHA. AGOSTO 2010 __________________________________ 14

TABLA 1.6 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS QUE SE ENCUENTRAN UBICADOS EN LOS CAMPOS SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA._____________ 15

TABLA 2.1 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN SECOYA _________________________________________________18

TABLA 2.2 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN SHUARA__________________________________________________21

TABLA 2.3 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA________________________________________________23

TABLA 2.4 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SECOYA Y PICHINCHA. _________________________ 24

TABLA 2.5 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE CAPTACIÓN DE GAS EN LAS ESTACIONES PICHINCHA Y SHUARA. _____________________ 25

TABLA 2.6 CAPTACIÓN DE GAS EN LAS ESTACIONES SECOYA, PICHINCHA Y SHUARA__________________________________________________26

TABLA 2.7 COMPONENTES PARA LA CAPTACIÓN DEL GAS _______________ 27

TABLA 2.8 PETROFISICA POZOS EN ESTUDIO __________________________ 58

TABLA 2.9 PETROFISICA POZOS VECINOS _____________________________ 59

TABLA 2.10 ANÁLISIS DE LAS ZONAS EN LOS POZOS DE LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA _____________________________ 60

TABLA 3.1 PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DEL TIPO DE LEVANTAMIENTO _________________________________________________________ 86

TABLA 3.2 RESULTADOS PARA LA COMPARACIÓN TÉCNICA DE CADA POZO 87

XIV

TABLA 3.3 EJEMPLOS DE POZOS CON BAJOS CAUDALES EN EL ÁREA LIBERTADOR ______________________________________________ 88

TABLA 3.4 DATOS PARA DISEÑAR BES EN EL POZO SHUARA 03 __________ 89

TABLA 3.5 DATOS PARA DETERMINAR “N” ______________________________ 90

TABLA 3.6 DATOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR ___________ 91

TABLA 3.7 RESULTADOS DEL POZO SHUARA 03 ________________________ 98

TABLA 3.8 DATOS PARA DISEÑAR BOMBEO MECÁNICO EN EL POZO SECOYA04________________________________________________99

TABLA 3.9 DATOS PARA DETERMINAR “N” _____________________________ 101

TABLA 3.10 DATOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR __________ 102

TABLA 3.11 RESULTADOS DEL POZO SECOYA 04 _______________________ 111

TABLA 3.12 RESULTADOS DEL POZO SECOYA 20 _______________________ 112

TABLA 4.1 ANÁLISIS DE CROMATOGRAFÍA DE GAS DEL CAMPO LIBERTADOR ________________________________________________________ 115

TABLA 4.2 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DEL GAS DEL CAMPO LIBERTADOR _____________________________________________ 115

TABLA 5.1 COSTOS ESTIMADOS BES _________________________________ 137

TABLA 5.2 COSTOS ESTIMADOS BOMBEO MECÁNICO __________________ 138

TABLA 5.3 COSTOS DE PREPRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS ________________________________________________________ 138

TABLA 5.4 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO _____________________ 141

TABLA 5.5 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN MENSUAL (INCLUYE DECLINACIÓN DEL 1,246% MENSUAL) ____________________________________ 141

TABLA 5.6 CÁLCULO DEL VAN Y TIR (SE CONSIDERA EQUIPO DE BOMBEO MECÁNICO NUEVO) _______________________________________ 131

TABLA 5.7 CÁLCULO DEL VAN Y TIR (SE CONSIDERA EQUIPO DE BOMBEO MECÁNICO DISPONIBLE EN BODEGA) _______________________ 134

XV

ÍNDICE DE GRÁFICOS

GRÁFICO 1.1 PRODUCCIÓN CAMPO LIBERTADOR _________________________ 3

GRÁFICO 2.1 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SECOYA 04) _ 49

GRÁFICO 2.2 BSW VS. TIEMPO (SECOYA 04) ____________________________ 50

GRÁFICO 2.3 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SECOYA 04: “T”) _________________________________________________________ 50

GRÁFICO 2.4 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SECOYA 04: “U INFERIOR”) _______________________________________________ 51

GRÁFICO 2.5 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03) _ 52

GRÁFICO 2.6 BSW VS. TIEMPO (SHUARA 03) ___________________________ 52

GRÁFICO 2.7 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03: “u” + ”BT”) ____________________________________________________ 53

GRÁFICO 2.8 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03: “u INFERIOR”) _______________________________________________ 53

GRÁFICO 2.9 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03: “u superior”) _________________________________________________ 54

GRÁFICO 2.10 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03: “T”) ______________________________________________________ 55

GRÁFICO 2.11 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEMPO (SECOYA 20) _________________________________________________________ 55

GRÁFICO 2.12 BSW VS. TIEMPO (SECOYA 20) _________________________ 56

GRÁFICO 2.13 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEMPO (SECOYA 20: “T INFERIOR”) _____________________________________________ 56

GRÁFICO 2.14 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEMPO (SECOYA 20: “U INFERIOR”) _____________________________________________ 57

GRÁFICO 3.1 SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO _________________________ 62

GRÁFICO 3.3 UNIDAD DE BOMBEO NEUMÁTICO (GAS LIFT) ________________ 66

GRÁFICO 3.4 ESQUEMA DEL MECANISMO Y PARTES DEL BOMBEO MECÁNICO TIPO BALANCÍN ___________________________________________ 69

GRÁFICO 3.5 PARTES DE UNA BOMBA DE SUCCIÓN DE POZOS PETROLÍFEROS _________________________________________________________ 70

GRÁFICO 3.6 COMPONENTES DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ________ 74

XVI

GRÁFICO 3.7 CORTE TRANSVERSAL DEL MOTOR DE UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE _____________________________________ 75

GRÁFICO 3.8 CORTE TRANSVERSAL DEL PROTECTOR DE UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE _____________________________________ 76

GRÁFICO 3.9 CORTE TRANSVERSAL DEL SEPARADOR DE GAS DE UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE _____________________________________ 78

GRÁFICO 3.10 RANGO DE TAMAÑOS DE CABLE __________________________ 80

GRÁFICO 3.11 ESQUEMA DE SUPERFICIE Y FONDO DE LAS PCP ___________ 84

GRÁFICO 3.12 Determinación del factor de turbulencia _______________________ 91

GRÁFICO 3.13 Construcción de la curva IPR para el pozo Shuara 03 DE LA ARENA “U SUPERIOR” _____________________________________________ 92

GRÁFICO 3.14 Determinación del factor de turbulencia ______________________ 101

GRÁFICO 3.15 Construcción de la curva IPR para el pozo SECOYA 04 DE LA ARENA “U INFERIOR”_____________________________________________ 102

GRÁFICO 4.1 Separadores y bota de Petroproducción _______________________ 124

GRÁFICO 4.2 Diagrama de flujo de una estación de captación ________________ 125

GRÁFICO 4.3 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.1 ___________________ 127




GRÁFICO 5.1 INGRESOS Y EGRESOS TOTALES ACUMULADOS VS. TIEMPO 132

GRÁFICO 5.2 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN) vs. TIEMPO _ 133

GRÁFICO 5.3 INGRESOS Y EGRESOS TOTALES ACUMULADOS VS. TIEMPO 135

GRÁFICO 5.4 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN) vs. TIEMPO _ 136

XVII

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1. 151CONTACTOS AGUA – PETRÓLEO EN EL CAMPO LIBERTADOR

________________________________________________________ 151

ANEXO 2. 155CRONOGRAMA DE PERFORACION - 2010 _________________ 155

ANEXO 4. CORRELACIONES ESTRATIGRÁFICAS ESTRUCTURALES ______ 137

ANEXO 5. RESERVAS REMANENTES EN OFM _________________________ 140

ANEXO 6. SOLICITUD DE REACONDICIONAMIENTO #11 DEL SECOYA 20 __ 148

ANEXO 7. COMPLETACIONES DE LOS POZOS EN ESTUDIO _____________ 151

ANEXO 8. CURVA BOMBA REDA _____________________________________ 155

ANEXO 9. SELECCIÓN DEL MOTOR __________________________________ 157

ANEXO 10. SELECCIÓN DEL HOUSIN, PROTECTOR E INTAKE _____________ 159

HOUSING ________________________________________________ 160

ANEXO 11. GRÁFICA PARA SELECCIONAR LA CARRERA Y LA UNIDAD DE BOMBEO ________________________________________________ 162

ANEXO 12. DATOS DE LAS BOMBAS Y VARILLAS ________________________ 164

ANEXO 13. RELACIÓN ADIMENSIONAL (F1/SKR) PARA CALCULAR LA CARGA MÁXIMA EN LA BARRA PULIDA. _____________________________ 166

ANEXO 14. SELECCIÓN DEL BALANCÍN ________________________________ 168

ANEXO 15. RELACIÓN ADIMENSIONAL (F2/SKR) PARA CALCULAR LA CARGA MÍNIMA EN LA BARRA PULIDA. _____________________________ 171

ANEXO 16. RELACIÓN ADIMENSIONAL (2T/S2KR) PARA CALCULAR TORQUE MÁXIMO EN LA CAJA DE ENGRANAJES ______________________ 173

ANEXO 17. VALOR DE AJUSTE (TA) PARA CORREGIR TORQUE MÁXIMO (PARA WRF/SKR ≠ 0,3) ___________________________________________ 175

ANEXO 18. SELECCIÓN DE LA CAJA DE ENGRANAJES ___________________ 177

ANEXO 19. RELACIÓN ADIMENSIONAL (F3/SKR) PARA CALCULAR LA POTENCIA DEL MOTOR ____________________________________ 179

ANEXO 20. RELACIÓN ADIMENSIONAL (SO/S) PARA CALCULAR LA CARRERA EFECTIVA DEL PISTÓN ____________________________________ 181

ANEXO 21. UNIDAD DE RECUPERACIÓN DE VAPOR (VRU) _______________ 183

ANEXO 22. DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN SECOYA _________________________________________________ 185

XVIII

SIMBOLOGÍA O SIGLAS

SÍMBOLO SIGNIFICADO

BS25/26/27/28 Bombas Centrífugas

BSW BASIC SEDIMENT AND WATER

BSWC BASIC SEDIMENT AND WATER EN EL CASING

BSWF BASIC SEDIMENT AND WATER EN LA FORMACIÓN

BLS Barriles

Boi Factor Volumétrico del petróleo Inicial [bls/BF]

CA Pozo Abandonado

CBE Contrabalance Efectivo [lbs]

CG01/02 Compresores Estación Secoya

CL20 Calentador de la Estación Secoya

CPG Pozo Cerrado Gas Lift

CPS Pozo Cerrado BES

CPH Pozo Cerrado Hidráulico

DG20/21 Depurador General de Gas

DG22 Depurador de Gas de Manto y Combustible

Er Constante Elástica de la Sarta de Varillas=8,12·10-7 in/lbs-ft

FNC Flujo neto de caja

Fr Factor de Corrección de Frecuencia

Ft Caída de Presión por Fricción

Fo Carga de Fluido Sobre la Bomba

Fo/SKr Cálculo del Estiramiento de Cabillas adimensional

FW20 Separadores de Producción de la Estación Secoya

F1/SKr Carga Máxima en la Barra Pulida adimensional

XIX

GLS Gas Lift Survey

GOR Relación Gas – Petróleo [PC/PCS]

Hd Levantamiento Neto [ft]

i Tasa de Actualización o Descuento

IC21 Intercambiador de Calor Gas-Gas

KD20/21 Knock Out Drum de Alta y Baja Presión

MPRL Carga Mínima en la Barra Pulida [lbs]

NC Número de Corridas

NF Nivel Fluyente

NI Nivel Inicial

N/No’ Velocidad de Bombeo Adimensional

PAB Profundidad de Asentamiento de la Bomba [ft]

Pd Presión de Cabeza [ft]

PEB Presión de Entrada a la Bomba [psi]

Pf Pérdida de Carga por Fricción

Pmp Profundidad media de las perforaciones [ft]

PPS Pozo Productor por Bombeo Electrosumergible

PPG Pozo Productor por Bombeo por Gas Lift

PPRL Carga Máxima en la Barra Pulida [lbs]

PRHP Potencia Requerida en la Carga en la Barra Pulida

PT Torque Máximo

PVT Presión, Volumen, Temperatura

Pvc Pérdida de Voltaje en el Cable [V]

QE20/21 Tea de Alta Presión

LSL Laberinto – Serie – Laberinto

RCB Relación Costo/Beneficio

SG01 Bota de Gas

XX

S.O.T.E. Sistema de Oleoducto Transecuatoriano

SP Carrera del Pistón

SSTVD Sub Sea Total Vertical Depth

ST20/21 Separadores de Producción de la Estación Secoya

TBR Total Barriles Recuperados

TDH Altura Dinámica Total [ft]

TEB Temperatura de Entrada a la Bomba [ºF]

THE Total Horas Evaluadas

TL01 Tanque de Lavado

TIR Tasa Interna de Retorno

VAN Valor Actual Neto

VF Valor futuro

VP Valor presente

VRU Unidad de Recuperación de Vapor

Vtfeb Volumen Total de Fluidos a la Entrada de la Bomba [BY]

W Peso Total de la Sarta

Wr Peso de las Varillas en el Aire (Bombeo Mecánico)[ lbs/ft]

Wrf Peso Total de la Sarta de Varillas en Flotación [lbs]

XXI

RESUMEN

El presente proyecto está orientado a examinar la factibilidad de reemplazo del sistema de producción por gas lift en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha del Área Libertador, mediante el análisis de los pozos que se encuentren produciendo a través del sistema de levantamiento Gas Lift, y del estado de las facilidades de producción de las estaciones, utilizando la información técnica disponible hasta Julio del 2010.

Para la elaboración del presente proyecto, en los archivos de EP-Petroecuador tanto en Quito como en el Distrito Amazónico, se recopiló toda la información necesaria de historiales de reacondicionamiento y producción, datos PVT, parámetros petrofísicos de las arenas de los pozos en estudio, cromatografía de los gases, estado actual del sistema de producción por gas lift.

De igual forma, para el cálculo de reservas remanentes y la visualización de producciones mensuales y bsw se utiliza el programa OFM (Oil Field Manager) de la compañía Schlumberger.

En el proyecto se analiza los distintos sistemas de levantamiento artificial, siendo el elegido el más óptimo para los pozos estudiados, se realiza el respectivo diseño para cada uno de los pozos, y se presenta la metodología para el cálculo del diseño de bombeo mecánico y electrosumergible.

Además en este proyecto se presenta varias alternativas de uso para el uso del gas asociado y facilidades de producción del sistema de levantamiento por Gas Lift.

Finalmente, se realiza la evaluación económica, tomando como indicadores el TIR, VAN y RCB los cuales permitirán determinar si el proyecto es viable o no.

XXII

PRESENTACIÓN

EP- Petroecuador ha visto la necesidad de reemplazar el sistema de producción de Gas Lift en el Área Libertador, por sistemas óptimos que permitan mantener o incrementar la producción actual, por lo que se ha propuesto realizar un estudio de los pozos en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha.

El presente proyecto consta de seis capítulos. En el primer capítulo se detalla la ubicación geográfica, descripción geológica y del tipo de reservorio, y mecanismos de producción en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha.

En el segundo capítulo se presenta la situación actual del sistema de producción por gas Lift en las estaciones Secoya, Shuara y Pichincha, el sistema de captación de gas, historiales de reacondicionamiento y producción.

En el tercer capítulo se realiza un análisis de los diferentes sistemas de levantamiento artificial así como también el diseño de sistemas de producción alternativos para reemplazar al gas Lift en los pozos seleccionados de los Campos Secoya, Shuara y Pichincha.

En el cuarto capítulo se analiza las alternativas para el uso del gas asociado en la generación eléctrica, tratamiento térmico del crudo o la operación por parte de la planta de procesamiento de Petroindustrial, y facilidades de producción.

En el quinto capítulo se realiza el análisis de la factibilidad de la ejecución de este proyecto, teniendo en cuenta los costos de producción, tipo de sistema de levantamiento artificial requerido y producción proyectada, considerando los indicadores de la tasa interna de retorno (TIR) y el valor actual neto (VAN).

En el sexto capítulo se presentan algunas conclusiones y recomendaciones a ser consideradas.

CAPITULO 1

CARACTERÍSTICAS DE LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA DEL AREA LIBERTADOR

1.1 ÁREA LIBERTADOR

1.1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El Área Libertador se encuentra ubicada en la Provincia de Sucumbíos en la

zona norte de la Cuenca Oriente, entre las coordenadas geográficas de latitud

desde 00º04’’ Sur hasta 00º06’ Norte y longitud desde 76º33’00’’ hasta

76º36’40’’ Oeste, con una extensión de 25000 acres.

Ésta constituye una de las áreas productoras de petróleo más importantes del

Distrito Amazónico; ésta conformada por los siguientes campos: Shuara,

Pichincha, Secoya, Shushuqui, Atacapi, Tetete, Tapi, Frontera, Pacayacu,

Carabobo, Ocano, Peña Blanca y Chanangue.

Los campos Chanangue y Carabobo continúan cerrados durante el año 2010,

el pozo Ocano-01, cerrado por alto BSW y el pozo Peña Blanca-01 esperando

reacondicionamiento.

1.1.2 RESEÑA HISTORICA DE LOS CAMPOS

En 1980, la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) perforó las

estructuras Secoya, Shuara y Shushuqui con los pozos Secoya 1 entre enero y

febrero, Shuara 1 entre febrero y marzo, y Shushuqui 1 entre octubre y

noviembre.

MAPA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO

FUENTE: EP - Petroecuador

ELABORADO POR: EP - Petroecuador

UBICACIÓN DEL CAMPO LIBERTADOR

Petroecuador

Petroecuador

2

3

Las primeras interpretaciones sísmicas mostraban a las tres estructuras antes

mencionadas como independientes, pero interpretaciones posteriores,

sustentadas en la información aportada por los pozos perforados, así como

nuevos datos de interpretaciones sísmicas, permitieron elaborar un nuevo

modelo estructural que integraba en un solo campo a las estructuras

Shushuqui, Pacayacu, Shuara y Secoya.

Los campos Secoya, Shuara, Shushuqui y Pacayacu empezaron su

producción en 1982 y el campo Pichincha en 1989. En agosto de 1992 el

campo Libertador alcanza su máxima producción con aproximadamente

56.651 BPPD, a partir del cual comenzó a declinar como se observa en el

gráfico 1.1.

GRÁFICO 1.1 PRODUCCIÓN CAMPO LIBERTADOR


ELABORADO POR: EP – Petroecuador

Los campos Secoya, Shuara y Pichincha tiene una producción aproximada de

12083,76 BPPD (Ver Tabla 1.4).

4

1.1.3 ESTRUCTURA GEOLÓGICA

Posee una estructura anticlinal alargada en sentido nor-noroeste y sur-suroeste

con la presencia de fallas geológicas inversas de igual orientación. Las fallas

en el Libertador están alineadas principalmente de Norte a Sur y

probablemente mejoran la comunicación vertical; las fallas también rompen la

Caliza B separando las formaciones U inferior y T.

El tipo de entrampamiento en el Libertador es una combinación estructural y

estratigráfica, la dirección de migración del petróleo proviene del sur y desde

allí lleno las trampas del Libertador.

1.1.3.1 LITOLOGIA

La litología de las arenas se indica a continuación.

ARENISCA “U" SUPERIOR

Describe areniscas cuarzosas con frecuentes bioturbaciones y Ia presencia de

intercalaciones de Iutita. A Ia base se desarrolla una secuencia grano-creciente

y hacia arriba secuencias grano-decreciente.

ARENISCA “U" MEDIA

Es una arenisca de poco espesor, cuarzosa, con estratificación cruzada,

ondulada y en partes masiva hacia Ia base, con delgadas intercalaciones

Iutáceas. Hacia el techo se encuentra bioturbación.

ARENISCA “U" INFERIOR

Corresponde a una arenisca cuarzosa, en partes algo micácea, grano

decreciente, Iimpia, masiva y con estratificación cruzada a Ia base, Iaminada al

techo.

5

ARENISCA BASAL TENA

Fue depositada rellenando canales erosionados, de tendencia SE y un ancho

entre 140 y 250‘, definidos sobre Ia base de información sísmica.

ARENISCA “T" SUPERIOR

Define areniscas cuarzo-glautonílicas en bancos métricos de grano muy fino,

masivas onduladas, con bioturbaciones. Tiene importante presencia de

cemento calcáreo.

ARENISCA “T" INFERIOR

Es una arenisca cuarzosa en secuencias métricas grano decreciente de grano

grueso a muy fino, con estratificación cruzada e intercalaciones Iutáceas. Tiene

un importante contenido de glauconita, Ia misma que aparece ya en Ia parte

media y superior del cuerpo "T" inferior.

1.1.4 DESCRIPCIÓN DEL TIPO DE RESERVORIO

La principal fuente de energía natural de los yacimientos del Área Libertador

proviene de un empuje lateral y de fondo de intrusión de agua.

Dentro de los parámetros petrofísicos promedios de las arenas en el Área

Libertador se encuentra: la porosidad en un rango de 10,4 a 19%, la saturación

de agua en un rango de 20% hasta 50%, el espesor neto de petróleo neto

saturado tiene un rango de 7,5 a 65 pies, mientras que la permeabilidad del

área en un rango de 10 a 1468 md.

Las propiedades de las arenas y los fluidos del Área Libertador, se presentan

en la tabla 1.1, en la que se puede apreciar los parámetros PVT de los fluidos;

se encuentran dentro de los siguientes rangos:

La presión inicial varía de 3000 a 4150 psi, indica que existió una buena

presión inicial de los reservorios, la temperatura de reservorio varía de 195 a

222 ºF, el factor volumétrico de petróleo se encuentra en un rango de 1,085 a

6

1,366 PCS/BLS, y mientras que la gravedad específica del gas en un rango de

0,992 a 1,54 (aire = 1).

TABLA 1.1 PARÁMETROS PVT DE LAS ARENAS Y DE LOS FLUIDOS DE LOS CAMPOS PICHINCHA, SHUARA Y SECOYA

CAMPO ZONA Pb Tf

º API GOR Boi GG

(Psi) (ºF) (PCS/BF) (BL/BF) (aire = 1)

PICHINCHA U inf 1243 227 28 281 1,22 1,25

T 773 208 31,4 214 1,247 1,645

SHUARA T 1120 216 31,7 383 1,31 1,62

U inf 1100 217 28 274 1,29 1,21

U sup 595 232 29,5 162 1,212 1,42

SECOYA U 1085 205 28,3 282 1,17 1,12

T 555 208 34,2 444 1,335 1,539

FUENTE: Laboratorio de Yacimientos EP-Petroecuador

ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

1.1.4.1 CONTACTO AGUA PETRÓLEO

El contacto agua - petróleo inicial en las diferentes arenas del campo, están

basadas en los registros eléctricos de los pozos, tomando en cuenta aquellos

que se perforaron al inicio de la vida productiva del campo y aquellos que

presenten condiciones iniciales por su ubicación. En el Anexo 1 encontramos

los contactos definidos a partir de los registros eléctricos por áreas del campo

Libertador.

Arena Us:

Se observan dos contactos agua – petróleo, en el Noroeste del campo en la

zona de los pozos SSQ03 y SSQ19 se observa un CAP = -8088 pies SSTVD

(Sub Sea True Vertical Depth) y al Suroeste del campo en la zona del pozo

SHU13 se observa un CAP de -8185 pies SSTVD.

Arena Ui:

Se observan varios contactos agua - petróleo en la unidad U Inferior, pero

considerando la fecha de perforación de los pozos se estableció un CAP inicial

7

preliminar de - 8300 pies SSTVD para las áreas Pichincha, Carabobo,

Shushuqui y Secoya (los pozos SSQ07, SSQ06, SSQ21, SEC7B, PICH06,

CAR03, CAR06 indican el contacto anteriormente mencionado). Además existe

otro contacto inicial al Noreste del campo Libertador que pertenece a la zona

donde están ubicados los pozos SHU06 y PAC05 indicando un CAP de -8280

pies SSTVD.

Arena Ts+Ti:

En la arena T, se presentan distintas regiones de contactos iniciales, lo que

implica una separación hidráulica vertical de estas arenas.

En la arena T, se identificaron dos claros contactos en las regiones de Shuara,

Pichincha, Secoya y Pacayacu a una profundidad de -8359 pies SSTVD y -

8471 pies SSTVD. Para la zona de Shushuqui se identificaron dos contactos a -

8379 pies SSTVD y -8471 pies SSTVD.

La profundidad de los contactos preliminares junto con sus niveles de

referencia se resume en la tabla 1.2:

TABLA 1.2 PROFUNDIDADES DE LOS CONTACTOS AGUA - PETRÓLEO INICIAL

FUENTE: Simulación Matemática del Campo Libertador, EP-Petroecuador ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

8

1.1.4.2 AVANCE DE AGUA

Según los resultados de la simulación matemática realizada en el Área

Libertador, se generaron los siguientes mapas de saturación de agua para las

unidades “U” y “T”, los cuales permiten evidenciar zonas no drenadas todavía

existentes en algunos pozos cerrados y productores.

MAPA 1.2 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T INFERIOR”



9

MAPA 1.3 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T SUPERIOR”



10

MAPA 1.4 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U INFERIOR”



11

MAPA 1.5 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U SUPERIOR”



12

1.1.5 RESERVAS

Los yacimientos son cuerpos de roca con comunicaciones hidráulicas en donde

los hidrocarburos están acumulados. Las fuerzas capilares y gravitacionales

controlan la distribución de los fluidos (petróleos, agua y gas) en dichas

acumulaciones, que al ser perturbadas sus condiciones de presión iniciales

mediante la perforación de pozos, expulsan parte de su contenido inicial hacia

éstos y luego a la superficie. En términos generales, esa fracción recuperable

es la reserva.

Las Reservas Originales Probadas del Campo Libertador son 440.227,136 bls,

con una producción acumulada de 326.740,048 bls. Además actualmente se

tiene 113.487,088 de Reservas Remanentes como se indica en la tabla 1.3.

TABLA 1.3 RESERVAS DE PETRÓLEO DEL CAMPO LIBERTADOR EN PRODUCCIÓN POR YACIMIENTO

FUENTE: EP – Petroecuador Gerencia de Exploración y Producción. Coordinación de

Desarrollo ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

1.1.6 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

Dentro de los estudios y análisis PVT realizados sobre el Área Libertador, se ha

determinado que esta Área corresponde a un yacimiento subsaturado con un

empuje lateral y de fondo de intrusión de agua; por lo que la presión inicial es

mayor que la del punto de burbuja como se señala en el Estudio de Simulación

de Yacimientos, área Libertador, Tomo 1 (Diciembre-1997). Cuando la presión

se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a

VOLUMEN IN FR PRODUCCIÓN RESERVAS PROBADAS PROBABLES TOTALES ACUMULADA REMANENTES

BLS BLS BLS Bls al 31/12/2009 Bls al 31/12/2009BASAL TENA 123.525.500 15,00% 19,80 18.530.060 0 18.530.060 3.704.834 14.825.226

U SUP 138.644.000 24,99% 29,50 34.647.136 0 34.647.136 25.935.218 8.711.918 U INF 686.787.000 41,00% 27,90 281.582.670 0 281.582.670 202.249.638 79.333.032

T 340.217.000 31,00% 31,80 105.467.270 0 105.467.270 94.850.357 10.616.913 TOTAL 1.289.173.500 34,15% 440.227.136 0 440.227.136 326.740.047 113.487.089

RESERVAS ORIGINALESYACIMIENTO API

SITU (BF) (INICIAL)

13

través del contacto agua – petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo

de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua

contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando intrusión o influjo, lo

que no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento

inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida.

Algunos de los pozos del campo Libertador presentan producciones conjuntas

de los yacimientos U (U Superior, U Media y U Inferior) y T (T Superior y T

Inferior). Las pruebas iniciales de esos pozos fueron realizadas separadamente

para cada arena y de esta manera se obtiene mayor información sobre la

proveniencia de una posible producción de agua y además se podría

determinar una distribución de la producción conjunta entre las arenas

respectivas.

1.1.7 PRODUCCIÓN DE CAMPOS EN ESTUDIO

La historia de producción del Área Libertador inicia en Agosto de 1982, y esta

proviene de los campos Secoya, Shuara, Shushuqui, Pichincha.

De los pozos que se encuentran en producción, la distribución por sistemas de

levantamiento es la siguiente (tabla 1.4):

TABLA 1.4 PRODUCCIÓN POR CAMPOS Y MÉTODOS. POZOS PRODUCIENDO JULIO 2010.

CAMPO MÉTODO BFPD BPPD BAPD BSW% TOTAL POZOS

PICHINCHA PPS 11773 1299,55 10473,5 88,96 7

SECOYA PPS 32175 8620,9 23563,8 73,24 24 PPG 243 128,79 114,21 47,00 1

SHUARA PPS 15248 1841,32 13549,9 88,86 11 PPG 276 193,2 82,8 30,00 1

TOTAL 59715 12083,76 47784,1 80,02 44

FUENTE: FORECAST, Julio 2010 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

14

En el área Libertador, a finales del 2009 se cuenta con un total de 162 pozos

perforados de los cuales 77 están produciendo, 53 pozos se encuentran

cerrados, 8 pozos reinyectores cerrados, 10 pozos son reinyectores, 2 pozos

esperando abandono y 12 pozos están abandonados.

De acuerdo a FORECAST (Julio 2010), a inicios del 2010 se perforaron 5

pozos: SEC-01RW, ARZ-2D, SHU-01RW, SEC -37D y SEC -38D.

En cuanto al manejo de agua de formación en los campos Shuara, Secoya y

Pichincha no existen problemas debido a que se tiene 6 pozos reinyectores

como se indica en la tabla 1.5; evitando así la contaminación del medio

ambiente.

TABLA 1.5 POZOS REINYECTORES EN LOS CAMPOS SHUARA, SECOYA Y PICHINCHA. AGOSTO 2010

POZOS ARENA

AGUA AGUA

REINYECTORES REINYECTADA BLS

PRODUCIDA BLS

SHU-01 RW HOLLIN 3963 12643

SHU -21 HOLLIN 8738

SEC-25 HOLLIN 2782 19188

SEC-01 RW HOLLIN 16692

PIC-01 RW HOLLIN 12696 14070

PIC-11 HOLLIN 1374

TOTAL 46245 45901

FUENTE: Campo Libertador- Sistema de Reinyección de Agua. Agosto 2010


El estado actual de los pozos que se encuentran ubicados en los campos

Shuara, Pichincha y Secoya de acuerdo a FORECAST Julio 2010 se muestran

en la tabla 1.6

15

TABLA 1.6 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS QUE SE ENCUENTRAN UBICADOS EN LOS CAMPOS SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA.

ESTACIÓN POZOS

PPS PPG CPS CPH CPG CA PR TOTAL SHUARA 11 1 8 4 0 4 2 30

PICHINCHA 7 0 6 1 1 0 2 17

SECOYA 24 1 7 2 1 1 2 38 TOTAL 42 2 21 7 2 5 6 85

FUENTE: FORECAST, Julio 2010


16

CAPITULO 2

EVALUACIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN POR GAS LIFT EN LAS

ESTACIONES SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA

Las facilidades de superficie para la producción por sistema Gas Lift de las

estaciones Shuara, Secoya y Pichincha fueron instaladas hace

aproximadamente 2 décadas, sobrepasando su vida útil (15 años), además la

instrumentación instalada no facilita el monitoreo y/o control adecuado de las

variables de proceso, lo cual dificulta tener una operación eficiente.

Cabe destacar que la infraestructura existente en las estaciones fueron

diseñadas y construidas bajo la base de producción de crudo con un contenido

de agua relativamente bajo (BSW<10%) y a pesar de que se han incorporado

nuevos pozos la infraestructura se encuentra sobredimensionada.

El área Libertador, actualmente consta de 2 Pozos Productores de Gas Lift,

(Shuara 03 y Secoya 04), y 2 Pozos Cerrados por Gas Lift (Secoya 06 y

Secoya 20).

Parte del gas captado en la estación Secoya es dirigido hacia las unidades de

alta presión de inyección, que son alimentadas por unidades de captación de

gas, hace que los compresores incrementen la presión y compriman el gas

que son inyectados en los pozos. Se debe considerar que por ausencia de

pozos a Gas Lift, la mayoría de estas unidades se encuentran en stand by; de

las cinco unidades en la estación, solo una unidad se encuentra en operación.

2.1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LAS ESTACIONES SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA

17

2.1.1 ESTACIÓN SECOYA

En la estación de producción Secoya, existe un separador con una capacidad

de 30.000 barriles, dos separadores de prueba con una capacidad de 5.000 y

un separador de prueba con capacidad de 10.000 barriles, el petróleo

proveniente de los separadores es transportado a un tanque de lavado de

techo cónico con una capacidad de 24.354 barriles, el petróleo llega hacia un

tanque de surgencia techo cónico con una capacidad de 32.540 barriles. La

estación Secoya, dispone de tres tanques Oleoducto (1, 2 y 3) con una

capacidad operativa de 80.000 barriles cada uno, que almacena el petróleo

enviado de las estaciones Secoya, Pichincha, Shuara, Shushuqui y Tetete, esta

última, la producción acumulada de Tapi, Tetete y Frontera. El crudo

almacenado es conducido a la unidad LACT para ser enviado a la estación

central en Lago Agrio y posteriormente bombeado al S.O.T.E.

La unidad LACT es un conjunto de equipos diseñado para una eficiente

transferencia del crudo de aceptable calidad (BSW 0,1%), al oleoducto,

manteniendo una adecuada medida y contabilidad. La estación de producción

Secoya cuenta con una unidad LACT que posee dos medidores de

desplazamiento positivo, cinco bombas tipo pistón (2 Quintuplex + 3 Triplex

conectadas en paralelo) para la transferencia del crudo al oleoducto, dos

bombas centrífugas (que sirve de bombas booster a las bombas de

transferencia a oleoducto)

El gas captado (92.194 MPCS/M) en las estaciones Shuara y Pichincha es

enviado a la estación de producción Secoya (Anteriormente la estación

Shushuqui también aportaba con gas captado a la estación Secoya pero

debido a que los pozos de gas lift fueron reemplazados, se encuentra fuera de

operación), que conjuntamente con el gas captado en la misma estación

Secoya, se emplea para la inyección en pozos con bombeo neumático. Esta

captación se realiza en un rango de 30 – 35 psi y la presión de descarga varía

18

de 1200 a 1500 psi. Aproximadamente 69.750 MPCS/M del gas es succionado

por Petroindustrial y 26.598 MPCS/M es quemado.

El gas que llega a las instalaciones de Petroindustrial, es procesado a fin de

separar el CO2, vapor de agua y condensados que acompañan al gas de

formación, todos los condensados se almacenan y envían a Shushufindi para

completar su proceso de refinación. El gas residual (14.446 MPCS/M), producto

de este proceso (gas seco), se utiliza como combustible en los generadores

eléctricos, compresores de la estación Secoya y parte de este gas (1,5

MMPCS/D) es enviado hacia la Central de Generación Eléctrica Wartsila

(Central de Generación que aporta con 11 MW al sistema interconectado de

EP-Petroecuador).

La tabla 2.1 muestra en detalle las instalaciones de superficie existentes en la

estación de producción Secoya.

TABLA 2.1 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN SECOYA

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

TANQUES CANTIDAD CAPACIDAD DIÁMETRO ALTURA

TECHO Bls Ft ft

SURGENCIA 1 32230 80 36 Cónico

OLEODUCTO 3

80000 120 40.30 Flotante

80000 120 40.12 Flotante

80000 120 42 Flotante

LAVADO 1 24354 70 36 Cónico

SEPARADORES

UNIDADES CAPACIDAD

Bls

SEPARADOR DE PRODUCCION 30.000

SEPARADOR DE PRUEBA 10.000



19

SISTEMA GAS LIFT

EQUIPO MOTOR COMPRESOR

MARCA RMP HP MARCA RPM PSI

# 01 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500





BOMBAS DE TRANSFERENCIA A OLEODUCTO DE LA UNIDAD LA CT

TIPO QUINTUPLEX TRIPLEX

CANTIDAD 2 3

NÚMERO 1 2 1 2 3

MARCA Worthington Worthington Worthington Worthington Worthington

MODELO VQE- H VQE- H VTE- H VTE- H VTE- H

CAPACIDAD 660,8 [gpm] 660,8 [gpm] 442,6 [gpm] 442,6 [gpm] 399 [gpm]

VELOCIDAD 212 [rpm] 212 [rpm] 237 [rpm] 237 [rpm] 214 [rpm]

P.SUCCIÓN 40 [psi] 40 [psi] 40 [psi] 40 [psi] 40 [psi]

P. DESCARGA 1020 [psi] 1020 [psi] 705 [psi] 705 [psi] 900 [psi]

SISTEMA BOMBEO DE OLEODUCTO

EQUIPO MOTOR BOMBA REDUCTOR

MARCA HP MARCA GPM MARCA RED.

BOMBA QUINTUPLEX # 1 OLEOD. # 01 Siemens 500 WORTH 660 VOITH 8.382:1

BOMBA QUINTUPLEX # 2 OLEOD. # 02 Siemens 500 WORTH 660 VOITH 8.382:1

BOMBA TRIPLEX # 1 OLEOD. # 03 General Electric 250 WORTH 442 VOITH 7,538:1

BOMBA TRIPLEX # 2 OLEOD. # 04 General Electric 250 WORTH 442 JIV 8,030:1

BOMBA TRIPLEX # 3 OLEOD. # 05 General Electric 250 WORTH 442 JIV 6,65:1

BOMBA TRIPLEX # 4 OLEOD. # 06 General Electric 250 WORTH 399 VOITH 8.379:1

SISTEMA COMPRESORES DE AIRE


MARCA MODELO MARCA MODELO

COMPR. AIRE DE GAS LIFT # 01 U.S S/P* SULARI S/P

COMPR. AIRE DE GAS LIFT # 02 J.DEERE 4024TF270 SULARI 02250138-105

COMPR. AIRE GENERADOR # 02 J.DEERE 4045DF150 SULARI S/P

20

SISTEMA CONTRA INCENDIOS

EQUIPO MOTOR BOMBA

MARCA MODELO HP MARCA MODELO RPM GPM Contra Incendios

# 02 Agua DETROIT DDFP-T6FA 8401F 341 AURORA 648120 1770 2.000 Contra Incendios

# 01 Espuma DEUZ S/P 43,5 EMI 80-432 S/P S/P

TANQUES

UNIDAD CAPACIDAD

2 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 2.800 BLS

1 TANQUE PROPORCIONADOR DE ESPUMA 2.300 GLS

S/P* Sin Placa

FUENTE: Ingeniería en Petróleos; Área Libertador, Septiembre 2010


2.1.2 ESTACIÓN SHUARA

La estación Shuara cuenta con dos separadores de 20.000 barriles de

capacidad cada uno, y un separador de prueba con una capacidad de 10.000

barriles. El petróleo proveniente de los separadores es transportado a un

tanque de lavado con una capacidad de 11.541 barriles, finalmente el petróleo

es almacenado en un tanque de surgencia techo cónico con una capacidad de

16.116 barriles, para luego ser enviado a la estación de producción Secoya

(mediante la unidad de transferencia), de donde es bombeado a la estación

central en Lago Agrio.

Además, en la estación existe una unidad de captación y compresión que

aprovecha parte del gas captado del campo para enviar, al igual que la

producción de petróleo, a la estación de producción Secoya.


estación Shuara.

21

TABLA 2.2 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN SHUARA

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CANTIDAD UNIDAD CAPACIDAD

2 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 20.000 BLS

1 SEPARADOR DE PRUEBA 10.000 BLS

1 TANQUE DE LAVADO 11.541 BLS

1 TANQUE DE SURGENCIA 16.116 BLS

1 TANQUE DE DIESEL 3.000 GLS

5 MANIFOLDS MÚLTIPLES 5 POZOS C/U

4 BOMBA PARA INYECCIÓN DE QUÍMICOS -

SISTEMA BOMBAS DE TRANSFERENCIA

EQUIPO MOTOR BOMBA

MARCA HP MARCA Bomba de Transferencia 1 U.S. MOTORS 100 DURCO Bomba de Transferencia 2 U.S. MOTORS 100 DURCO

SISTEMA CAPTACIÓN GAS


MARCA RPM HP MARCA RPM PSI # 01 AJAX 270 / 300 360 AJAX 270 / 300 500

# 02 AJAX 270 / 300 360 AJAX 270 / 300 500

SISTEMA CONTRA INCENDIOS MOTOR BOMBA

MARCA MODELO RPM MODELO RPM GPM

Contra Incendios # 01 DETROIT 288 AURORA 1750 2.000

Contra Incendios # 02 DETROIT 288 AURORA 1750 2.000

TANQUES CONTRA INCENDIOS

UNIDAD CAPACIDAD

1 TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 3.000 BLS

1 TANQUE PROPORCIONADOR DE ESPUMA 2300 GLS

22

SISTEMA AUXILIAR

EQUIPO MOTOR BOMBA

MARCA HP TIPO MARCA BOMBA SUMIDERO S/P* 5 ELÉCTRICO S/P

COMPRESORES


MARCA HP TIPO MARCA

COMPRESOR AIRE # 1 GENERAL E. 20 ELÉCTRICO QUINCY

COMPRESOR AIRE # 2 LISTER 29.5 MECÁNICO QUINCY

S/P* Sin Placa



2.1.3 ESTACIÓN PICHINCHA

La estación Pichincha cuenta con tres separadores de producción de 20.000

barriles de capacidad cada uno, y un separador de prueba con una capacidad

de 10.000 barriles. El petróleo proveniente de los separadores es transportado

a un tanque de lavado con una capacidad de 32.230 barriles, finalmente el

petróleo es almacenado en un tanque de surgencia con una capacidad de

40.790 barriles, para luego ser enviado a la estación de producción – bombeo

Secoya mediante la unidad de transferencia.

La unidad de captación existente en la estación es favorecida con 5.115

MPCS/M (20,89% del gas de formación) de gas utilizados como combustible,

18.600 MPCS/M (75,95% del gas de formación) es comprimido y enviado

directamente a la red de distribución de alta presión de la estación Secoya.


estación Pichincha.

23

TABLA 2.3 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA.

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

CANTIDAD UNIDAD CAPACIDAD

3 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 20000 BLS

1 SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS

1 TANQUE DE LAVADO 32230 BLS

1 TANQUE DE SURGENCIA 40790 BLS

1 TANQUE DE DIESEL 9000 BLS

4 MANIFOLD MÚLTIPLES

2 BOMBAS PARA INYECCIÓN DE QUÍMICOS

SISTEMA GAS LIFT


MARCA MODELO RPM HP MARCA MODELO RPM PSI

# 01 WHITE SUPERIOR 16G825 900 1408 WHITE SUPERIOR MW / 64 450 / 900 1408

SISTEMA CAPTACIÓN GAS


MARCA MODELO RPM HP MARCA MODELO RPM PSI

# 01 AJAX DPC - 360 250 / 400 360 AJAX DPC - 360 250 / 400 500

# 02 AJAX DPC - 360 250 / 400 360 AJAX DPC - 360 250 / 400 500

SISTEMA BOMBAS DE TRANSFERENCIA

EQUIPO MOTOR BOMBA

MARCA MODELO ARREGLO HP MARCA MODELO GPM

# 03 (D) Caterpillar 3406 7C6843 250 GASSO 2652 94

SISTEMA CONTRA INCENDIOS

EQUIPO MOTOR BOMBA

MARCA HP TIPO MARCA GPM # 01 GENERAL ELECTRIC 150 ELÉCTRICO AURORA 1000

# 02 DETROIT 195 DIESEL AURORA 1000

TANQUES

UNIDAD CAPACIDAD

2 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 2000 BLS

1 TANQUE PROPORCIONADOR DE ESPUMA 1000 GLS

24

SISTEMA COMPRESORES DE AIRE


MARCA MODELO HP MARCA MODELO

COMP.A # 01 AJAX G. ELECTRIC 5K256BC205 20 QUINCY 325

COMP.A # 01 SEP. G. ELECTRIC 5K213BC205A 7,5 QUINCY 325



2.2 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA GAS LIFT

La tabla 2.4 indica el total de horas de operación a Septiembre 2010 y el

número de horas después de realizado el último overhaul (reparación por

mantenimiento) en las distintas estaciones, los cuales proporcionan un

indicativo del tiempo de servicio que tiene este sistema.

TABLA 2.4 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SECOYA Y PICHINCHA.

Estación Unidad Descripción

Horas Después Ultimo

Overhaul

Horas Totales

operación

SECOYA 1 COMPRESOR 1500 PSI 21.209 120.069

MOTOR 1504 HP 35.309 120.093


MOTOR 1504 HP 11.343 113.352


MOTOR 1504 HP 10.275 105.436


MOTOR 1504 HP 13.450 102.899


MOTOR 1335 HP 680 69.089

PICHINCHA 1 COMPRESOR 56.776 56.776

MOTOR 1504 HP 12.081 56.776

FUENTE: Unidad de Mantenimiento, Área Libertador EP-Petroecuador, Septiembre

2010

25

De la tabla 2.4 se puede observar que en la estación Secoya existen cinco

unidades de Gas Lift de las cuales, cuatro están en stand by y un compresor

operando en forma alternada, además la única unidad presente en la estación

Pichincha, se encuentra fuera de servicio, debido a que no existen pozos que

utilicen levantamiento por gas, por lo que varios repuestos y partes de ésta

unidad se han empleado para habilitar y garantizar la disponibilidad de las

unidades existentes en la estación Secoya.

2.3 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN DE GAS

El sistema de captación de gas que actualmente posee EP-PETROECUADOR

en las áreas del Libertador, permite captar únicamente el gas asociado en las

estaciones de producción Pichincha, Shuara y Secoya con una presión

aproximada de 20 - 30 PSI.

El total de horas de operación a Septiembre 2010 y el número de horas

después de realizado el último overhaul de la captación de gas se muestra en

la tabla 2.5, los cuales dan un indicativo del tiempo de servicio que tiene este

sistema.

TABLA 2.5 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE CAPTACIÓN DE GAS EN LAS ESTACIONES PICHINCHA Y SHUARA.

Estaciones Unidad Descripción

Horas Después Último

Overhaul

Horas Totales

Operación

PICHINCHA 1 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 107.159 107.159

PICHINCHA 2 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 85.922 85.922

SHUARA 1 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 29.292 89.974

SHUARA 2 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 87.142 87.142

FUENTE: Unidad de Mantenimiento D.A. EP-Petroecuador, Septiembre 2010

26

Existen dos unidades de captación de gas en Shuara y dos en Pichincha, de

las cuales en cada estación operan una alternándose con la otra, cuyo volumen

de captación (83.049 MPCS/M) es enviado a la estación Secoya para su

utilización en las unidades de alta presión.

2.3.1 VOLUMENES DE GAS CAPTADO Y SU UTILIZACIÓN EN LAS ESTACIONES EN ESTUDIO

Los volúmenes de gas captado y su utilización en las estaciones Shuara,

Secoya y Pichincha se muestran en la tabla 2.6.

TABLA 2.6 CAPTACIÓN DE GAS EN LAS ESTACIONES SECOYA, PICHINCHA Y SHUARA

ESTACION PICHINCHA Acumulado

mensual MSCF/M

Promedio diario

MSCF/D

Gas de formación (producido) 24.490 790

Gas combustible 5.115 165

Gas captado (succión ajax) 18.600 600

Gas Quemado 775 25

ESTACION SECOYA Acumulado

mensual MSCF/M

Promedio diario

MSCF/D

Gas de formación (producido) 125.550 4.050

Gas de inyección (Secoya 04 ) 35.092 1.132

Gas captado (Pic + Shu) 92.194 2.974

Gas residual 14.446 466

Gas combustible 33.697 1.087

Succión compresores (gas lift) 137.237 4.427

Succión compresores PETROINDUSTRIAL

69.750 2.250

Gas Quemado 26.598 858

27

ESTACION SHUARA Acumulado

mensual MSCF/M

Promedio diario

MSCF/D

Gas de formación (producido) 51.088 1.648

Gas de inyección (Shuara 03) 34.069 1.099

Gas combustible 6.200 200

Gas captado (succión ajax) 73.594 2.374

Gas Quemado 5.363 173

FUENTE: Unidad de Producción D.A. EP-Petroecuador, Julio 2010


2.3.2 COMPONENTES PARA LA CAPTACIÓN DEL GAS

TABLA 2.7 COMPONENTES PARA LA CAPTACIÓN DEL GAS

FUENTE: Estudio de Pre factibilidad del Proyecto “Utilización y Aprovechamiento del

Gas Asociado para Generación Eléctrica en el Distrito Amazónico”, Enero

2010


2.3.2.1 Compresores

Son equipos que captan el gas a una determinada presión, comprimen y elevan

la presión para que pueda ser transportado por medio de los gasoductos hacia

las unidades de generación o a la planta de tratamiento industrial Shushufindi.

COMPRESOR DECOMPRESORES DE

PISTÓN CON PISTÓN CON ACCESORIOS DE

ACCIONAMIENTO ACCIONAMIENTO ENTRADA A CENTRAL

A GAS ELECTRICO ELECTRICO VÁLVULAS DE GENERACIÓN

SHUARA 1 1 0 1 1 1 0

PICHINCHA 1 1 0 1 1 1 0

SECOYA 0 1 1 1 1 1 1

GAS ASOCIADO

ESTACION GASODUCTOSPULMONES SISTEMA SISTEMA

EQUIPOS AUXILIARES

28

Los compresores captan el gas asociado proveniente de los separadores de

producción a partir de los 20 psi, y elevan la presión para transportar a la planta

de tratamiento industrial Shushufindi a fin de obtener Gas Licuado de Petróleo

(GLP).

2.3.2.2 Gasoductos

Comprende todo el sistema de tuberías necesario para transportar el gas

desde las estaciones de producción hacia el complejo industrial Shushufindi y

las centrales de generación.

2.3.2.3 Equipo Auxiliares

2.3.2.3.1 Pulmones

Son elementos que se usan para almacenamiento del gas, y para mantener un

nivel de presión y continuidad de flujo.

2.3.2.3.2 Sistema eléctrico auxiliar

Son equipos eléctricos complementarios al sistema de captación de gas tales

como transformador reductor, arrancadores, entre otros.

2.3.2.3.3 Sistema de accesorios y fittings

Está compuesto por todo el sistema de tuberías, válvulas, medidores de flujo,

entre otros, que permiten acoplar y direccionar los nuevos tramos de

gasoductos hacia los gasoductos ya existentes.

2.3.2.3.4 Accesorios de entrada central de generación

Está compuesto por todo el sistema de: tuberías, válvulas, medidores de flujo,

etc, que permiten acoplar y direccionar el gas combustible hacia la central de

generación.

29

2.4 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS CAMPOS SHUARA, SECOYA Y PICHINCHA

Los historiales de reacondicionamiento que se presentan corresponden a los

pozos productores y cerrados de Gas Lift (Secoya 04, Shuara 03 y Secoya 20).

Cabe mencionar que el pozo cerrado de Gas Lift Secoya 06 no será

considerado para el estudio, debido a problemas de corrosión y deterioros

severos en el casing de producción de 7” se encuentra cerrado, y en cuya

plataforma EP- PETROECUADOR a programado el perforar dos nuevos pozos

para recuperar las reservas no drenadas por este: Secoya 39D y Secoya 40D

(según el cronograma de perforación 2010 presentado por la Gerencia de

Exploración y Desarrollo, adjunto en el anexo 2).

La información de los historiales de reacondicionamiento abarca desde la fecha

de completación original de cada pozo hasta el mes de Julio del año 2010.

2.4.1 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SEC OYA

SECOYA - 04

COMPLETACION ORIGINAL: 16 − DICIEMBRE − 1980

PRUEBAS INICIALES:

PRUEBA ARENA INTERVALO T/P

[hrs.] BPPD

BSW °API a PC OBSERVACION

[%] 60 °F [psi]

17-dic-80 “ T ” 9180’ - 9256’ 3 1713 0.2 33.9 525

17-dic-80 “ T ” 9180’ - 9256’ 1 1176 0.2 33.9 560

18-dic-80 “ Ui ” 9046’ - 9058’ 3 502 0.4 28.4 25-40 Flujo

Intermitente

30

COMPLETACIÓN Y PRUEBAS:

- Toman registros de control de cemento GR – CBL – VDL – CCL. Cemento bueno

- Punzonan con cañón de 4” HIPERJET II el intervalo:

Arena “UI” 9046’ – 9058’ (12’) A 4 DPP

- Pistonean arena “Ui”.

- Bajan cañón de 2 1/8” SACALLOP HYPERDOME + punzonan el intervalo:

Arena “T” 9180’ – 9256’ (76’) A 4 DPP

- Pozo fluye hasta desplazar oil del tubing correspondiente a prueba anterior.

- Bajan completación para Flujo Natural.

(W.O. # 01) (15-Febrero-88): Acidificación por etap as a la arena “Ts” +

“Ti ” para remover daño de formación

- Sacan tubería de 3 1/2”, existe presencia de corrosión en 20 tubos.

- Realizan estimulación matricial en “Ts”+ “Ti”

- Pistonean recuperando 200 bls de fluido de tratamiento.

- Bajan completación para Flujo Natural.

PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO

ANTES 16-ene-88 “ Ts + i ” 1609 1 33.5 PPF

DESPUES 17-feb-88 “ Ts + i ” 3146 8 31.1 PPF

(W.O. # 02) (15-Febrero-93): Eliminar corte de agua realizando cementación

forzada en arena “T”

- Retiran cabezal, arman BOP, sacan completación.

- Pistonean arena “T”: NI = 600’, NC = 197, TBR = 696, BSW = 95 %, NF = fluyendo.

- Efectúan prueba de producción a “T”: BFPD = 1608, BSW = 55 %.

- Efectúan tratamiento para romper emulsión con 63 bls de JP-1 + 39 galones de

demulsificante. Cierran el pozo por 12 horas para acción del químico.

- Se abre el pozo, nuevamente pistonean: NI = 700’, TBR = 93, NC = 36,

BSW=70%.

31

- El pozo fluye pero continua emulsionado: BFPD = 3480, BSW = 48 %.

- Toman registros de producción PLT.

- Realizan squeeze en arena “T” con 100 sacos de cemento tipo “G”:

bls de lechada preparados = 24.5 de 15.6 LPG, bls a la formación = 14, bls en el

casing = 4, bls reversados = 6.5, Pcierre = 3400 psi a 1 BPM.

- Corren registros de control de cemento CBL y PET.

- Repunzonan el intervalo:

Arena “T” 9180’ – 9232’ (52’) a 4 DPP

- Pistonean arena “T”: NI = 1500’, NC = 102, TBR = 308, BSW = 60 %, NF =

fluyendo.

- Pozo fluye, evalúan a flujo natural: BFPD = 960, BSW = 30-40 %, THE = 33.

- Evalúan arena “T” con bomba jet: BFPD = 1512, BRPD = 3010,

Salinidad = 11000 PPM Cl, BSWc = 35%, THE = 26

- Bajan completación definitiva para producir por Bombeo Neumático.

PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW METODO

ANTES 07-feb-93 “ T ” 983 35 PPH

ANTES 09-feb-93 “ Ui ” 624 60 PPH

DESPUES 11-mar-93 “ T ” 888 40 PPG

(W.O. # 03) (15-Marzo-96): Cambio de completación p or taponamiento con escala

a 6200’

- Desasientan empacaduras, sacan tubería, pozo fluye.

- Realizan squeeze en arena “T” mezclando 100 sacos de cemento tipo “G” +

aditivos: bls preparados = 21 bls de lechada de 15.8 LPG, bls a la formación =10,

bls en el casing = 4, bls reversados = 7, Pcierre = 3600 psi.

- Corren los registros CBL, VDL, CCL, GR. Buen cemento.

- Punzonan con cañón de 5” el intervalo:

Arena “T” 9252’ – 9262’ (10’) A 4 DPP

- Evalúan arena “T” con bomba jet−E8: TBR = 1257, BFPD = 1652, BSWf = 100 %,

Salinidad = 6900 PPM Cl, THE = 19

- Asientan CIBP a 9246’.

- Repunzonan los siguientes intervalos:

32

Arena “T” 9216’ – 9232’ (16’) a 8 DPP

9232’ – 9240’ (8’) a 4 DPP

- Evalúan arena “T” con bomba jet−E8 y elementos de presión: TBR = 577,

BFPD = 1320, BSWf = 57 %, THE = 10

- Cierran el pozo por 12 horas para restauración de presión.

- Efectúan prueba de inyectividad en arena “T” con 3500 psi a 1.1 BPM.

- Realizan tratamiento anti-incrustante en arena “T” con 3500 psi a 0.5 BPM.

- Cierran el pozo por 24 horas para acción de químicos.

- Bajan BHA definitivo para Gas Lift.


ANTES 05-feb-96 “ T ” 587 61 31 PPG

DESPUES 20-mar-96 “ T ” 820 48 31 PPG

(W.O. # 04) (06-Septiembre-97): Repunzonar arena “T ”, “Ui”, evaluar con B’Up.

Bajar completación de gas lift para producir de

arena “Ui”

- Sacan BHA de producción, packers salen sin 3 cuñas de asentamiento,

camisas con escala.

- Muelen CIBP a 9246’.

- Evalúan arena “T” + “Ui” con bomba jet: BFPD = 1584, BSWf = 100 %,

Salinidad = 84 000 PPM Cl, THE = 33

- Corren registros RST - GR desde 9300’ a 9000’, se observa invasión de agua en

arena “T” intervalo 9170’ – 9245’ (75’).

- Con bomba jet evalúan “Ui” sin éxito, formación no aporta.

- Realizan prueba de admisión a “Ui”, formación no admite.

- Bajan CIBP a 9237’.

- Repunzonan los intervalos:

Arena “T” 9224’ – 9231’ (7’) a 4 DPP

Arena “Ui” 9046’ – 9058’ (12’) a 4 DPP

- Efectúan prueba de admisión en “T” y “Ui”, no existe admisión.

- Punzonan los siguientes intervalo:

33

Arena “T” 9182’ – 9192’ (10’) a 6 DPP

Repunzonan los siguientes intervalos:

Arena “T” 9200’ – 9212’ (12’) a 6 DPP

9224’ – 9231’ (7’) a 6 DPP

Arena “Ui” 9046’ – 9058’ (10’) a 6 DPP

- Realizan prueba de admisión a “T” con 3000 psi a 2.1 BPM, Ok.

- Bajan bomba jet−E8 evalúan arena “T” con elementos de presión:

BFPD = 1512, BPPD = 363, BSWf = 76 %, THE = 8

- Cierran pozo por 16 horas para restauración de presión.

- Realizan prueba de admisión a “Ui”, formación admite.

- Evalúan “Ui” con bomba jet: BFPD = 672, BPPD = 323, BSWf = 52 %,

Salinidad = 46 000 PPM Cl, THE= 18

- Bajan BHA de producción para Gas Lift.

-


ANTES 04-ago-97 “ T ” 186 85 30 PPG

DESPUES 22-sep-97 “ Ui ” 525 1 30 PPG

(W.O. # 05) (05-Febrero-98): Evaluar “Ui”. Bajar c ompletación para PPG

- Evalúan arena “Ui” con bomba jet−E8 a 8825’: BFPD = 504, BPPD = 474,

BSWf = 6%, TBR = 580, THE = 23

- Bajan completación definitiva para producir con Gas Lift de arena “Ui”.


ANTES 28-Dic-97 “ Ui ” 160 83 30 PPG

DESPUES 18-Ene-98 “ Ui ” 733 0.1 30 PPG

(W.O. # 06) (05-Febrero-98): Cambio de completació n por desasentamiento de

empacaduras

- Sacan BHA de producción, empacaduras no hicieron sello.

34

- Bajan completación definitiva de Gas Lift.


ANTES 29-ene-98 “ Ui ” 145 90 30 PPG

DESPUES 18-feb-98 “ Ui ” 687 0.1 30 PPG

(W.O. # 07) (04-Noviembre-00): Cambio de completaci ón por posible tubería rota

a 7066’

- Controlan pozo + sacan BHA de producción.

- Bajan BHA de producción de Gas Lift, cambian dos tubos rotos. Desarman BOP,

arman cabezal.


ANTES 28-Oct-00 “ Ui ” 372 1 30 PPG

DESPUES 09-dic-00 “ Ui ” 503 1.6 30 PPG

(W.O. # 08) (01-septiembre-02): Aislar arena “T” co n tapón CIBP y cambio de

BHA por camisa defectuosa.

- Realizan corte químico a 8970’. Sacan completación de fondo con pesca, camisa

de circulación sale con un tapón y válvula de gas lift.

- Asientan CIBP a 9115’.

- Bajan completación de gas lift.

-

PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API MÉTODO

ANTES 14-Ago-02 “ Ui ” 98 15 30 PPG

DESPUES 08-sep-02 “ Ui ” 143 30 30 PPG

(W.O. # 09) (03-Noviembre-05): Cambio de completac ión por hueco en tubería.

- Sacan tubería 3 1/2" con BHA de gas lift. Salen 64 paradas en buen estado, el

resto de tubería mala. Cuarto mandril sale con agujero.

- Bajan completación de gas lift en tubería clase “B”.

35


ANTES 18-oct-05 “ Ui ” 232 18 30 PPG

DESPUES 10-nov-05 “ Ui ” 220 18 30 PPG

(W.O. # 10) (01-Junio-06): Cambio de completación p or daño en 2do, 3er y 4to

mandril.

- Sacan completación de producción sin corrosión o escala.

- Bajan completación de gas lift similar a la anterior con packer “FH” en tubería de 3

½” clase “B”.

- Finalizan operaciones el 01 de Junio del 2006 a las 06:00.


ANTES 27-may-06 “ Ui ” 64 16 30 PPG

DESPUES 25-jun-06 “ Ui ” 125 16 30 PPG

(W.O. # 11) (01-Jul-07): Cambio de completación por daño en 3er mandril.

Estimular y evaluar arena "Ui"

- Sacan completación de Gas Lift en tubería de 3 1/2".

- Bajan BHA de prueba. Asientan R-Matic a 8998', Prueban, OK. Realizan

tratamiento ácido a "Ui"

- Abren camisa a 8930'. Evalúan arena "Ui" contra tanque bota en locación:

TBR = 749, BFPD = 288, BPPD = 225, BSW = 22%, THE = 56,

SALINIDAD = 13100 PPM Cl

- Reversan Jet. Controlan Pozo. Sacan BHA de prueba.

- Bajan completación definitiva para Gas Lift hasta 9019'.

- Realizan prueba de producción de arena "UI" a la estación:

TBR = 82, BFPD = 432, BSW = 100%, THE = 6

ARENA FECHA PC PSI BFPD BPPD BAPD Bsw

% ° API

Condensado Horas

Evaluadas OBSERVACIONES

"Ui" 08-jun-07 170 176 148 28 16 30 8 ANTES DE W.O.

"Ui" 03-jul-07 100 240 77 163 68 30 24 DESPUES DE W.O.

36

(W.O. # 12) (19-Jun-09): Cambio de completación de Gas-Lift por daño en 5° y

6° mandril

- Desasientan empacadura. Sacan completación de Gas-lift en 3 1/2'' tbg. Tubo

torcido @ 3900', Pines y cajas con presencia de corrosión. Mandril válvula

operadora con agujero de 1''.

- Bajan completación de Gas-Lift hasta 9021'.

- Realizan prueba de producción de arena "Ui" con jet 10-I y MTU hacia la

estación:

TBR = 64, BFPD = 264, BSW = 100%, BIPD=1656, THE = 6.

PRUEBA ARENA FECHA PC PSI

BFPD BPPD BAPD API

60° F OBSERVACIONES

ANTES Ui 30-may-09 140 98 67 19 32

DESPUES Ui 04-jul-09 150 180 104 76 40

2.4.2 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SHU ARA

SHUARA - 03

COMPLETACION INICIAL: 08 – JUNIO – 81

PRUEBAS INICIALES:

PRUEBA ZONA INTERVALO T/P

BPPD BSW °API

a 60 0F

Pc OBSERVACIÓN

[hrs] [%] [psi]

01-jun-81 Ui 9002´-9016´ 3 1456 0.2 27 560 Estrangulador ½”

06-jun-81 Ui 8964´-8998´

3 2068 0.2 26.6 100 9002´-9016´

07-jun-81 Us 8884´-8898´ 4 2170 0.2 31.1 200

08-ago-81 T 9172´-9182´ 2 ½ 1181 0.2 32.3 500 Estrangulador ½”

08-ago-81 T 9172´-9182´ 2 ½ 1575 0.2 32.3 500 Estrangulador 5/8”

COMPLETACION Y PRUEBAS:

No existen registros de completación y pruebas iniciales para el pozo SHU-03

37

(W.O. # 01) (13-Mayo-86): Aislar entrada de agua en arena “T” con squeeze.

Repunzonar “T” y evaluar, cambio de completación

de fondo.

- Realizan prueba de admisión se establece comunicación entre “Ui” y “Us”, entre “T”

y “Ui” no existe comunicación.

- Punzonan los siguientes intervalos de “T” (9200´ - 9202´) (2´), (9036´ 9038´) (2´) a

4 DPP para squeeze.

- Realizan squeeze a “T“.

- Realizan cementación forzada a “Ui” y “Us”.

- Toman registros de cementación.

- Repunzonan el siguiente intervalo:

Arena “T” 9170’ - 9178’ (8’)

- Asientan CIBP a 9030´.


Arena “Ui” 8964’ - 8972’ (8’)

- Realizan prueba de producción.


Arena “Us” 8884’ - 8898’ (14´)

- Realizan prueba contra tanque

- Bajan completación definitiva para producir a Flujo Natural.

PRUEBA

FECHA ARENA METODO BPPD BSW API

ANTES 15-dic-85 “ Ui+s ” PPF 161 60 27.5

DESPUES 31-dic-86 “ Ui “ PPF 393 28 -

(W.O. # 02) (17-Julio-88): Bajar completación para levantamiento artificial con

Bombeo Hidráulico

- Sacan completación para Flujo Natural.

- Bajan completación de fondo para producir por Bombeo Hidráulico.

38

PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API

ANTES 17-abr-88 “ Ui “ PPF 596 30 28.8

DESPUÉS 29-dic-88 “ Ui “ PPH 403 25 -

(W.O. # 03) (27-Enero-92): Cambio de completación p ara Bombeo Neumático

- Sacan completación.

- Asientan Ez-Drill a 8950´.

- Bajan completación definitiva para producir por gas lift.

-


ANTES 11-abr-91 “ Us “ PPH 130 20 27.4

DESPUÉS No hay reporte de pruebas

(W.O. # 04) (17-Agosto-92): Remover daño de formación en arena “Us”

- Sacan tubería con completación.

- Efectúan estimulación a “Us” bombeando 73 bls de mezcla de ácidos, continúan

bombeando 17 bls de mezcla, forzan a la formación con 13 bls de crudo limpio y

64 bls de agua.

- Bajan completación para producir por Gas Lift.

PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW API

ANTES No hay reporte de pruebas

DESPUÉS 20-oct-92 “ Us “ PPG 386 1.0 29.8

(W.O. # 05) (01-Febrero-94): Mantenimiento preventi vo (Tubería en mal estado)

- Sacan Tubería poco corroída, presencia de escala.

- Evalúan “Us” con bomba jet y elementos de presión: Salinidad = 6000 PPM Cl,

TBR = 416, BFPD = 312, BSW = 25%, THE = 32.

- Cierran pozo para restauración de presión por 14 hrs.

- Bajan completación definitiva para producir por Gas Lift.

39


ANTES 27-dic-94 “ Us “ PPG 438 0.0 29.8

DESPUÉS 07-feb-94 “ Us “ PPG 229 10 29.8

(W.O. # 06) (13-Marzo -94): Cambio de 4to mandril, estimular formación.

- Sacan tubería con BHA. .

- Evalúan “Us” con bomba jet−D6 y elementos de presión: Salinidad = 5000 PPM Cl,

BFPD = 288, BSWf = 55%, TBR = 378 bls, THE = 31.

- Cierran pozo para restauración de presión.

- Evalúan “Us” con bomba jet−9A: BFPD = 55, BSWc = 100%..

- Estimulan “Us” con solventes.

- Evalúan “Us” con bomba jet−9A: BFPD = 333, BSWf = 26 %, Salinidad = 25000

PPM Cl.

- Bajan completación definitiva para producir por Gas Lift.


ANTES CERRADO

DESPUÉS 16-mar-94 “ Us “ PPG 299 0.3 29.8

(W.O. # 07) (23-Febrero-97): Cambio de completación por obstrucción a 8118’.

Evaluar “Us”

- Sacan BHA, tubería sale con presencia de escala y corrosión.

- Realizan prueba de inyectividad con 1000 psi, Ok.

- Evalúan “Us” con bomba jet−10D: BFPD = 264, BSW = 100%, TBR = 515 bls, THE

= 36, Salinidad = 45 000 PPM Cl.

- Repunzonan el siguiente intervalo.

Arena “Us” 8884 - 8898’ (14’) a 6 DPP

- Punzonan el siguiente intervalo.

Arena “BT” 8236’ - 8244’ (8’) a 8 DPP

- Bajan completación para producir pos Gas Lift.

40


ANTES 12-ene-97 “ Us “ PPG 395 0.0 27.0

DESPUÉS 11-mar-97 “ Us “ PPG 181 14.0 27.0

(W.O. # 08) (30-Julio-98): Cambio de completación G as Lift por posible hueco en

tubería a ±±±± 3500’

- Sacan completación de fondo.

- Cambian algunos tubos por cuello en mal estado.

- Bajan BHA de producción para gas lift.


ANTES 09-Jul-98 “ Us ” PPG 178 0.0 27

DESPUÉS 10-Ago-98 “ Us ” PPG 508 0.0 27

(W.O. # 09) (12-Julio-02): Cambio de completación por hueco en 2do mandril+

pescado de W/L

- Sacan tubería de producción de Gas Lift. En camisa de arena "Us" sale

incrustada herramienta de wireline.

- Bajan BHA definitivo de Gas Lift en tubería clase "A" hasta 8893'. Realizan

prueba de admisión a la arena "Us" con 1200 psi y 1,6 BPM. W/L abre camisa de

circulación. Desplaza bomba Jet D -7 hasta 8142'. Realizan prueba de

producción:

TBR = 253, BFPD = 624, BSWF = 100 %, THE= 10

Prueba Fecha Zonas Método BPPD BSyA PFT PFM Observaciones

ANTES 30-Jun-02 "Us" PPG 442 1 140 38

DESPUÉS 07-Ago-02 "Us" PPG 316 1.0 130 40

(W.O. # 10) (01-Enero-06): Cambio de completación por comunicación TBG-CSG

- Se realiza tubing punch de 8164´ - 8165´. Realiza corte químico a 8160´. Sacan

tubería de 2 7/8" quebrando. Se recuperan 257 tubos de 2 7/8" con corrosión en la

mayoría de tubos.

41

- Bajan BHA de pesca hasta 8160'. Enganchan pescado. Desasientan packers a

8822' y 8180', sacan. Se recupera 100% de pescado.

- Bajan tubería de 2 7/8" EUE clase "B" con N0-GO y st/valve hasta 8794´. Prueban

con 3000 psi. Ok. Circulan en inversa. Sacan tubería en paradas.

- Bajan completación definitiva para gas lift hasta 8896'. Realizan prueba de

producción de "Us" por 6 horas con Jet 9I a tanque bota en locación:

TBR = 40, BFPD=168, BSW= 100%, THE= 6

PRUEBA ARENA FECHA BFPD BPPD BSW % ° API Condensado OBSERVACIONES

ANTES Us 12-Dic-05 216 190 12 29 CON COMUNICACIÓN TBG-CSG

DESPUÉS Us 10-Ene-06 278 245 12 29

(W.O. # 11) (20-Junio-07): Cambio de completación por posible hueco,

estimular arena "Us". Completar para PPG

- Sacan completación de gas lift.

- Realizan estimulación matricial de la arena "Us"

- Evalúan arena "Us":

BFPD = 360 THE = 48 BSWf = 42% SALINIDAD = 30000 PPM BPPD = 209

TBR = 1056

- Bajan completación definitiva para gas lift hasta 8881'.

- Realizan prueba de producción de la arena "Us" con unidad MTU hacia la

estación:

BFPD = 360 THE = 6 BSW f = 100 % TBR = 90

PRUEBA YACIMIENTO FECHA P.Cab

PSI BFPD BPPD BAPD Salin PPM-CINa BSW %

ANTES " U SUPERIOR " 100 47 38 9 20

DESPUES " U SUPERIOR " 21-Jun-07 100 432 0 432 4600 100

42

2.4.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO PIC HINCHA

SECOYA - 20

P R U E B A S I N I C I A L E S

FECHA ARENA INTERVALO BPPD BSW MET. NI NF

21-Ago-91 “T” 9203’ – 9210’ 1135 1.2 PPF ---- ----

9215’ – 9234’

23-Ago-91 “BT” 8310’ – 8319’ 0 100 Pistoneo 4000 2800

8324’ – 8330’ Salinidad = 65000 PPM Cl. BR = 307

Nota: “BT” queda con tapón balanceado

C O M P L E T A C I Ó N O R I G I N A L

- Corren registro de CBL, VDL, CCL, GR, y PET.

- Punzonan el siguiente intervalo:

Arena Ti : 9254’ - 9258’ (4’)

- Realizan Squeeze a “Ti”

- Realizan registro CBL, VDL, CCL, GR, y PET.

- Punzonan el siguiente intervalo:

Arena Ti : 9203’ - 9210’ (7’)

9215’- 9234’ (19’)

- Evalúan Ti a flujo natural con B’up

BPPD = 1135 BFPD = 1149 BSW = 1.2%

- Punzonan:

Arena “BT” 8310’ -8319’ (9’)

8324’- 9330’ (6’) @ 4 DPP

- Pistonean: NI=4000’, NF=2800’, NCT=99, SAL=65000 PPM Cl, TBR=307

- Realizan tapón balanceado a “BT”

- Bajan BHA para producir por PPF

43

(W.O. # 01) (09-Enero-95): Cambio de completacion d e fondo de flujo natural a

bombeo neumático

- Corren registro de inspección de Casing VS1-GR, Casing en buenas condiciones.

- Evalúan Ti con B’up: BFPD=1440, BPPD=893, BSW=38.0%, THE=25, SAL=6800

PPM Cl

PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC METODO

ANTES 03-Dic-94 Ti 293 34.0 CTK PPF

DESPUÉS 23-Ene-95 Ti 1240 30.0 200 PPG

(W.O. # 02) (10-Marzo-00): Aislar entrada de agua a Ti. Cambio de BHA por

posible hueco en tuberia

- Sacan BHA de gas Lift. Tuberia sale con severa corrosión.

- Bajan retenedor de cemento @ 9170’. Prueban admisión @ “Ti”: 1.9 BPM con

3500 psi. Realizan cementación forzada @ “Ti”: 16,5 bls a la formación, 2,5 bls en

cámara y 10 bls reversados.

- Bajan cañones de 4 ½” de alta penetración @ punzonar los intervalos:

Arena “ Ti “ 9230’-9238’ ( 8’ ) @ 5 DPP

9203’-9210’ ( 7’ ) @ 5 DPP

Arena “ Ui“ 9036’-9048’ (12’) @ 5 DPP

- Evaluan “Ti” con bomba Jet E8: TBR= 3152, BFPD= 1584, BPPD= 143, BSWf= 91

%, Salin.= 6550 PPM Cl-, THE= 32.

- Evaluan “Ui” con bomba Jet E8: TBR= 445, BFPD= 1320, BSWf= 2 %, BPPD=

1294, THE= 8. Toman B’up por 16 hrs. Cartas, ok.

- Arman y bajan completación para Gas Lift para producir de arena “Ui”.


ANTES 14-Dic-99 Ti 283 70.0 160 PPG

DESPUES 13-Mar-00 Ui 1058 00.0 220 PPG

44

(W.O. # 03) (27-Noviembre-02): Cambio de tipo de l evantamiento artificial de PPG

@ PPS

- Sacan BHA de gas Lift. Tuberia atrancándose. Recuperado 100%.

- Bajan equipo BES: 2 BOMBAS GN-2100 ( 61+61 ) etapas; Motor 180 HP, 1354

Volt, 83 Amp. Realizan empate de cable @ 4400’

- Desarman BOP. Instalan CSG Spool + Donald Reda y Quick conector. Arman

cabezal.

- Realizan prueba de rotación a equipo BES

- Realizan prueba de producción a la arena “Ui” por 7 horas a la estación

TBR: 577, BFPD: 1968, BPPD: 787, BSW: 60%, Pc: 200 psi, Amp: 54, Volt:

1511, Hz: 60, PHD: 1062 psi


ANTES 20-Nov-02 Ui 569 1.0 160 PPG

DESPUES 28-Nov-02 Ui 1115 2.2 150 PPS

(W.O. # 04) (11-Septiembre-04): Reparar BES por fas es a tierra

- Sacan equipo BES. Todo el equipo con giro suave y limpio, una fase con bajo

aislamiento.

- Bajan BHA de evaluación. Evalúan arena “Ui” a tanque bota en locación.

TBR=2084, BFPD=406, BPPD=382, BSW=6%, SALINIDAD=25000 PPM CL,

THE=66

- Reversan jet. Bajan elementos de presion. Toman prueba con Build Up:


THE=45

- Cierran pozo por 16 horas.

- Reversan Jet. Recuperan elementos Pwf = 1080 psi, Pws = 1987 psi. Bajan jet.

Continúan evaluando arena “Ui”:


THE=207

45

- Bajan completación definitiva para Gas Lift en tubería B. Realizan prueba de

producción con jet de camisa de arena “Ui”:

TBR=195, BFPD=600, BPPD=42, BSW=93%, THE=8


ANTES 23-Ago-04 Ui BES off fases a tierra

DESPUES 21-Nov-04 Ui 533 12.0 180 PPG

(W.O. # 05) (12-Diciembre-05): Cambio de completac ion por daño en tercer

mandril y/o hueco en tuberia

- Sacan BHA de Gas Lift, tubería sale con presencia de corrosión.

- Bajan BHA de limpieza Midiendo, Calibrando y Probando con 3000 psi cada 20

paradas hasta 9100´. Detectan tubos con huecos @ 5940', 6820', 7160' y 8320'.

Circulan @ 9100'. Limpian. Sacan quebrando tubería a los caballetes.

- Bajan tubería de 3 1/2" clase B punta libre Midiendo, calibrando y probando con

3000 psi c/20 paradas hasta 9000´. Sacan.

- Bajan BHA de producción para Gas Lift.


ANTES 09-Dic-05 Ui Inicia W.O. daño en tercer mandril

DESPUES 16-Dic-05 Ui 289 18 180 PPG

(W.O. # 06) (16-Julio-07): Punzonar y repunzonar ar ena “Ui” con TCP. Diseñar

equipo BES

- Sacan completación de Gas Lift, presenta corrosión, huecos @ 7150’ y 7243’,

presencia de escala @ 7150’ hasta 8360’, 5to mandril @ 8294’ con hueco.

- Bajan conjunto TCP. Punzonan los siguientes intervalos:

Arena “Ui”: 9028’ - 9032’ (4’) @ 5 DPP (Punzonan)

Arena “Ui”: 9036’ - 9048’ (12’) @ 5 DPP (Repu nzonan)

Pozo no fluye, soplo moderado

- Desplazan bomba Jet 9A. Evalúan arena "Ui" al tanque

46

TBR = 924, BFPD = 528, BPPD=248, BSW = 53%, THE = 36

- Reversan Jet, bajan elementos. Desplazan Jet 9A. Continúan evaluando arena

"Ui"

TBR = 457, BFPD = 528, BPPD=312, BSW = 41%, THE = 21, con elementos

Cierran pozo por 16 Hrs para B'UP. Reversan Jet.

- Reversan Jet. Controlan pozo. Sacan conjunto TCP

- Arman y bajan equipo BES FC-450 midiendo, calibrando y probando con 3000

PSI cada 20 paradas hasta 8866’.

- Retiran BOP. Arman cabezal. OK. Realizan prueba de producción de Equipo BES

a arena " Ui ":

TBR= 135, BFPD = 456, BSW = 100 %, PC = 120 PSI, Hz = 50, Amp = 18, 20, 20,

Volt f/f= 2002, 1999, 2002, Pintake = 1714 PSI, TM=277°F THE = 6.


ANTES 03-Jul-07 Comunicación Tubing-Casing

DESPUES 27-Jul-07 Ui 303 18 140 PPS

(W.O. # 07) (07-Septiembre-07): Reparar BES

- Sacan equipo BES FC-450: Bomba atascada, presencia de arena. Separador de

gas y Sellos giro normal. Motor y Sensor Centinel eléctricamente Ok.

- Bajan BHA de evaluación. Desplazan bomba Jet 9A. Evalúan arena "Ui" al tanque

TBR = 3095, BFPD = 432, BPPD=346, BSW = 20%, THE = 127

Nota: durante la evaluación, al c/bomba nozzle se encuentra taponado con arena.

- Bajan completación de fondo con 2 tubos ranurados, asientan packer a 8930’.

- Arman y bajan equipo BES FC-450 midiendo, calibrando y probando con 3000

PSI cada 20 paradas hasta 8713’.

- Retiran BOP. Arman cabezal. OK. Realizan prueba de producción de Equipo BES

a arena " Ui ":

BFPD = 480, BSW = 100 %, PC = 100 PSI, Hz = 52,Amp = 19, 21, 19 Volt f/f=

1881, 1882, 1879, P intake = 1960 PSI, THE = 6.

47


ANTES 17-Ago-07 BES Atascada

DESPUES 15-Sep-07 Ui 165 18 180 PPS

(W.O. # 08) (07-Octubre-07): Reparar BES y bajar malla para control de arena

- Sacan BES. Bombas salen con giro trabado por presencia de arena y eje roto.

- Bajan BHA de evaluación. Evalúan arena “Ui” contra tanque bota en locación:

TBR = 833, BFPD = 504, BSW = 26%, BPPD = 373, THE = 31

- Bajan completación de fondo con screen gravel pack. Evalúan arena “Ui” contra

tanque bota en locación:


- Reversan Jet. Bajan elementos de presión. Continúan evaluando “Ui” contra

tanque bota en locación:

TBR = 1207, BFPD = 432, BSW = 28%, BPPD = 311, THE = 67 (30 con

elementos)

- Reversan Jet. Recuperan elementos (Pwf= 850 psi). Continúan evaluando “Ui”

contra tanque bota en locación:


- Bajan BES FC-450, Prueban rotación, ok. Realizan prueba de producción de “Ui”

con BES a la estación:

BFPD = 480, BSW=100%, HZ=50, AMP=38/43/44, PSI=1825


ANTES 18-Sep-07 Ui BES con eje roto

DESPUES 08-Oct-07 Ui BES con fases desbalanceadas y fases a tierra

(W.O. # 09) (20-Octubre-07): Reparar BES

- Sacan BES Centrilift. Equipo sale: Giro del conjunto duro; Descarga condiciones

externas ok; Bomba Upper: condición externa, ok, giro, ok; Bomba Lower:

condición externa, ok, giro trabado, debido a posible presencia de arena en las

48

etapas de la bomba; Separador de Gas en perfectas condiciones tanto en giro

como su condición externa; Sello Upper y Lower sale con el aceite dieléctrico en

perfectas condiciones. Motor eléctricamente malo y mecánicamente en buenas

condiciones; Sensor Centinel y cable, ok. Se recupera st. Valve en NOGO

totalmente taponado con arena.

- Bajan BHA de evaluación hasta 8808'. Evalúan arena "Ui" contra tanque bota en

locación:

TBR = 1636, BFPD = 480, BPPD = 384, BSW = 20%, THE = 62, SAL = 14500

PPM Cl.

- Reversan Jet. Controlan pozo. Desasientan R-Matic a 8805'. Sacan BHA de

evaluación.

- Bajan BHA de pesca con Campana ON-OFF de 5 1/2" x 2 7/8" hasta 8899'.

Enganchan ON-OFF Conector. Tensionan hasta 120.000 lbs, desasientan Packer

"FH" a 8931'. Sacan completación de fondo con malla para control de arena.

- Bajan BHA de producción para Gas Lift con 6 Mandriles Daniels y packer "Arrow"

en tubería de 3 1/2" hasta 8971´. Abren camisa de circulación a 8862'. Desplazan

Jet 10I. Realizan prueba de producción de arena "Ui" con Jet a la estación:

TBR = 75, BFPD = 456, BSW = 100%, THE = 4

YACIMIENTO FECHA BPPD BAPD Bsw

% ° API

Condensado MPCPD

Tc °F

Horas Evaluadas

OBSERVACIONES

"Ui" 07-Oct-07 BES OFF por fases a tierra (Produce por 6 horas luego de W.O. N°8)

"Ui" 28-Oct-07 POZO CERRADO DEBIDO A POSIBLE PACKER DESASENTADO

(W.O. # 10) (01-Noviembre-07): Cambio de completaci on Gas Lift por packer

desasentado

- Desasientan empacadura a 8901' con 80000 lbs de tensión (centralizadores de tbg-

hanger no estaban ajustados).

- Bajan BHA definitivo de Gas Lift con 6 mandriles "Daniels" y empacadura "FH" en

TBG de 3-1/2", hasta 8945'.

- Realizan prueba de producción de la arena "Ui": con unidad MTU:

TBR = 148, BFPD = 600, BSW = 100%, THE = 6

49

YACIMIENTO FECHA BFPD BPPD BAPD Bsw

% Gravedad

Especifica Sg. ° Api

Condensado OBSERVACIONES

"Ui" 28-Oct-07 Prueban TBG con 3000 psi, OK. Prueban BHA, detectan packer desasentado

"Ui" 03-Nov-07 432 310 122 28.3 27.5 Produce con MTU

2.5 HISTORIALES DE PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS, SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA

2.5.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SECOYA-04

GRÁFICO 2.1 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEMP O

(SECOYA 04)

FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger

ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa

50

GRÁFICO 2.2 BSW VS. TIEMPO (SECOYA 04)




(SECOYA 04: “T”)



51


(SECOYA 04: “U INFERIOR”)



52

2.5.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SHUARA - 03


(SHUARA 03)



GRÁFICO 2.6 BSW VS. TIEMPO (SHUARA 03)



53


(SHUARA 03: “U” + ”BT”)



GRÁFICO 2.8 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEM PO

(SHUARA 03: “U INFERIOR”)



54


(SHUARA 03: “U SUPERIOR”)



55

GRÁFICO 2.10 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIE MPO

(SHUARA 03: “T”)

FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager)


2.5.3 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SECOYA – 20


(SECOYA 20)



56

GRÁFICO 2.12 BSW VS. TIEMPO (SECOYA 20)

FUENTE: OFM (Oil Field Manager). Schlumberger



(SECOYA 20: “T INFERIOR”)



57


(SECOYA 20: “U INFERIOR”)



Una vez analizados los historiales de reacondicionamiento antes mencionados,

se puede constatar que el pozo productor por Gas Lift del Área Libertador

Secoya 20 se encuentra cerrado, por Reacondicionamiento # 11 (Anexo 3)

suspendido debido a daño en Casing de 7’’ el 29 de marzo del 2010, además,

en el Área Libertador se tiene 2 pozos produciendo con Sistema de Gas Lift

sobredimensionado, no eficiente y obsoleto, el Shuara 03 y Secoya 04.

58

2.6 ANÁLISIS DE LAS ZONAS EN LOS POZOS ESTUDIADOS EN LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA

Se analiza parámetros petrofísicos y correlaciones estratigráficas estructurales

realizadas con pozos vecinos (Anexo 4). Para el caso del pozo SHU 03 se lo

correlaciona con SHU 25, SHU 12, SHU 22, SHU 26; y para el SEC 04 y SEC

20 con los pozos SEC 32 y SEC 31.

Las siguientes tablas nos indican la petrofísica por arenas de los pozos en

estudio y de pozos vecinos.

TABLA 2.8 PETROFISICA POZOS EN ESTUDIO

FUENTE: EP – Petroecuador Gerencia de Exploración y Producción. Diciembre 2010.


POZO ARENATOPE

ftBASE

ft

ZONA PAGO

ftPorosidad Saturación

T-inferior 9160 9208 19 0,1362 0,3046

T-superior 9123 9160 0 ········ ········

U-inferior 8958 9016 44,25 0,1586 0,2769

U-media 8910 8958 0 ········ ········

U-superior 8864 8910 16 0,195 0,2384

Basal Tena 8222 8245 0 ········ ········

T-inferior 9200 9262 44,25 0,1505 0,2825

T-superior 9168 9200 0,75 ········ ········

U-inferior 9004 9062 13,5 0,1851 0,323

U-media 8970 9004 0 ········ ········

U-superior 8930 8970 3,5 0,1579 0,5127

Basal Tena 8300 8348 0 ········ ········

T-inferior 9214 9280 64,75 0,1668 0,1188

T-superior 9167 9214 27,25 0,1228 0,4414

U-inferior 9028 9080 12,5 0,1694 0,3538

U-media 8990 9028 0 ········ ········

U-superior 8949 8990 0 ········ ········

Basal Tena 8310 8340 5 0,1783 0,3407

PETROFISICA POZOS EN ESTUDIO

SHUARA-03

SECOYA-20

SECOYA-04

59

TABLA 2.9 PETROFISICA POZOS VECINOS

FUENTE: EP – Petroecuador Gerencia de Exploración y Producción. Diciembre 2010.


En la tabla 2.10 se indica el estado de las zonas evaluadas y producidas, así

como sus reservas remanentes, obtenidas utilizando el programa OFM (Oil

Field Manager) (ver anexo 5) las cuales son importantes en el presente

análisis, porque de su valor dependerá de la ejecución o no de cualquier

trabajo.

POZO ARENATOPE

ftBASE

ft

ZONA PAGO

ftPorosidad Saturación

T-inferior 9240 9313 30,25 0,1481 0,3933

T-superior 9210 9240 0 ········ ········

U-inferior 9052 9115 51,5 0,1649 0,2955

U-media 9014 9052 9,5 0,1479 0,3953

U-superior 8953 9014 33 0,1259 0,3462

Basal Tena 8352 8376 0 ········ ········

T-inferior 9182 9248 48 0,1406 0,3131

T-superior 9150 9182 1 0,1147 0,5358

U-inferior 8998 9060 51,5 0,1393 0,2621

U-media 8956 8998 5,25 0,1218 0,544

U-superior 8888 8956 36,25 0,1234 0,3486

Basal Tena 8266,577 8312 0

T-inferior 9314 9371 11,5 0,1591 0,4728

T-superior 9280 9314 8,5 0,1403 0,4174

U-inferior 9104 9188 46,5 0,1709 0,3836

U-media 9070 9104 0 ········ ········

U-superior 9020 9070 21,5 0,1409 0,3907

Basal Tena 8380 8420 0 ········ ········

T-superior 9190 9236 2,75 0,1342 0,4644

T-inferior 9236 9280 37 0,1641 0,304

U-inferior 9032 9086 42 0,1759 0,3565

U-media 8986 9032 0 ········ ········

U-superior 8950 8986 3,5 0,1252 0,398

Basal Tena 8280 8324 5 0,1385 0,4479

T-inferior 9204 9276 21 0,16 0,43

T-superior 9132 9204 10 0,12 0,39

U-inferior 8990 9064 12 0,13 0,393

Basal Tena 8298 8327 10 0,165 0,355

T-inferior 9252 9291 10 0,15 0,39

T-superior 9252 9291 10 0,15 0,39

U-inferior 9091 9150 14 0,15 0,389

U-superior 9010 9060 12 0,189 0,484

SHUARA-26

SECOYA 04 - SECOYA 20

SECOYA-31

SECOYA-32

PETROFISICA POZOS VECINOS

SHUARA 03

SHUARA-12

SHUARA-22

SHUARA-25

60

TABLA 2.10 ANÁLISIS DE LAS ZONAS EN LOS POZOS DE LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA

FUENTE: EP- Petroecuador. Julio 2010.


Una vez analizada las tablas 2.8, 2.9, 2.10, junto con el anexo 4, se puede

constatar que las arenas ha producirse en el Shuara 03 y Secoya 04 son “Us” y

“Ui” respectivamente, tomando en cuenta el mapa de saturaciones un estimado

de reservas remanentes mayores que las otras arenas (SHU03: Us 390,557

[BN], SEC04:Ui 527,709 [BN]) y características petrofísicas considerables en

éstas arenas.

En el caso del Secoya 20 las reservas remanentes en “Ti” son ligeramente

mayores que las de “Ui”, pero la producción de petróleo en “Ti” es

considerablemente superior a la de “Ui”, por lo cual en el presente se

considerará la arena “Ti” como zona productora.

Estado de Reservas

Fecha BFPD BPPD BSW Zona la zona Remanentes [BN]

7-ene-01 113 113 0 Us+BTZona cerrada por bajo

aporte y CPS75.269

31-jul-10 274 164 40 Us Produciendo 390.557

ago-89 152 38 75 Ui

Zona aislada con Ez-drill

a 8950' en el W.O#03 del

27-Ene-92

43.831

oct-84 164 120 27 Ti

Zona aislada con CIBP a

9030' en el W.O#01 del

13-May-85

82.286

Ts

No prospectiva. Sin

características

petrofísicas

23-ago-91 0 100 BTZona Disparada. No

produjo.

17-dic-09 323 6 98 UiZona cerrada por alto

BSW y baja producción166.327

UsZona invadida. No

prospectiva

10-mar-00 1584 143 91 TiW.O#11 suspendido por

problemas en el casing179.007

Ts

No prospectiva por

caracterísitcas

petrofísicas

BTNo prospectiva. Produjo

crudo pesado

24-may-10 60 32 47 Ui Produciendo 527.709

UsNo tiene características

petrofísicas

215.612

SECOYA 04

POZO EN ESTUDIO

85219145917-jul-97

Ts

Zona cerrada debido a

invasión de agua desde

9170' a 9245' en el

W.O.#04 del 06-Sep-97

Prueba de producción antes del cierrePOZO

SUARA 03

Ti

SECOYA 20

61

CAPITULO 3

DISEÑO DE SISTEMAS DE PRODUCCIÓN ALTERNATIVOS PARA REEMPLAZAR EL SISTEMA

DE GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA

3.1 CONSIDERACIONES TEÓRICAS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN

3.1.1 PRODUCCIÓN A FLUJO NATURAL

La producción por flujo natural, consiste en la producción del pozo mediante su

propia energía, es decir, la fuerza de empuje que desplaza al petróleo de un

yacimiento proviene de la energía natural de los fluidos comprimidos

almacenados en el yacimiento, y la energía que realmente hace que un pozo

produzca es el resultado de una reducción en la presión entre el yacimiento y la

presión de fondo del pozo (Pwf).

3.1.2 SISTEMA DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO HIDRÁULICO

En el sistema Hidráulico, el petróleo crudo (o agua) es tomado del Tanque de

Producción y alimenta a la bomba de alta presión o Central de Poder. El fluido

motriz, ahora a la presión creada por la bomba es controlado mediante

reguladores de presión y caudal en la Central de Control, central encargada de

regular y dirigir el fluido motriz desde un múltiple de control ubicado a cualquier

distancia de la planta, para su distribución a uno o más pozos. El fluido motriz

pasa entonces por el cabezal de pozo y se dirige a la bomba de profundidad.

Esta consiste de un motor y una bomba combinados en un solo conjunto

denominado Unidad de Producción. El fluido motriz impulsa al motor el cual

hace funcionar el extremo de bombeo. El fluido motriz retorna a la superficie

62

junto con el petróleo extraído y es conducido hacia el proceso de separación de

petróleo, y llega nuevamente al tanque de producción.

GRÁFICO 3.1 SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

FUENTE: Bradley, H. B. Petroleum Engineering Handbook. SPE. 1992

Al mencionar los sistemas de inyección del fluido motriz, se indican dos formas

de inyección: una en un circuito abierto y otra en un circuito cerrado. Ambos

sistemas son iguales en el manejo del fluido motriz desde los tanques de

almacenamiento hasta la unidad de bombeo, pero difieren en la forma en que

el fluido motriz retorna a la superficie después de haber operado la unidad.

Los sistemas de bombeo hidráulico se dividen en dos clases de acuerdo al tipo

de bombas de subsuelo: tipo pistón y tipo jet

3.1.1.1 Bombeo Hidráulico Tipo Pistón

Es la bomba de fondo hidráulica comúnmente utilizada, que consiste de un

grupo de pistones reciprocantes acoplados; el pistón motor que es accionado

por la presión de fluido motriz y transmite el movimiento al pistón bomba, que

bombea los fluidos del pozo hacia la superficie.

63

3.1.1.2 Bombeo Hidráulico Tipo Jet

Convencionalmente las bombas de fondo han sido del tipo de desplazamiento

positivo, empleando pistones reciprocantes. Pero en los últimos años, sistemas

usando bombas jet en el fondo han sido ampliamente empleados, la bomba jet

es un tipo de bomba hidrodinámica antes que hidrostática, a diferencia de la

tipo pistón no tiene partes móviles (la ausencia de partes móviles

estrechamente ajustadas permite a la bomba jet tolerar fluidos de producción y

motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas el

levantamiento artificial son limitaciones importantes) y opera principalmente a

través de la transferencia de momento (cantidad de movimiento) entre dos

corrientes de fluidos adyacentes.

Operación

El fluido motriz a alta presión pasa a través de una boquilla y su energía

potencial (energía de presión) es convertida en energía cinética (principio de

venturi) en un jet de fluido a alta velocidad, luego el fluido del pozo se mezcla

con el fluido motriz en un área constante denominada garganta o tubo de

mezcla, el fluido motriz transfiere su momento al fluido del pozo, causando en

este una elevación de su energía. Como la mezcla de fluidos sale de la

garganta o tubo de mezcla, ellos están todavía a una alta velocidad, y así

contienen sustancial energía cinética. Son entonces los fluidos detenidos en un

área expandida denominada difusor que convierte la energía cinética

remanente en presión estática suficiente para levantar los fluidos hacia la

superficie.

64

GRÁFICO 3.2 PRINCIPIO VENTURI

FUENTE: Hydraulic Pumping Systems, Training School, Weatherford

VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

Con el sistema de levantamiento artificial hidráulico se puede:

- Producir grandes caudales desde mayores profundidades, esto es con

relación a los otros sistemas de levantamiento artificial.

- Se puede tener la flexibilidad para adaptarse a los cambios de caudales

de producción de las arenas productoras.

- Las bombas hidráulicas para su cambio no requiere de torre

(reacondicionamiento W.O.)

65

- Las bombas hidráulicas de pistón tienen mejores eficiencias a grandes

profundidades que una bomba de varillas por que no existe el problema

de estiramiento de la sarta

- Todas las bombas hidráulicas pueden accionarse desde una sola fuente

de fluido motriz.

- Las bombas jet manejan con facilidad grandes relaciones de gas y

petróleo.

- Las bombas jet son las que menor mantenimiento requieren por su

reducido número de partes, además estos equipos se puede reparar en

el sitio de trabajo (pozo).

- Con la bomba jet se puede manejar altos volúmenes de producción y

dentro de esta sólidos (arena)

DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO

- Como se trabaja con presiones de operación altas (2000 @ 3800 psi)

hace que el trabajo se lo realice con gran meticulosidad ya que una mala

operación puede acarrear problemas con graves consecuencias

- La reparación de las bombas pistón se las tiene que realizar en un taller

adecuado con aparatos de control y calibración, esto es para controlar y

chequear las tolerancias permisibles de reúso de cada una de sus

partes.

- El fluido motriz tiene que ser limpio

- El fluido motriz de una bomba pistón tiene que por preferencia ser

petróleo (oil) con baja porcentaje de agua (bsw= 0.2% @ 0.4%). (BSW

Basic Sediment & Water, Sedimentos Básicos y Agua).

- Cuando los pozos producen con una bomba jet y adicionalmente el bsw

(%) es alto, tendremos mayor consumo de químicos (demulsificante), las

unidades de power oil trabajan a mayores revoluciones/minuto por lo

tanto se consumirá más combustible (diesel), se requiere mayor potencia

(hp)

- La bomba jet necesita una presión de succión relativamente alta para

evitar la cavitación.

66

3.1.3 SISTEMA DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO NEUMÁTICO (GAS LIFT)

GRÁFICO 3.3 UNIDAD DE BOMBEO NEUMÁTICO (GAS LIFT)

Fuente: Manual de Servicios de Campo, Center Field Services, Baker

En este sistema se utiliza gas a una presión relativamente alta (250 PSI como

mínima) para poder aligerar la columna de fluido y de este modo permitir al

pozo fluir hacia la superficie (alivianar y arrastrar).

El gas inyectado origina que la presión que ejerce la carga del fluido sobre la

formación disminuya debido a la reducción de la densidad de dicho fluido y por

otro lado la expansión del gas inyectado con el consecuente desplazamiento

del fluido.

67

Existen dos tipos de bombeo neumático:

- Bombeo Neumático Continuo

- Bombeo Neumático Intermitente.

Bombeo Neumático Continuo.

En este método un volumen continuo de gas a alta presión es inyectado dentro

de la tubería de producción para aligerar la columna de fluidos hasta obtener

un diferencial de presión suficiente a través de la cara de la formación y de este

modo permitir fluir al pozo a un caudal deseado. Esto se logra mediante una

válvula de flujo, la cual permite un punto de inyección de presión profundo y

una válvula para regular el gas inyectado desde la superficie. El sistema de

bombeo neumático continuo es factible de aplicarse en pozos de alto índice de

productividad (>0.5 bl/día/Ib/pg2) y presión de fondo relativamente alta

(columna hidrostática 50% de la profundidad del pozo) así como utilizando

diversos diámetros de tubería de producción, dependiendo del caudal de

producción deseado. De este modo se pueden tener caudales entre 200 –

20.000 bl/día a través de la tubería de producción de diámetro común (31/2); y

se pueden tener caudales tan bajos como 25 bl/día a través de tubería de

diámetro reducido.

Bombeo Neumático Intermitente.

En este método consiste en inyectar un volumen de gas a alta presión por el

espacio anular hacia la tubería de producción en forma cíclica, es decir,

periódicamente inyectar un determinado volumen de gas por medio de un

regulador, un interruptor o ambos. De igual manera, en este sistema se emplea

una válvula insertada en la tubería de producción a través de la cual, el gas de

inyección pasará del espacio anular a la tubería de producción para levantar los

fluidos a la superficie y un controlador superficial cíclico de tiempo en la

superficie. Cuando la válvula superficial del bombeo neumático intermitente se

abre, expulsa hacia la superficie el fluido de la formación que se acumuló

dentro de la tubería de producción, en forma de bache.

68

Después de que la válvula cierra, la formación continua aportando fluido al

pozo, hasta alcanzar un determinado volumen de aceite con el que se inicie

otro ciclo; dicho ciclo es regulado para que coincida con el caudal de llenado

del fluido de formación al pozo. En este tipo se bombeo se pueden utilizar

puntos múltiples de inyección del gas a través de más de una válvula

subsuperficial.

VENTAJAS DEL GAS LIFT

- Costo operativo inicial bajo.

- Flexibilidad de operación

- Caudal de producción controlable desde superficie.

- Pocas partes móviles

- Sólidos en el fluido de producción no afectan al equipo de fondo de

pozo.

DESVENTAJAS DEL GAS LIFT

- Se requiere una fuente de gas de alta presión y el gas de inyección debe

ser tratado.

- Es necesario un suministro de gas adecuado y económico.

- No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o con parafinas.

- Su diseño es laborioso y solo es aplicable a pozos de hasta 10.000 pies.

- El uso excesivo de gas provoca corrosión en la tubería

- No eficiente con cortes de agua mayores al 70%.

3.1.4 SISTEMA DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO MECÁNICO

El yacimiento que ha de producir por bombeo mecánico tiene cierta presión,

suficiente para que el petróleo alcance un cierto nivel en el pozo. Por tanto, el

bombeo mecánico no es más que un procedimiento de succión y transferencia

casi continúa del petróleo hasta la superficie.

69

El balancín de producción imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de

varillas de bombeo que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de

producción (tubing), a cierta profundidad del fondo del pozo.

GRÁFICO 3.4 ESQUEMA DEL MECANISMO Y PARTES DEL BOMB EO

MECÁNICO TIPO BALANCÍN

FUENTE: Karina Vallejo – Roberto Ochoa

Está constituido por una válvula fija, la cual permite que el petróleo entre al

cilindro de la bomba. En la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se

cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la

tubería de producción. En la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra

para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija

permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento

ascendente y descendente (emboladas) mantiene el flujo hacia la superficie.

70

GRÁFICO 3.5 PARTES DE UNA BOMBA DE SUCCIÓN DE POZOS

PETROLÍFEROS

FUENTE: Center Field Service Training, Baker Hughes, Centrilift

Como en el bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y descenso de la

sarta de varillas, el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo

balancín o en la manivela. Otra modalidad es el balanceo neumático, cuya

construcción y funcionamiento de la recamara se asemeja a un amortiguador

neumático; generalmente va ubicado en la parte delantera del balancín. Este

tipo de balanceo se utiliza para bombeo profundo.

Los diámetros de la bomba varían de 25,4 a 120 milímetros. El desplazamiento

de fluido por cada diámetro de bomba depende del número de emboladas por

71

minuto y de la longitud de la embolada, que puede ser de varios centímetros

hasta 9 metros. Por tanto, el bombeo puede ser de fracciones de metro cúbico

hasta unos 470 metros cúbicos /día.

Las bombas son del tipo llamado de tubería de producción (tubing), ya que el

cilindro o pistón de la bomba va conectado a la tubería de producción y se mete

en el pozo como parte integral de la sarta a la profundidad deseada de

bombeo. El embolo de la bomba, que lleva la válvula viajera, constituye la parte

extrema inferior de la sarta de varillas de bombeo.

La sarta de varillas se mete en la tubería de producción hasta llegar a la válvula

fija, ubicada en el fondo del cilindro. Luego se sube la sarta de varillas cierta

distancia y por medio del vástago pulido, colgador y riendas se fija en el

balancín, de manera que en la carrera descendente no golpee la válvula fija.

Otro tipo de bomba es la integral, en la cual todos sus elementos conforman

una sola pieza, que utilizando la sarta de varillas se puede colocar o extraer,

sin necesidad de sacar la sarta de producción, para cambiarle algunos de sus

componentes o reemplazarla por otra del mismo diseño. Este tipo requiere que

la sarta de producción sea provista de un niple adecuado o dispositivo similar

para fijarla.

Como las válvulas fija y viajera deben ser resistentes a la corrosión y a la

abrasión, sus esferas y asientos se fabrican especialmente acero inoxidable.

Las varillas de bombeo son hechas de varias aleaciones de metales. Están

sujetas a un funcionamiento mecánico que Ies imponen esfuerzos de

estiramiento, encogimiento y vibración; fatiga, corrosión, erosión.

Las varillas se fabrican, generalmente, en diámetros de 15,9; 19; 22,2; 25,4 y

28,6 milímetros, con sus correspondientes dimensiones para la espiga,

hombrillo, caja, muesca, etc. La longitud de las varillas es de 7,6 y 9,15 metros.

EI peso de las varillas, en kg de 30 metros de longitud, va desde 32,7 a 167,3

72

kilogramos. Para cada diámetro de tubería de producción existe un diámetro

adecuado de varillas, para mayor efectividad de funcionamiento.

VENTAJAS DEL BOMBEO MECÁNICO

- El diseño es poco complejo.

- El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal de

campo.

- Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso.

- Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de energía.

- El equipo puede ser operado a temperaturas elevadas.

- Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el

control de la tasa de producción.

DESVENTAJAS Y LIMITACIONES DEL BOMBEO MECÁNICO

- La efectividad del sistema puede verse afectada severamente por la

presencia del gas.

- La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del equipo.

- Requiere altos costos de mantenimiento.

- Es adecuado hasta profundidades limitadas.

- El equipo es pesado y ocupa mucho espacio.

- La tasa de producción declina rápidamente.

- No se puede utilizar en pozos desviados.

- Sólo se utiliza en pozos unidireccionales.

- Se utiliza en pozos con temperaturas no mayores a 500 ºF.

3.1.5 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El bombeo electrosumergible ha probado ser un sistema artificial de producción

eficiente y económico. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a

la variedad de casos industriales en los que es ampliamente aceptado.

73

Un pozo candidato a producir artificialmente con bombeo electrosumergible,

debe reunir características que no afecten su funcionamiento como las altas

relaciones gas-aceite, las altas temperaturas, la presencia de arena en los

fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo, que son factores

con influencias indeseables sobre la eficiencia del aparejo.

Entre las características únicas del sistema están su capacidad de producir

volúmenes considerables de fluido desde grandes profundidades, bajo una

amplia variedad de condiciones del pozo y particularmente se distingue puesto

que su unidad de impulso o motor está directamente acoplada con la bomba en

el fondo del pozo.

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE

Una unidad típica de bombeo electrosumergible está constituida en el fondo del

pozo por los componentes: motor eléctrico, protector, sección de entrada,

bomba electro centrífuga y cable conductor. Las partes superficiales son:

cabezal, cable superficial, variador de frecuencia, transformador.

Se incluyen todos los accesorios necesarios para asegurar una buena

operación, como son: separador de gas, flejes para cable, camisa de

circulación, centralizadores, sensores de fondo, dispositivos electrónicos para

control del motor, caja de venteo, y variador de frecuencia.

La integración de los componentes es indispensable, ya que cada uno ejecuta

una función esencial en el sistema para obtener las condiciones de operación

deseadas que permitan impulsar a la superficie el caudal requerido.

74

GRÁFICO 3.6 COMPONENTES DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBL E

FUENTE: ESP System, Best in Design, Equipment and Service, CENTRILIFT

75

COMPONENTES SUBSUPERFICIALES

Motor eléctrico

El motor eléctrico colocado en la parte inferior, recibe la energía desde una

fuente superficial, a través de un cable; su diseño compacto es especial, ya que

permite introducirlo en la tubería de revestimiento existente en el pozo y

satisfacer requerimientos de potencial grandes, también soporta una alta

torsión momentánea durante el arranque hasta que alcanza la velocidad de

operación, que es aproximadamente constante para una misma frecuencia, por

ejemplo: 3500 revoluciones por minuto (rpm) a 60 ciclos por segundo (Hz).

Normalmente, consiste de una carcasa de acero al bajo carbón, con láminas de

acero y bronce fijas en su interior alineadas con las secciones del rotor y del

cojinete respectivamente. En la figura siguiente se muestra el corte transversal

de un motor, como los utilizados en aplicaciones de bombeo eléctrico.

Pruebas de laboratorio indican que la velocidad del fluido que circula por el

exterior del motor, debe ser de 1 pie/seg para lograr un enfriamiento adecuado.

GRÁFICO 3.7 CORTE TRANSVERSAL DEL MOTOR DE UNA BOMB A

ELECTROSUMERGIBLE

FUENTE: Curso Avanzado BES, Schlumberger

76

La profundidad de colocación es un factor determinante en la selección del

voltaje del motor debido a las pérdidas de voltaje en el cable. Cuando la

pérdida de voltaje es demasiado grande, se requiere un motor de más alto

voltaje y menor amperaje. En pozos muy profundos, la economía es un factor

importante: con un motor de más alto voltaje es posible usar un cable más

pequeño y más barato. Sin embargo, puede requerirse un tablero de control de

más alto voltaje y más costoso.

Protector

Este componente también llamado sección sellante, se localiza entre el motor y

la bomba: está diseñado principalmente para igualar la presión del fluido del

motor y la presión externa del fluido del pozo a la profundidad de colocación.

GRÁFICO 3.8 CORTE TRANSVERSAL DEL PROTECTOR DE UNA BOMBA

ELECTROSUMERGIBLE


Adicionalmente tiene las siguientes cuatro funciones básicas:

1. Conecta la carcasa de la bomba con la del motor y une rígidamente la

flecha impulsora del motor con la flecha de la bomba.

2. Aloja un cojinete que absorbe el empuje axial desarrollado por la bomba.

77

3. Evita la contaminación del aceite lubricante del motor con el fluido del

pozo.

4. Provee un receptáculo para compensar la expansión y contracción del

aceite lubricante del motor, debidas al calentamiento o enfriamiento de

éste, cuando la unidad está trabajando o cuando está sin operar. Esta

función equivale a igualar la presión interna en el motor con la presión

externa en el pozo.

Separador de gas

El separador de gas es un componente opcional, normalmente se coloca entre

la bomba y el protector. Sirve como succión o entrada de fluidos a la bomba y

desvía el gas libre de la succión hacia el espacio anular. El uso del separador

de gas permite una operación de bombeo más eficiente en pozos gasificados,

ya que reduce los efectos de disminución de capacidad de carga en las curvas

de comportamiento, evita la cavitación a altos caudales, y evita las

fluctuaciones cíclicas de carga en el motor producido por la severa interferencia

de gas.

Es necesario mencionar que la total eliminación del gas libre, no es

necesariamente la mejor forma de bombear el pozo. Por una parte, el volumen

de fluidos que entra a la bomba es menor, pero la presión que la bomba debe

entregar en la descarga se incrementa, debido a la menor relación gas-aceite

de la columna hidráulica en la tubería de producción.

Los efectos que causa la presencia de gas libre en el interior de la bomba son:

- El comportamiento de la bomba se aparta del señalado en sus curvas

características

- Reducción de su eficiencia

- Fluctuación de carga en el motor

- Posible efecto de cavitación.

78

GRÁFICO 3.9 CORTE TRANSVERSAL DEL SEPARADOR DE GAS DE UNA

BOMBA ELECTROSUMERGIBLE


Bomba Centrífuga Sumergible

Su función básica es imprimir a los fluidos del pozo, el incremento de presión

necesario para hacer llegar a la superficie, el gasto requerido con presión

suficiente en la cabeza del pozo.

Las bombas centrífugas son de múltiples etapas, y cada etapa consiste de un

impulsor giratorio y un difusor estacionario. El tamaño de etapa que se use

determina el volumen de fluido que va a producirse, la carga o presión que la

bomba genera depende, del número de etapas y de este número depende la

potencia requerida.

79

Fenómeno de Cavitación

Si la presión absoluta del líquido en cualquier parte dentro de la bomba cae

debajo de la presión de saturación correspondiente a la temperatura de

operación, entonces se forman pequeñas burbujas de vapor. Estas burbujas

son arrastradas por el líquido fluyendo, hacia regiones de más altas presiones

donde se condensan o colapsan. La condensación de las burbujas produce un

tremendo incremento en la presión lo que resulta similar a un golpe de martillo

o choque. Este fenómeno se conoce como Cavitación. Dependiendo de la

magnitud de la cavitación, ésta puede resultar en una destrucción mecánica

debida a la erosión, corrosión y a la intensa vibración. La cavitación también

tiene un efecto significativo en el comportamiento de la bomba. Su capacidad y

eficiencia se reducen.

Cable Conductor Eléctrico

La energía eléctrica necesaria para impulsar el motor, se lleva desde la

superficie por medio de un cable conductor, el cual debe elegirse de manera

que satisfaga los requisitos de voltaje y amperaje para el motor en el fondo del

pozo, y que reúna las propiedades de aislamiento que impone el tipo de fluidos

producidos.

Existe en el mercado un rango de tamaños de cable, de configuración plana y

redonda, mostrados en el gráfico 3.16, con conductores de cobre o aluminio, de

tamaños 2 al 6. El tamaño queda determinado por el amperaje y voltaje del

motor así como por el espacio disponible entre las tuberías de producción y

revestimiento.

Considerando la longitud de un conductor para la aplicación de un voltaje dado,

los volts por pie disminuyen conforme el alambre es más largo, como

consecuencia la velocidad del electrón disminuye lo que resulta en una

reducción de corriente, en otras palabras, “la resistencia es directamente

proporcional a la longitud del conductor”.

80

GRÁFICO 3.10 RANGO DE TAMAÑOS DE CABLE


Cuando se usan cables en sistemas de alto voltaje, cada uno de los

conductores está rodeado por un considerable espesor de material aislante y

algunas veces con una cubierta de plomo.

Sin embargo, para los cables utilizados también existen limitaciones debidas a

materiales utilizados en su construcción. Los cables estándar tienen en

promedio 10 años de vida a una temperatura máxima de 167º F y se reduce a

la mitad por cada 15º F de exceso por arriba del máximo. El medio ambiente

bajo el que opera el cable también afecta directamente su vida. Sin embargo

hay cables que resisten temperaturas del orden de 350º F.

No-Go

Herramienta que se acopla a la tubería, permite el alojamiento de standing

valve. Esta válvula permite el flujo en sentido ascendente, de manera que

81

cuando el motor deja de trabajar, impide el regreso de la columna de fluidos y

evita el giro de la flecha de la bomba en sentido contrario.

Camisa de Circulación

Se coloca de una a tres tubos por arriba del No-Go. Su función es establecer

comunicación entre el espacio anular y la tubería de producción, con el

propósito de que ésta se vacíe cuando se extrae el equipo del pozo.

COMPONENTES SUPERFICIALES

Conector de Potencia

Su función es permitir el paso de los tres conductores del cable,

proporcionando el sello necesario en el espacio anular entre tubería de

producción y de revestimiento para evitar fuga de fluidos a la superficie. Está

construida de acero, cubierta de neopreno.

Caja de venteo

Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el tablero de

control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial y

alcanzar la instalación eléctrica en el tablero. En la caja de viento o de unión,

los conductores del cable quedan expuestos a la atmósfera evitando esa

posibilidad.

Transformador Primario

Para el uso del equipo subsuperficial se fabrican transformadores estándar

trifásicos o bien conjuntos de tres transformadores de fase única. Estas

unidades están llenas de aceite para auto-enfriamiento, el transformador

primario está diseñado para convertir el voltaje de la línea primaria, al voltaje

requerido por el tablero de control o un variador de frecuencia.

82

Si se usa un tablero de control, el voltaje de salida será el voltaje requerido por

el motor. Si se usa un variador de frecuencia, el voltaje de salida será el voltaje

requerido por este equipo y será necesario utilizar un transformador

secundario.

Tablero de control (Switchboard)

Es el componente desde el que se gobierna la operación del equipo de

producción en el fondo del pozo. Este puede ser sumamente sencillo y

contener únicamente un botón de arranque y un fusible de protección por sobre

carga; o bien puede contener fusibles de desconexión por sobrecarga y baja

carga, mecanismos de relojería para restablecimiento automático y operación

intermitente, luces indicadores de la causa de paro, amperímetro, y otros

dispositivos para control remoto, los tipos de tablero existentes son

electromecánicos o bien totalmente transistorizados y compactos.

Variador de frecuencia (VSD)

El variador de frecuencia permite alterar la frecuencia del voltaje que alimenta

al motor y por lo tanto modificar su velocidad. El rango de ajuste de la

frecuencia es de 30 a 90 Hz, lo que implica su amplio rango de velocidades y

por lo tanto manejo de caudales. Una alta frecuencia incrementa la velocidad y

el caudal; una baja frecuencia, los disminuye.

Transformador Secundario

Se lo utiliza cuando se instala un variador de frecuencia, para elevar el voltaje

hasta los requerimientos del motor. Comúnmente se lo conoce como

“Transformador Elevador”. Puede ser un solo transformador trifásico o un

banco de tres transformadores monofásicos.

La integración de todos los componentes descritos es indispensable, ya que

cada uno ejecuta una función esencial en el sistema, para obtener en la

83

superficie el caudal de crudo deseado, manteniendo la presión necesaria en el

pozo.

VENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE:

- Se adapta a pozos altamente desviados, incluso horizontales, pero

deber ser instalado en una sección recta del pozo.

- Utiliza un mínimo de instalaciones en superficie.

- Condiciones de operación amigables con el ambiente (limpio seguro, sin

ruido)

- Altos volúmenes de bombeo.

- Se usan para bombeo de volúmenes crecientes de agua en operaciones

de recuperación secundaria.

- Permite poner en producción pozos incluso mientras se perfora o

completa zonas adyacentes.

- La inversión inicial se recupera en un período de tiempo más corto que

con otro tipo de levantamiento.

- Las bombas sumergibles tienen una ventaja sobre otros equipos en

medio corrosivos. Como un ejemplo, donde está presente H2S las

varillas de un sistema de bombeo mecánico pueden dañarse. No hay

fatiga en una bomba electrosumergible y la acción corrosiva del H2S no

es problema.

DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE:

- No tolera altos porcentajes de producción de sólidos. Bombas especiales

con superficies y cojinetes más resistentes se usan para reducir el

desgaste y alargar el tiempo de servicio.

- Altos costos y pérdidas de producción ocurren durante trabajos de

corrección en el pozo.

- Debajo de 400 bls/día, la eficiencia de este sistema cae dramáticamente.

En general no se los considera para ratas menores a 150 bls/día.

84

- Necesita un diámetro de casing relativamente grande (más de 4 ½ in

OD) para equipos de producción con ratas moderadas a altas.

3.1.6 BOMBAS DE CAVIDADES PROGRESIVAS O PCP (PROGRESSING CAVITY PUMP)

GRÁFICO 3.11 ESQUEMA DE SUPERFICIE Y FONDO DE LAS P CP

FUENTE: ALS Overview, Weatherford

Este sistema es muy simple y económico. La instalación de superficie es

considerablemente menor que la de un bombeo mecánico, pero tiene

limitaciones en cuanto a la presión que puede generar y esto va en línea

directa con la capacidad de producción.

Operan como un tornillo. La bomba está en el fondo del pozo, y es comparable

con un tornillo gigante recubierto por un polímero muy duro. La fuerza motriz la

entrega un motor en la superficie (eléctrico o a explosión). La transmisión es

realizada por un eje de varillas, similar al de las bombas mecánicas, pero en

85

este caso, el movimiento es rotante lo cual disminuye mucho el desgaste por

rozamiento de las mismas.

Es el método preferido en el caso de no tener grandes presiones o en caso de

tener intrusiones de arena ya que las bombas pueden operar sin destruirse en

sus partes mecánicas ni tener un desgaste excesivo.

Es un sistema bastante nuevo originado en Canadá. Su costo inicial y operativo

es muy bueno, pero tienen, como mencionamos anteriormente, algunas

limitaciones de aplicabilidad que impiden que se difunda en forma masiva.

A pesar de ello, su utilización está creciendo rápidamente en nuestro país.

VENTAJAS DEL SISTEMA PCP:

- El sistema puede correrse para pozos desviados incluso horizontales.

- El sistema puede manejar sólidos de formación, aunque el rotor sufre

mayor degaste con el tiempo.

- La bomba puede manejar fluidos altamente viscosos durante la

producción con un ajuste rotor-estator flexible.

- La rata de producción puede ser variada con el uso de un control de

variación de velocidad.

- En las condiciones apropiadas, el PCP opera con una eficiencia mucho

mayor a otros sistemas de levantamiento artificial.

DESVENTAJAS DEL SISTEMA PCP

- Capacidad de desplazamiento real de hasta 2000 BPD máxima de

4000BPD

- Resistencia máxima hasta 350 °F de temperatura

- Opera con bajas capacidades volumétricas

- Los fluidos pueden dañar los elastómeros por ser altamente sensibles

- Desgaste por contacto entre la tubería de bombeo y la de producción

- Poca experiencia en el diseño, instalación y operación del sistema.

86

3.2 ANÁLISIS PARA EL PROCESO DE SELECCIÓN

Para la selección del método adecuado de levantamiento artificial se tomará en

cuenta los siguientes parámetros:

TABLA 3.1 PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DEL TIPO DE LEVANTAMIENTO

Mecánico PCP Gas Lift Hidráulico

BES Pistón Jet

Profundidad de 100 - 11.000' 2.000 - 4500' 5.000 - 1.0000' 7.500 - 10.000' 5.000 -10000' 1.000 - 10.000'

operación (TVD)

Volumen de 5 - 1.500 5 - 2.200 100 - 10.000 50 - 500 300 - 4.000 200 - 20.000

operación [BFPD]

Temperatura de 100 - 350 75 - 150 100 - 250 100 - 250 100 - 250 100 - 275

operación [ºF] Manejo Bueno a

Moderado Bueno a

Bueno Excelente Bueno de gas Excelente Excelente

Manejo de Moderado a Bueno Excelente Moderado Bueno Moderado

sólidos Bueno

Manejo Moderado a Excelente Excelente Moderado Bueno Moderado

de fluido Bueno

ºAPI > 8 < 35 > 15 > 8 > 8 > 10

Fuerza Motriz Workover o Workover o Wireline o Hidráulico o Hidráulico o Workover o

Pulling Rig Pulling Rig Workover Rig Wireline Wireline Pulling Rig Aplicación

general Limitado Bueno Excelente Bueno Excelente Excelente

del sistema

Eficiencia 45% - 60% 40% - 70% 10% - 30% 45% - 65% 15% - 30% 35% - 60%

FUENTE: Artificial Lift Systems, Weatherford

Parámetros Mecánico Hidráulico BES PCP Gas Lift Costos

Operacionales Alto Moderado Alto Moderado Bajo

Capital inicial Medio Medio Alto Medio Alto

Operación

Instalación Con rig Con o sin rig Con rig Con rig Sin rig

Frecuencia de Workover Alto Moderado Alto Alto Bajo

Frecuencia de paradas Baja Moderada Alta Moderada Baja

Tiempo de vida útil, año/pozo Muy bajo Bueno Medio Bueno Muy bueno

Operación por Wireline Imposible Imposible Difícil Difícil Difícil

87

Parámetros Mecánico Hidráulico BES PCP Gas Lift Producción

Alto caudal Bajo Bajo Alto Alto Alto

Alto corte de agua Bajo Bajo Alto Alto Moderado

Alta RGP Bajo Bajo Bajo Moderado Bajo

Crudo pesado Alto Bajo Bajo Alto Bajo

Producción de arena Moderado Moderado BAjo Alto Alto FUENTE: www.oilproduction.net/files/Aumento de producción de campos maduros.pdf ELABORADOR POR: Roberto Ochoa – Karina Vallejo

TABLA 3.2 RESULTADOS PARA LA COMPARACIÓN TÉCNICA DE CADA

POZO

SHUARA 03 Mecánico Hidráulico

BES Pistón Jet

Profundidad de operación 8891 ft � � � �

Volumen de operación 240 BFPD � � � �

Temperatura de operación 230 F � � � �

Manejo de gas 162 PCS/BBL Buena a Excelente Buena Excelente Bueno

Manejo de fluidos Adecuado a Bueno Adecuado Bueno Adecuado

API 29 � � � �

Aplicación General del Sistema Limitada Buena Excelente Excelente

Eficiencia 45 a 60% 45 a 65% 15 a 30% 35 a 60%

BSW 30% X � � �

Facilidades de Superficie � X X �

SECOYA 04 Mecánico Hidráulico

BES Pistón Jet


Volumen de operación 190 BFPD � � � �


Manejo de gas 272 PCS/BBL Buena a Excelente Buena Excelente Bueno


API 30 � � � �

Aplicación General del Sistema Excelente Buena Excelente Excelente

Eficiencia 45 a 60% 45 a 65% 15 a 30% 35 a 60%

BSW 50% X X X �


88

SECOYA 20 Mecánico Hidráulico

BES Pistón Jet


Volumen de operación 1200BFPD � X � �


Manejo de gas 139 PCS/BBL Buena a Excelente Buena Excelente Adecuado


API 30 � � � �

Aplicación General del Sistema Limitada Buena Excelente Excelente

Eficiencia 45 a 60% 45 a 65% 15 a 30% 35 a 60%

BSW 70% X X X �


�= Dentro del rango X = Fuera del rango

ELABORADOR POR: Roberto Ochoa – Karina Vallejo

De acuerdo al estudio técnico de los parámetros tomados en cuenta para la

selección, se analizará y se realizará el diseño los sistemas de levantamiento

tipo BES, puesto que es un método muy flexible para amplios rangos de

producción y puede manejar altos cortes de agua, además cabe señalar que en

el Área Libertador se ha probado bombas electrosumergibles para bajos

caudales como se muestra en la tabla 3.3; el sistema mecánico debido a que el

capital inicial es bajo y es adecuado para la producción requerida; el bombeo

hidráulico no será tomado en cuenta puesto que no se dispone de facilidades

de superficie en el área; y el sistema PCP se lo utiliza en crudos altamente

viscosos y el que el crudo a producirse es liviano por lo que tampoco será

analizado.

TABLA 3.3 EJEMPLOS DE POZOS CON BAJOS CAUDALES EN EL ÁREA LIBERTADOR

Pozo Arena BFPD BPPD BSW Pb [psi] Pintake [psi] Tipo de Bomba

PIC-13D Us 129 128 1% 1050 ----- TD 300

SHU-15 Ui 238 236 1% 1100 1175 TD 150

FUENTE: FORECAST. Ingeniería en Petróleos Área Libertador


89

3.3 EJEMPLOS DE DISEÑO BES Y BOMBEO MECÁNICO

3.3.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA EL POZO SHUAR A 03

La tabla 3.4 muestra los datos necesarios para diseñar el sistema de

levantamiento por bombeo electrosumergible en el pozo Shuara 03. Datos

obtenidos de B’Ups, G.L.S. (Gas Lift Survey) y diagrama de completación para

este pozo (Anexo 7)

TABLA 3.4 DATOS PARA DISEÑAR BES EN EL POZO SHUARA 03

DATOS

COMPLETACIÓN PRODUCCIÓN FLUIDOS

Diámetro externo Arena "U superior" Gravedad específica

casing= 7" Presión de reservorio (Pr)= 1592 [psi] gas (γg)= 1,45

Diámetro externo Presión de fondo fluyente (Pwf)= 860 [psi] Gravedad específica

tubing= 3" Presión de burbuja (Pb)= 595 [psi] agua (γw)= 1,03

Intervalo perforado de Presión de cabeza (Pwh)= 210 [psi] ºAPI= 29

8884' a 8898' Producción de fluido= 233 [BFPD] Factor volumétrico petróleo

Profundidad media de las Producción deseada= 240 [BFPD] (βo)= 1,164 [BLS/BF]

perforaciones 8891' Corte de agua (BSW)= 30 [%] Factor volumétrico gas

GOR= 162 [PCS/BF] (βg)= 5,156 [BLS/BF]

Reservas= 390.557 BLS Temperatura de la formación= 230 [ºF] Factor volumétrico agua

Eficiencia de flujo (EF)= 1 (βw)= 1,046[BLS/BF]

Índice de productividad (IP)= 0,318 [BLS/psi]

Mediante la fórmula:

� � � � ��

Donde:

Q = Caudal [BFPD]

C = Constante de flujo

n = factor de turbulencia

Pr = Presión de reservorio [psi]

Pwf = Presión de fondo fluyente [psi]

90

Construimos la curva IPR, necesaria para conocer el potencial de producción

del pozo. El valor de n se determina del gráfico 3.12 recurriendo siguiendo a las

siguientes ecuaciones:

�� 1 0,2 � ��

�� 0,8 � ��

�

��

Donde EF es la eficiencia de flujo, para este pozo es EF = 1, es decir que el

pozo no tiene daño de formación, por lo tanto Pwf’ = Pwf.

�� 1 0,2 � �� 0,8 � �� 233

1 0,2 � 8601592$ 0,8 � 8601592$�

�� 378,32 '(��)*

TABLA 3.5 DATOS PARA DETERMINAR “n”

Pwf Pwf' Pwf'/Pr q/q max q (Pr2-Pwf 2) 1592 1592 1 0 0 0 1500 1500 0,94221106 0,10134845 38,3420603 284464 1400 1400 0,87939698 0,20544936 77,7254274 574464 1300 1300 0,81658291 0,30323729 114,720476 844464 1200 1200 0,75376884 0,39471225 149,327207 1094464 1100 1100 0,69095477 0,47987425 181,545619 1324464 1000 1000 0,6281407 0,55872326 211,375714 1534464 800 800 0,50251256 0,69748239 263,870948 1894464 600 600 0,37688442 0,81098962 306,812909 2174464 500 500 0,31407035 0,85827378 324,701412 2284464 400 400 0,25125628 0,89924497 340,201597 2374464 200 200 0,12562814 0,96224843 364,037013 2494464

0 0 0 1 378,319156 2534464

91

GRÁFICO 3.12 DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE TURBULENCI A

� � �� 233

�1592� 860��+,,-�-�

� � 0,000060934 � 60,934 · 1001

TABLA 3.6 DATOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR

Pwf Q [psi] [BFPD] 1592 0 1500 33,490 1400 70,176 1300 105,267 1200 138,301 1100 169,050 1000 197,373 800 246,391 600 284,862 500 300,049 400 312,503 200 329,148

0 334,705

1000000

10000000

100 1000

Pr2 -

Pw

f2

q

q vs (Pr 2-Pwf2)

n= 1/m= 1,05252

92

GRÁFICO 3.13 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR PARA EL P OZO

SHUARA 03 DE LA ARENA “U SUPERIOR”

CÁLCULOS PARA EL DISEÑO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

1. Estimación de la presión de fondo fluyente (Pwf1) al caudal deseado:

De la tabla 3.5, al caudal deseado de 240 BFPD, le corresponde una

presión de fondo fluyente Pwf1= 828,68 psi

2. Gravedad específica de la mezcla (γm):

2� � 23 · �1 (45� 6 27 · �(45�

2� � 141,5131,5 6 º9�: · �1 (45� 6 27 · �(45�

2� � 141,5131,5 6 29 · �1 0,3� 6 1,03 · �0,3�

2� � 0,9261

3. Cálculo de la presión de entrada a la bomba (PEB):

93

��( � �; 6 100 <=> ��?�? @A>B?� C?A>B?C>óE @E F? ;GH;?�

��( � �595 6 100�<=> ��( � 695 '<=>*

4. Cálculo de la profundidad de asentamiento de la bomba (PAB):

�9( � �H< ��+ ��(0,433 · 2�

Donde:

Pmp = Profundidad media de las perforaciones

�9( � 8891 828,61 6950,433 · 0,9261

�9( � 8557,81 '�B*

5. Cálculo de la temperatura de entrada a la bomba (TEB):

I�( � I= 6 I� I=�H< · �9(

I�( � 100 'º�* 6 �230 100�'º�*8891 '�B* · 8557,81 '�B*

I�( � 225,13 'º�*

6. Cálculo del levantamiento neto (Hd):

JK � �9( ��(0,433 · 2�

JK � 8557,81 6950,433 · 0,9261

JK � 6824,65 '�B*

7. Cálculo de la pérdida de carga por fricción (Pf):

Para el cálculo de la caída de presión por fricción (Ft) se utilizó la ecuación

de Hazen Williams:

94

�B � 2,083 · 100H $+,L- · �34,3$+,L-

:)M,L1--

Donde:

Ft = Caída de presión por fricción [pies perdidos/ 1000 pies]

Q = Tasa de fluido [BFPD]

m = Factor de rugosidad de la tubería; se considera 120

ID = Diámetro interno de la tubería [in]

�B � 2,083 · 100120$+,L- · 24034,3$+,L-

2,992M,L1--

�B � 0,2627 N�B <@�K>KG=1000 �B O

�� B · �9( � 0,2627 N�B <@�K>KG=1000 �B O · 8557,81 '�B*

�� 2,2483 '�B*

8. Cálculo de la presión de cabeza en pies (Pd):

�K � �P0,433 · 2�

�K � 2100,433 · 0,9261

�K � 523,69 '�B*

9. Cálculo de la altura dinámica total (TDH):

I)J � JK 6 �� 6 �K

I)J � 6824,65 6 2,2483 6 523,69 I)J � 7350,59 '�B*

95

10. Cálculo del volumen total de fluidos a la entrada de la bomba (Vtfeb):

QB�@; � R?= F>;�@ · ST 6 �G · SG 6 � · S

El yacimiento produce sobre la presión de burbuja, no existe Gas libre. Por lo

tanto, Gas libre · βg = 0

QB�@; � 0 6 168 · 1,164 6 72 · 1,046

QB�@; � 270,86 '(U*�;?��>F@= ? CGEK>C>GE@= K@ V?C>H>@EBG�

11. Selección del tipo de bomba:

Del manual de REDA (Ver Anexo 8), la bomba que se ajusta a estos

requerimientos es:

Bomba Serie Caudal Caudal Caudal

Pies/etapa HP/etapa Mínimo Óptimo Máximo

D475N 400 200 [BFPD] 460 [BFPD] 625 [BFPD] 29 0,13

12. Cálculo del número de etapas (Ne):

W@ � I)J<>@=/@B?<? � 7350,59

29 � 252,72 Y 253

Debido a que no existen bombas D475N de 253 etapas, se debe adquirir 1

bomba D475N de 124 etapas y 1 bomba D475N de 142 etapas.

13. Cálculo de los HP requeridos:

J� � W@ · � J�@B?<?� · 2� � 306 · 0,13 · 0,9261 � 30

96

14. Tipo de motor:

Para la selección del motor (Ver Anexo 9), es necesario conocer el número

de HP requeridos, que en este caso es 30. Hay que considerar que un

motor trabaja con el 85% de eficiencia; es decir, que la potencia mínima del

motor seleccionado será de 35 HP para cubrir los requerimientos de la

bomba.

El motor seleccionado tiene las siguientes características:

Serie Tipo HP Voltios Hz Amperios Diámetro externo [in] 540 S 38 1430 60 16,5 5,4

15. Cálculo de la velocidad del fluido

QZ[\]^3 � 0,0119 · _ �Z[\]^3):̀ �a] b� )��3c3d� e

QZ[\]^3 � 0,0119 · N 2406,276� 5,4�O

QZ[\]^3 � 0,2792 '�B/=@T*

Como Vfluido < 1 ft/seg se requiere colocar camisa entre el motor y la sección

sellante.

16. Separador de gas:

Para seleccionar si se instala separador de gas se debe tomar en cuenta si

la PEB es menor que la presión de burbuja (PEB = 695 psi > Pb) y

adicionalmente se debe calcular el porcentaje de gas libre:

%R?=[]gdh � [� h cd�^� ^h [� g3�g� � 100 · R?=[]gdh � [� h cd�^� ^h [� g3�g� · STQGFiH@Ej3c�[

%R?=[]gdh � [� h cd�^� ^h [� g3�g� � 100 · 0 · 5,156270,86

97

%R?=[]gdh � [� h cd�^� ^h [� g3�g� � 0

Como el % de gas libre es menor que el 10%, no se requiere de separador

de gas (recomendación del fabricante).

17. Protector, Intake, Housing (Ver Anexo 10):

PROTECTOR INTAKE HOUSING=150 Serie Tipo Serie Tipo Máximo Nº de etapas 540 LSL 540 ARZ-ZS intake, 540/540 266

Debido a que no existen housing= 150 de 266 etapas, se debe adquirir 1

housing = 70 de 124 etapas y 1 housing = 80 de 142 etapas.

18. Tipo de cable y pérdidas de voltaje:

El cable elegido es el Nº 2 debido a que se dispone de éste en bodega, con

una capacidad máxima de corriente de 95 amperios y una temperatura

máxima de operación de 350 ºF. Razón por la cual se ajustan los cálculos a

este tipo de cable.

La caída de voltaje (CV) de este cable es de 15 voltios/ 1000 pies a 68 ºF,

cuando circula una corriente de 56 amperios, la temperatura de operación

del cable es 230 ºF. Por lo tanto la caída de voltaje del mismo debe

multiplicarse por el factor de corrección por temperatura (Fc) 1,354.

La longitud del cable es igual a la profundidad de asentamiento de la

bomba, más 200 pies necesarios para conexiones en la superficie. La

pérdida de voltaje en el cable (Pvc) es:

�AC � �Q · ��9( 6 200� · �C � 15 · �8557,81 6 200� · 1,3541000 � 178 'Q*

19. Para diseñar el transformador se requiere calcular la potencia requerida en

Kilovoltioamperio (KVA) en superficie:

QGFB?k@ @E =i<@��>C>@ � QGFB?k@ K@F HGBG� 6 QGFB?k@ K@F C?;F@

98

QGFB?k@ @E =i<@��>C>@ � 1430 'Q* 6 178 'Q* QGFB?k@ @E =i<@��>C>@ � 1608 'Q*

lQ9 � 1,73 · QGFB?k@ @E =i<@��>C>@ · 9H<@�?k@ K@F HGBG�1000

lQ9 � 1,73 · 1608 · 16,51000

lQ9 � 45,88 Y 46

20. Resultados:

TABLA 3.7 RESULTADOS DEL POZO SHUARA 03


Arena Pwf año 2010 [psi]

"Us" 860 233 [BFPD]

n Temp. Superficie Pwf Q

1,053 100 [ºF] 230 [ºF] 1592 01500 33,491400 70,181300 105,271200 138,301100 169,051000 197,37800 246,39600 284,86500 300,05400 312,50200 329,150 334,71

Bomba SerieAPI 29 Pwf @ Q deseado 837,283 [psi] D 475N 400BSW 30% G.E. mezcla 0,926 ft/etapa 29G.E. oil 0,882 PEB 695 [psi] HP/etapa 0,13G.E. water 1,03 Ft 0,263 [ft] Ne 253G.E. gas 1,45 Hd 6803 [ft] HP 30IP 0,318 [bls/psi] TDH 7329 [ft] Motor 540GOR 162 [PCS/bls] Volumen total 270,864 [BY] HP 38Prof. media perf. 8891 [ft] Velocidad fluido 0,28 [ft/seg] Voltios 1430Pb 595 [psi] Tipo de Cable Nº 2 Amperios 16,5Pwh 210 [psi] CV 15 Intake 540Q deseado 240,00 [BFPD] Fc 1,354 Protector 540

DE Casing 7 [pulg] Pvc 177,43

DE Tubing 3 1/2 [pulg] KVA 45,88 Máximo Nº etapas 124Observación: No existe bombas D475N de 253 etapas,

adquirir 2 bombas D475N de 124 y 142 etapas Máximo Nº etapas 142

Datos

Q año 2010

DISEÑO DE BES POZO SHUARA 03Pr año 2010 [psi]

1592

C

6,088E-05

Temp. Formación

Datos para la construcción

de la curva IPR

Housing= 70

Housing= 80

Cálculos

0

500

1000

1500

2000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Pw

f [ps

i]

Q [BFPD]

Q vs Pwf

Q deseado 240 BFPD

99

3.3.2 BOMBEO MECÁNICO PARA EL POZO SECOYA 04

La tabla 3.8 muestra los datos necesarios para diseñar el sistema de

levantamiento por bombeo mecánico en el pozo Secoya 04. Datos obtenidos

de B’Ups, G.L.S. (Gas Lift Survey) y diagrama de completación para este pozo

(Anexo 7).

TABLA 3.8 DATOS PARA DISEÑAR BOMBEO MECÁNICO EN EL POZO SECOYA 04

DATOS

COMPLETACIÓN PRODUCCIÓN FLUIDOS

Diámetro externo Arena "U inferior" Gravedad específica

casing= 7" Presión de reservorio (Pr)= 2505 [psi] gas (γg)= 1,129

Diámetro externo Presión de fondo fluyente (Pwf)= 826 [psi] Gravedad específica

tubing= 3 1/2" Presión de burbuja (Pb)= 1085 [psi] agua (γw)= 1

Intervalo perforado de Presión de cabeza (Pwh)= 100 [psi] ºAPI= 30

9046' a 9058' Producción de fluido= 306 [BFPD] Gravedad específica

Profundidad media de las Producción deseada= 190 [BFPD] mezcla (γmzcla)= 0,9381

perforaciones 9052' Corte de agua (BSW)= 50 [%] Gradiente del fluido=

GOR= 272 [PCS/BF] 0,404 psi/ft

Reservas= 527.709 bls Temperatura de la formación= 231 [ºF]

Eficiencia de flujo (EF)= 1

Índice de productividad (IP)= 0,185 [BLS/psi]

Mediante la fórmula:

� � � � ��

Donde:

Q = Caudal [BFPD]

C = Constante de flujo

n = factor de turbulencia

Pr = Presión de reservorio [psi]

Pwf = Presión de fondo fluyente [psi]

Construimos la curva IPR, necesaria para conocer el potencial de producción

del pozo. El valor de n se determina del gráfico 3.14 recurriendo siguiendo a las

siguientes ecuaciones:

100

�� 1 0,2 � ��

�� 0,8 � ��

�

��

Donde EF es la eficiencia de flujo, para este pozo es EF = 1, es decir que el

pozo no tiene daño de formación, por lo tanto Pwf’ = Pwf

Antes de esto, hay que corregir la presión de reservorio y de fondo fluyente a la

profundidad que se va asentar la bomba (profundidad de

asentamiento=8712ft).

��̀ 3ddhb]^� � �� mZ[\]^3��G�.�h^]� ohdZ3d�`]3 ha ��G�.�ah c��]h c3 g3�g� �

��̀ 3ddhb]^� � 2505 '<=>* 0,404 N<=>�B O · �9052 8712�'�B*

��̀ 3ddhb]^� � 2367,37 '<=>*

��̀ 3ddhb]^� � �� mZ[\]^3��G�.�h^]� ohdZ3d�`]3 ha ��G�.�ah c��]h c3 g3�g� �

��̀ 3ddhb]^� � 826 '<=>* 0,404 N<=>�B O · �9052 8712�'�B*

��̀ 3ddhb]^� � 688,37 '<=>*

Entonces,

�� 1 0,2 � ��

�� 0,8 � ��

�� 3061 0,2 � 688,372367,37$ 0,8 � 688,372367,37$�

�� 354,732 '(��)*

101

TABLA 3.9 DATOS PARA DETERMINAR “N”

Pwf Pwf' Pwf'/Pr q/qmax q (Pr 2-Pwf 2) 2367,37 2367,37 1,000 0 0,00 0

2350 2350 0,993 0,0132 4,67 81931,25 2300 2300 0,972 0,0506 17,94 314431,25 2000 2000 0,845 0,2601 92,25 1604431,25 1800 1800 0,760 0,3854 136,73 2364431,25 1600 1600 0,676 0,4994 177,15 3044431,25 1400 1400 0,591 0,6019 213,53 3644431,25 1000 1000 0,422 0,7728 274,13 4604431,25 800 800 0,338 0,8411 298,35 4964431,25 600 600 0,253 0,8979 318,52 5244431,25 400 400 0,169 0,9434 334,64 5444431,25 200 200 0,084 0,9774 346,71 5564431,25

0 0 0,000 1 354,73 5604431,25

GRÁFICO 3.14 DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE TURBULENCI A

� � �� 306

�2367,37 � 688,37��+,,�Mp�

� � 4,0706 · 100-

1000000

10000000

100,00 1000,00

Pr2 -

Pw

f2

q

q vs (Pr2-Pwf2)

n=1/m= 1,02472

102

TABLA 3.10 DATOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR

Pwf Q [psi] [BFPD]

2367,37 0,00 2350 4,41 2300 17,50 2000 92,98 1800 138,35 1600 179,25 1400 215,53 1000 273,89 800 295,85 600 312,96 400 325,20 200 332,54

0 334,99

GRÁFICO 3.15 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR PARA EL P OZO

SECOYA 04 DE LA ARENA “U INFERIOR”

Para el ejemplo de diseño se va a utilizar el Método API RP- 11L el cual

requiere de los siguientes pasos principales:

1. Recolección de datos, éstos pueden ser de una instalación existente o

de datos calculados.

2. Cálculo de los parámetros adimensionales independientes.

3. Utilizando las gráficas de diseño API, obtener los parámetros

adimensionales dependientes.

0

500

1000

1500

2000

2500

0 100 200 300 400

Pw

f [p

si]

Q [BFPD]

Q vs. Pwf

Q vs Pwf

Q vs Pb

Q deseado 190 BFPD

103

4. A partir de los parámetros adimensionales dependientes, se determina

los parámetros operacionales del sistema.

A continuación se presenta el ejemplo aplicando éste método:

Datos conocidos:

Unidad de bombeo: convencional

Nivel del fluido, H= 8604 ft

Profundidad de la bomba, L= 8712 ft

Diámetro interior del tubing= 2,992 pg

Gravedad específica del fluido, G= 0,9381

Número de varilla 76

Producción deseada= 190 BFPD

Datos supuestos:

Tubería de producción: anclada

Velocidad de bombeo, N= 9,49 SPM

Diámetro del pistón, D= 1,25 pg

Si el desplazamiento calculado de la bomba no satisface los requerimientos

(conocidos y supuestos), se debe hacer los ajustes apropiados en los datos

supuestos y repetir el procedimiento de cálculo hasta que el desplazamiento

calculado sea aceptable.

Con éstos datos se va a calcular las cargas, esfuerzos, potencia,

contrabalanceo requerido y el torque.

a) Con la profundidad de la bomba (8712 ft) y la producción deseada (190

BFPD), ver Anexo 11, se encuentra la carrera de la varilla pulida (S= 130

pg)

104

b) Para una bomba con pistón de 1,25 pg de diámetro y número de varilla 76,

el método API, Anexo 12, sugiere:

• La siguiente combinación de varillas:

30,6% de 7/8” (2666 ft)

69,4% de 3/4” (6046 ft)

Total 8712 ft

• El peso de las varillas en el aire (Wr) es igual a 1,814 lbs/ft

• La constante elástica de la sarta de varillas (Er) es igual a 8,12·10-7

in/lbs-ft

• El factor de corrección de frecuencia (Fr) es igual a 1,077

c) El peso total de la sarta (W) será:

5 � FGET>BiK K@ F? =?�B? � <@=G <G� iE>K?K K@ FGET>BiK

5 � q · 5� � 8712 '�B* · 1,814 'F;=/�B* � 15803,57 'F;=*

Como la sarta de varillas está sumergida en un fluido con gravedad

específica de 0,9381, su peso será menor, debido a la flotabilidad.

El peso total de la sarta de varillas en flotación (Wrf) será:

5�� 5 · '1 0,128 · R* 5�� 15803,57'F;=* · '1 0,128 · 0,9381*

5�� 13905,93 'F;=*

d) La carga de fluido sobre la bomba (Fo), depende de la gravedad específica

del fluido (G) propiamente dicho, la profundidad de levantamiento (H) y el

diámetro del pistón (D). Así que,

�G � 0,340 · R · )� · J

�G � 0,340 · 0,9381 · 1,25� · 8604 � 4288 'F;=*

e) El cálculo del estiramiento de cabillas adimensional, (Fo/SKr), es una de las

relaciones claves para determinar una carta dinagráfica parecida. Las

105

propiedades de estiramiento total de la sarta de varillas, están relacionadas

con su constante Kr, cuyo recíproco es:

1l� � �� · q

1l� � 8,12 r 100p N >E

F;= �BO · 8712 '�B* � 0,0071 '>E F;=⁄ *

Esto significa que los 8712 pies de varillas se estirarán 7,1·10-3 pulgadas

por cada libra aplicada sobre ella. Ahora se puede calcular la relación

adimensional de estiramiento:

�G4 l� � 4288 · 0,0071

130 � 0,233

Esto quiere decir que los 8712 pies de varillas se estirarán alrededor del

23,3% de la carrera de superficie, cuando levanta 4288 libras de carga de

fluido. Entonces, la carrera del pistón (SP) será:

4� � FGET>BiK K@ F? C?��@�? @=B>�?H>@EBG

4� � 130 23,3 � 106,7 '>E*

f) La otra relación importante es la velocidad de bombeo adimensional

(N/No’). Este factor es el coeficiente entre la velocidad de bombeo y la

frecuencia natural de las varillas. Esta última, es la frecuencia mediante la

cual, la sarta de varillas vibrará sin fricción, y si estuviera fija en tope y libre

en el fondo. Aplicando la siguiente ecuación:

WWG� � W · q

245000 · �C

Despejando No’:

WG� � 245000 · �Cq � 245000 · 1,077

8712 � 30 C<H

Esto significa que la sarta utilizada vibrará naturalmente a razón de 30

ciclos/minuto si está fija en el tope y libre en el fondo.

106

Igualmente la velocidad de bombeo adimensional, para la sarta combinada

7/8” x 3/4”, será:

WWG� � W · q

245000 · �C � 9,49 · 8712245000 · 1,077 � 0,313

La relación de bombeo (N/No’) significa que la velocidad de 9,49 SPM es el

31,3% de la frecuencia natural de la sarta combinada de 30 cpm.

g) En el Anexo 13 se muestra una gráfica que permite obtener una relación

adimensional (F1/SKr), para calcular la carga máxima en la barra pulida,

utilizando los factores adimensionales base conocidos; N/No’ = 0,313 y

Fo/Skr = 0,233

De dicha figura, se obtiene F1/SKr = 0,49. Entonces,

�1 � � �14l�� · 4 · l�

�1 � �0,49� · 1300,0071 � 9004,62 'F;=*

La carga máxima en la barra pulida (PPRL) se obtiene de la siguiente

relación:

��tq � 5�� 6 �1

��tq � 13905,93 6 9004,62 � 22910 'F;=*

Esto significa que la máxima carga sobre la estructura o viga de la unidad

será 22910 lbs, y esto determina las especificaciones de carga de la unidad

de bombeo. La selección (Ver Anexo 14), bien podría ser, un balancín con

una capacidad estructural de 25,6 MLbs y trabajaría en 89,5%.

h) Del anexo 15, se obtiene la relación adimensional (F2/SKr) = 0,23,

utilizando los mismos factores base de velocidad (N/No’) = 0,313 y

estiramiento de varillas (Fo/Skr) = 0,233

107

De tal manera:

�2 � � �24l�� · 4 · l�

�2 � �0,23� · 1300,0071 � 4226,66 'F;=*

La carga mínima en la barra pulida (MPRL) se obtiene de la siguiente

relación:

u�tq � 5�� 2

u�tq � 13905,93 4226,66 � 9679,27 'F;=*

La importancia del cálculo de ésta carga mínima es la siguiente:

• Si la carga es negativa, se requiere unas consideraciones diferentes

de diseño; por ejemplo, una velocidad de bombeo más baja. Esto se

explica, porque las varillas no bajarían lo suficientemente rápido en

las carreras descendentes; por lo tanto, produciría un fuerte golpe en

el sistema elevador/espaciador, lo cual se traduce en daños sobre el

equipo mecánico. Esto es conocido como “problemas de seno”. Este

golpe puede ser imperceptible pero afectará la eficiencia de bombeo.

• El rango entre las cargas máximas y mínimas en la barra pulida,

gobiernan los límites de esfuerzos impuestos sobre la sarta de

varillas, y son factores claves en la fatiga y vida útil de la misma.

i) El torque máximo en la caja de engranajes, es otro parámetro en la unidad

de bombeo. El anexo 16 muestra una gráfica para calcular una relación

adimensional de torque (2T/S2Kr), usando los valores, también

adimensionales, de velocidad y estiramiento de varillas, mencionados en

los pasos anteriores.

De dicha figura se obtiene:

2I4�l� � 0,38

108

Entonces:

I � � 2I4�l�� · 4�l�

2

I � 0,38 · 130�2 · 0,0071 � 453,91 'uq;= >E*

Originalmente, cuando el computador fue utilizado para generar cartas

dinagráficas calculadas, el peso específico de las varillas en flotación (Wrf)

fue estimado y graficado para valores de (Wrf/SKr) = 0,3. Si el fluido del

pozo bajo análisis es diferente a ésta relación, es necesario hacer una

corrección al torque calculado. Para este ejemplo, será:

5��4l� � 13905,93 · 0,0071

130 � 0,7567

Como (Wrf/SKr) es diferente a 0,3 se utiliza la figura del anexo 17 para

realizar la corrección respectiva al torque calculado.

j) Utilizando los factores adimensionales base de velocidad y estiramiento de

varillas (Fo/Skr) = 0,233, el porcentaje en la curva (-0,21%) multiplicar por:

�5�� 4l�⁄ 0,3�0,1

Entonces:

0,0021 · �0,7567 0,3�0,1 � 0,0095909

Entonces, el valor de ajuste (Ta) al torque calculado es:

I? � 1 6 �0,0095909� � 0,990

El torque máximo corregido (PT) será:

�I � I? · �I�

�I � 0,990 · �453,91 · 10v� � 449,55 'uq;= >E*

109

Esto significa que una caja de engranajes con capacidad de 456 MLbs-in

estaría trabajando en un 98,6% de su capacidad máxima (Anexo 18); en

cambio, una de 640 MLbs-in trabajaría en un 70,2 % de su capacidad

máxima.

k) La cantidad de peso necesario para el contrabalance de la unidad de

bombeo, también debe ser considerado en el diseño. El método API, utiliza

la siguiente ecuación para determinar el contrabalance efectivo (CBE):

�(� � 1,06 · �5�� 6 0,5 · �G�

�(� � 1,06 · �13905,93 6 0,5 · 4288� � 17013 'F;=*

En principio, 17013 Lbs de contrabalance efectivo en la barra pulida debe

balancear la unidad, de tal manera que, el torque máximo en la carrera

ascendente sea igual al de la carrera descendente. Este valor de

contrabalance es equivalente a 8506 Lbs-pulgs.

l) La potencia requerida para mover la carga en la barra pulida (PRHP) se

obtiene a través de la siguiente ecuación:

�tJ� � ��v/4 l�� · 4 l� · 4 · W · 2,53 · 1001

�tJ� � � �v4 l�� · 4� · l� · W · �2,53 · 1001�

La relación adimensional (F3/SKr) se obtiene del anexo 19, utilizando los

valores adimensionales fundamentales de velocidad (N/No' = 0,313) y de

estiramiento de cabillas (Fo/SKr = 0,233).

Del gráfico obtenemos: F3/SKr = 0,3

Entonces,

�tJ� � 0,3 · 130� · 9,49 · �2,53 · 1001�0,0071

�tJ� � 17,21

110

Esto indica que la potencia necesaria para mover las cargas del pozo,

soportas por la barra pulida, es de 17,21 HP. Pero, el motor debe tener una

capacidad o potencia mayor de 17,21 HP, debido a las cargas cíclicas del

motor, pérdidas mecánicas en la caja de engranajes y estructura de la

unidad de bombeo. Probablemente, un motor con una potencia doble a la

calculadora será el adecuado.

Entonces,

Potencia del motor requerido = 2 x 17,21 = 34,415 HP.

m) La carrera del pistón de la bomba de subsuelo, gobierna la tasa de

producción, conjuntamente con la velocidad de bombeo, tamaño de la

bomba y capacidad misma de producción del pozo. La relación

adimensional de longitud de carrera (Sp/S= 0,86) se obtiene del anexo 20,

con los valores adimensionales base de velocidad N/No' = 0,313 y de

estiramiento de cabillas Fo/S Kr = 0,233.

El valor obtenido de SP/S = 0,86 significa que la carrera efectiva del pistón

en el fondo (Sp) es 14 % menor que la superficie (S). Es decir,

4< � 4 · 0,86 � 130 · 0,86 � 111,8 '>E*

Como la tubería de producción está anclada, el estiramiento de ésta no

tiene efecto sobre la carrera efectiva del pistón.

El desplazamiento de la bomba es calculado, utilizando la siguiente

ecuación, como sigue:

� � 0,1166 · 4< · W · )�

� � 0,1166 · 111,8 · 9,49 · 1,25� � 193 '(��)*

Esto significa que la bomba tiene la capacidad de levantar 193 BFPD

(Eficiencia 100 %), pero no quiere decir que esta sea la producción real del

pozo. El efecto de escurrimiento mecánico, encogimiento asociado del

111

petróleo y llenado de la bomba, deben ser considerados en la eficiencia

volumétrica.

n) Resultados:

TABLA 3.11 RESULTADOS DEL POZO SECOYA 04


3.3.3 RESULTADOS DEL DISEÑO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA EL POZO SECOYA 20 DE LA ARENA “T INFERIOR”.

Este diseño fue realizado de acuerdo a los datos de cierre de la arena “Ti” y

asumiendo que se concluyó con el reacondicionamiento Nº 11 del Secoya 20,

Arena Pwf año 2010 [psi]"Uinferior" 826 306 [BFPD]

n Temp. Superficie Pwf Q1,025 90 [ºF] 231 [ºF] 2367,37 0,00

2350 4,412300 17,502000 92,981800 138,351600 179,251400 215,531000 273,89800 295,85600 312,96400 325,20200 332,540 334,99

API 30 Velocidad bombeo 9,49 [SPM] Capacidad 25,6 [Mlbs]BSW 50% Diámetro pistón 1,25 [pulg]G.E. water 1,05G.E. gas 1,129 Pwf @ prof.bomba 688 [psi]IP 0,185 [bls/psi] Pr @ prof.bomba 2367 [psi] Capacidad 640 [Mlbs-in]GOR 272 [PCS/bls] G.E. mezcla 0,9381 [psi]Prof. media perf. 9052 [ft] Carrera varilla pulida 130 [pulg]Pb 1085 [psi] PPRL 22911 [lbs]Pwh 100 [psi] MPRL 9679 [lbs] HP 34,415

Q deseado 190 [BFPD] PT 450 [Mlbs-in]

DE Casing 7 [pulg] CBE 17013 [lbs]

DE Tubing 3 1/2 [pulg] PRHP 17,2Grad. Fluido 0,404 [psi/ft] Sp 111,8 [pulg]Prof. Bomba 8712 [ft] PD 193 [BFPD]Nivel de fluido 8604 [ft] 30,6% de 7/8" 2666 [ft]Nº de varilla 76 69,4% de 3/4" 6046 [ft]

Combinación varillasanclada

Cálculos

Balancin

89,5% de max.capacidadTrabajaria a un

Caja de engranajes

Trabajaria a un70,2 % de max.capacidad

Motor

Tuberia de produccion:

Unidad de bombeo:

Convencional

DISEÑO DE BOMBEO MECÁNICO POZO SECOYA 04Pr año 2010 [psi] Q año 2010 Datos para la construcción

2505 de la curva IPRC Temp. Formación

4,071E-05

Datos Datos supuestos

0

500

1000

1500

2000

2500

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Pw

f [ps

i]

Q [BFPD]

Q vs Pwf

Q deseado 190 BFPD

112

cuyos objetivos son repunzonar arena “Ti” y punzonar “Ts”, evaluar “Ti”, “Ts” y

“Ui” por separado y completar de acuerdo a resultados.

TABLA 3.12 RESULTADOS DEL POZO SECOYA 20


Arena Pwf año 2010 [psi]

"Tinferior" 2411 1536 [BFPD]

n Temp. Superficie Pwf Q

1,062 90 [ºF] 238 [ºF] 3522 03000 761,472597 1306,532411 1536,001800 2179,671200 2636,961000 2749,48800 2841,75600 2913,63500 2941,90400 2965,04200 2995,910 3006,21

Bomba SerieAPI 30 Pwf @ Q deseado 2679,556 [psi] DN1100 400BSW 70% G.E. mezcla 0,984 ft/etapa 20G.E. oil 0,876 PEB 655 [psi] HP/etapa 0,3G.E. water 1,03 Ft 5,159 [ft] Ne 173G.E. gas 1,5392 Hd 2940 [ft] HP 51IP 1,382538 [bls/psi] TDH 3456 [ft] Motor 540GOR 139 [PCS/bls] Volumen total 1271 [BY] HP 63Prof. media perf. 9230 [ft] Velocidad fluido 1,40 [ft/seg] Voltios 1073Pb 555 [psi] Tipo de Cable Nº 2 Amperios 36,6Pwh 210 [psi] CV 15 Intake 540Q deseado 1200,00 [BFPD] Fc 1,354 Protector 540

DE Casing 7 [pulg] Pvc 185

DE Tubing 3 1/2 [pulg] KVA 79,64 Máximo Nº etapas 185

C Temp. Formación

8,797E-05

Datos Cálculos

Housing=100

DISEÑO DE BES POZO SECOYA 20Pr año 2010 [psi] Q año 2010 Datos para la construcción

3522 de la curva IPR

0

1000

2000

3000

4000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Pw

f [ps

i]

Q [BFPD]

Q vs Pwf

Q deseado 1200 BFPD

113

CAPITULO 4

ALTERNATIVAS PARA EL USO DEL GAS ASOCIADO Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA DE

LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT

4.1 ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL USO DEL GA S

ASOCIADO EN LAS ESTACIONES EN ESTUDIO

El Distrito Amazónico dispone de un Sistema de gasoductos para la captación

de gas. En el área Libertador, el gas captado se aprovecha como: combustible

en generación eléctrica para el Sistema Eléctrico Interconectado de EP-

Petroecuador y en la inyección a los pozos que se encuentran produciendo por

gas lift, además parte del gas es enviado a Petroindustrial, y el resto es

quemado.

La situación actual se resume a continuación:

GAS ASOCIADO:

De acuerdo al balance de gas del mes de julio del 2010 en las estaciones

Secoya, Shuara y Pichincha se produjeron alrededor de 6488 MPCD de gas de

formación. Parte de este gas ha sido utilizado para:

- Motores, calentadores, bombas de oleoducto, unidades de generación

eléctrica y otros equipos, como gas combustible (1452 MPCD).

- Obtener GLP, usado como gas doméstico, procesando el gas asociado

en el Complejo Industrial Shushufindi, (PETROINDUSTRIAL 2250

MPCD)

- Inyectar a los pozos (SECOYA 04 y SHUARA 03) que se encuentran

produciendo por Gas Lift (2231 MPCD)

114

Cabe indicar que de los 6488 MPCD, 1056 MPCD son quemados en los

mecheros ubicados en las estaciones de producción.

El objetivo principal es utilizar eficientemente el gas asociado de petróleo,

debido a que su quema no solo perjudica al medio ambiente sino que se

desperdicia una fuente de energía barata, limpia y con alto poder energético,

que puede utilizarse para generar electricidad y reducir el consumo de diesel.

Una de las políticas de la empresa EP-Petroecuador es aprovechar todos los

recursos energéticos no renovables como el gas de formación que se dispone

en las estaciones de producción para los que se debe implementar proyectos

de generación eléctrica, utilizando como combustible primario el gas; y de esta

manera eliminar las emisiones de gas que se producen en las teas del Distrito

Amazónico, contribuyendo al medio ambiente en la captura de CO2 a través de

la reducción de estos gases por el uso de combustibles como diesel y/o crudo

que causan el efecto invernadero. Todos los proyectos de generación al ser

implementados utilizando el gas, se los califica como proyectos MDL

(Mecanismos de Desarrollo Limpio).

4.2 COMPOSICIÓN Y CARÁCTERÍSTICAS DEL GAS ASOCIADO PRESENTE EN LIBERTADOR

Con los datos obtenidos a partir del análisis cromatográfico del gas, se observa

un alto contenido de metano (38,54 % molar) y un elevado contenido de

impurezas de 20,25 % de CO2, el mismo que es corrosivo en presencia de

agua, además el CO2 es un gas inerte que reduce el poder calorífico del gas,

adicionalmente no se encuentra H2S que es tóxico y altamente corrosivo.

Considerando el uso del gas como combustible de motores, es necesario

indicar que el requerimiento de poder calorífico mínimo especificado por el

fabricante de motores Waukesha y Caterpillar es 1000 y 905 BTU/PCS,

115

respectivamente. El poder calorífico del gas del Libertador es 1249,413

BTU/PCS, lo que indica que cubre con este requerimiento.

TABLA 4.1 ANÁLISIS DE CROMATOGRAFÍA DE GAS DEL CAMPO LIBERTADOR

Lugar: Estación Secoya Entrada Scrubber Presión: 31 psi Temperatura: 88 °F Fecha: 28/10/2007

Componente Fórmula Química %molar

Dióxido de Carbono CO2 20,25

Nitrógeno N2 2,14

Metano CH4 38,54

Etano C2H6 11,70

Propano C3H8 18,08

I-Butano iC4H10 2,38

N-Butano nC4H10 5,24

I-Pentano iC5H12 0,81

Pentano nC5H12 0,86

FUENTE: Laboratorio de corrosión y tratamiento químico Lago Agrio


TABLA 4.2 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DEL GAS DEL CAMPO LIBERTADOR

Propiedades

Sp. Gr 1,133

H2O Teórica, lb/MMPCS 691,679

G.P.M. 8,0 Peso molecular 32,810

Temperatura crítica, R 504,209 Presión crítica, psia 728,661

Poder calorífico neto, BTU/PCS 1249,413 Número octano 83,836

Factor de desviación gas 0,984 Viscosidad gas, cp 0,0094

Compresibilidad gas, 1/psia 0,02224 Factor volumétrico gas, PC/PCS 0,3338

FUENTE: Laboratorio de corrosión y tratamiento químico Lago Agrio


116

Otro factor importante a tomarse en cuenta es el poder antidetonante. Se

denomina detonación al régimen especial de combustión de la mezcla

carburante en el motor. Esta aparece en los casos en que después de la

inflamación de la mezcla de combustible el aire, quema tan solo una parte del

combustible. El residuo (hasta 20%) de la carga carburante se autoinflama

instantáneamente.

El número octano para el gas del Campo Libertador es 83,836. Las

especificaciones del fabricante establecen en 114 el requerimiento de número

octano para desempeño ideal de sus motores. Esto implica que el gas requiere

un tratamiento para minimizar los gastos por mantenimiento a las unidades de

generación.

Los alcanos de estructura normal con el número de átomos de carbono hasta 4

tienen altos índices de octano (desde 90 hasta 120); el pentano y los

hidrocarburos superiores de esta clase se caracterizan por un poder

antidetonante bastante bajo. Un tratamiento de deshidratación del gas en base

a compresión y enfriamiento es el método a menudo seguido para mejorar la

calidad del gas en función de alcanzar los requerimientos del fabricante.

4.3 ALTERNATIVAS DE USO PARA EL GAS ASOCIADO

El objetivo del presente proyecto es reemplazar el sistema de producción de

gas lift en los Campos Shuara, Secoya y Pichincha, por lo cual el gas inyectado

a los pozos (2231 MPCD) y gas que se quema en los mecheros (1056 MPCD)

necesita de otras alternativas de uso.

Se ha tomado en cuenta varias alternativas para el uso del gas asociado, entre

ellas tenemos:

- Generación eléctrica

- Tratamiento térmico del crudo

117

- Conducir el gas directamente a la planta de procesamiento

Petroindustrial.

4.3.1 GENERACIÓN ELÉCTRICA

La utilización y aprovechamiento del Gas Asociado para Generación Eléctrica

involucra el mejoramiento de las facilidades de captación de gas en las

estaciones de producción, transporte de gas y posteriormente su utilización en

la generación de energía eléctrica. El objetivo de mejorar el Sistema de

Captación de gas es evitar la quema de 10.505 MPCD en el Distrito

Amazónico, incrementar el volumen de gas asociado entregado a la Planta del

Complejo Industrial Shushufindi, y además incorporar potencia al Sistema

Eléctrico Interconectado de EP-Petroecuador a partir del año 2012.

Para ello, en la estación Secoya, se requiere instalar una turbina a gas/diesel

de 5 MW continuos y la captación de gas a baja presión de las estaciones:

Parahuacu, Atacapi, Shuara, Pichincha, Secoya, Shushuqui.

Con el propósito de obtener mayor volumen de gas y que éste pueda ser

aprovechado, se debe captar el gas de los campos: Shushuqui, Tetete, Tapi y

Frontera; además se debe captar todo el gas del campo Atacapi el cual debe

ser enviado a la Estación Secoya.

La captación de gas asociado se debe realizar utilizando como base la

infraestructura existente. Adicionalmente, se requiere instalar compresores

para transportar los volúmenes de gas asociado, que actualmente se queman

en los mecheros, a las instalaciones de la Planta de Tratamiento de

Shushufindi, los cuales se han dimensionado de manera inicial de acuerdo a

los caudales que se prevé captar en cada campo.

Para alcanzar una máxima capacidad en la captación del gas, se requiere

optimizar los sistemas existentes, de tal modo que estos permitan una

estabilidad de flujo y una presión adecuada en la succión de los compresores.

118

De ser necesario se harán modificaciones en los manifolds de llegada y salida

del gas asociado en los diferentes puntos de custodia de los campos.

Por otra parte es necesaria realizar, un levantamiento de la infraestructura

existente y una revisión de las líneas de transporte, con el propósito de

determinar sus condiciones de funcionamiento, e instalar instrumentos de

medición y/ó control de los parámetros fundamentales como presión,

temperatura y caudal. Es recomendable elaborar procedimientos de

contingencia y seguridad para el transporte, manejo y control de los nuevos

volúmenes, y el estudio de impacto ambiental correspondiente.

El incremento de los volúmenes de gas asociado que se debe entregar a la

Planta de Tratamiento de Shushufindi (PETROINDUSTRIAL), va a depender de

la eficiencia con la que se realice la captación y transporte del gas asociado.

Acorde al análisis realizado en el proyecto “Utilización y Aprovechamiento del

Gas Asociado para Generación Eléctrica en el Distrito Amazónico” presentado

por EP-Petroecuador, es necesario instalar una (1) unidad de generación en la

Estación Secoya.

La utilización del gas para la generación eléctrica implica tres procesos

básicos: la captación que se realiza mediante un sistema de recuperación de

vapor para captación del gas, un sistema de deshidratación del gas para

alcanzar los requerimientos de calidad del gas combustible, y el sistema de

generación.

4.3.1.1 Sistemas de captación de gas y vapor

El crudo en el yacimiento contiene muchos componentes livianos en solución.

Cuando el crudo es traído a la superficie y procesado, muchos de los

hidrocarburos livianos disueltos tanto como el agua, son removidos a través de

separadores de alta y baja presión. El petróleo es entonces inyectado en

tanques de almacenamiento para esperar la venta y traslado a otro sitio; los

119

hidrocarburos livianos remanentes en el aceite son emitidos como vapores en

el tanque, estos vapores al igual que el gas a baja presión separado en la bota

son quemados o venteados y podrían ser recobrados mediante unidades de

recuperación de vapor (VRUs).

El volumen de vapores de gas provenientes de los tanques de almacenamiento

depende de varios factores. Los crudos más livianos (ºAPl>36) disiparán más

vapores de hidrocarburos que los crudos menos livianos ("APl<36). La

composición de estos vapores varía, pero el componente más abundante es el

metano (entre el 40 y 60%). Otros componentes incluyen compuestos

hidrocarburos más complejos tales como, propano, butano y etano, gases

naturales inertes tales como nitrógeno y dióxido de carbono y contaminantes

nocivos como benzeno, tolueno y xileno.

Las VRUs pueden recobrar las emisiones de hidrocarburos provenientes de

bota de gas y sobre el 95% de aquellas acumuladas en tanques de

almacenamiento. Debido a que los vapores recuperados contienen líquidos de

gas natural (aún después que los condensados han sido capturados en el

scrubber de succión) ellas tienen un alto contenido calórico.

El anexo 21 ilustra una VRU. Los vapores de hidrocarburo son conducidos

fuera de la bota y los tanques de lavado y reposo a bajas presiones,

típicamente entre 0.25 y 2 psi, y son conducidos primero a un separador

(scrubber de succión) para recoger cualquier líquido condensado. El líquido es

conducido a un sumidero para luego ser bombeado de nuevo al tanque. Luego

de este separador, los vapores fluyen a través de un compresor que provee la

baja presión de succión para el sistema VRU. Para prevenir la creación de un

vacío la parte superior del tanque cuando el crudo es evacuado y el nivel del

líquido cae, las VRUs están equipadas con un control automático de apagado

del compresor y permite el retorno de vapores al tanque. El gas captado es

luego medido y removido del sistema VRU para suministro de combustible en

el sitio. Como información adicional cabe mencionar que los compresores

utilizados en los sistemas VURs son los de tornillo rotatorio "rotary screw'.

120

Los sistemas de unidades de recuperación de vapor están determinados por la

capacidad de volumen manejable por la unidad, la presión de la línea de

descarga, el tamaño y tipo de compresor y el grado de automatización. Los

componentes principales de las VRUs son el scrubber de succión, el compresor

y la unidad de control automático.

4.3.1.2 Sistema de deshidratación

Se puede asumir que el gas natural y los líquidos asociados con él, están

saturados con agua, cuando se extraen del pozo, de tal manera que una ligera

reducción de temperatura o incremento de presión puede resultar en la

formación de agua líquida.

La deshidratación tiene por objetivo:

1. Alcanzar los requerimientos de octanaje para la correcta operación de

unidades de generación.

2. Prevenir los siguientes problemas:

a) Reducción del diámetro permisible al flujo de gas, causado por la

condensación de vapor de agua en los tramos bajos de la tubería.

b) La corrosión en presencia de componentes ácidos en el gas como

CO2 disueltos en el agua.

c) La formación de hidratos a bajas temperaturas en las tuberías de

transmisión de gas, los cuales pueden causar taponamiento en

tuberías y válvulas.

Los hidratos son compuestos sólidos que forman cristales, tomando apariencia

de nieve. La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá agua libre y se

enfría el gas por debajo de la temperatura llamada de formación de hidratos.

Manejando el proceso de deshidratación a una presión 60 psia y una

temperatura mínima de 70 ºF, se descarta la posibilidad de formación de

hidratos.

121

El contenido de agua en el gas natural se puede reducir por uno o la

combinación de los siguientes métodos:

1. Compresión seguida de enfriamiento.

2. Enfriamiento por debajo del punto de rocío, deshidratación por

refrigeración por expansión.

3. lnhibición por inyección de químicos depresores del punto de formación

de hidratos.

4. Absorción usando desecantes líquidos.

5. Absorción usando desecantes sólidos.

No hay, para la generalidad de los casos la mejor vía, cada situación debe

considerarse a la luz de los requerimientos inmediatos, requerimientos de los

usuarios y futuras condiciones de operación.

4.3.1.3 Introducción a los motores de combustión interna.

Todos los motores de combustión interna se clasifican en dos tipos principales:

de cuatro y dos ciclos. Estos motores se subdividen en:

1. Motores de gasolina o gas, donde se utiliza una bujía para encender una

mezcla pre combinada de combustible y aceite;

2. Motores diesel donde la compresión a alta presión eleva la temperatura

del aire hasta la temperatura de ignición del aceite combustible

inyectado,

3. Motores de doble combustible o de gas y aceite donde el combustible es

una combinación de gas y aceite en cualquier razón deseada, a

condición de que se utilice en todo el tiempo por lo menos 5% del aceite.

4. Motores de 3 combustibles, que pueden funcionar como unidades de

dos combustibles y un gas directo, reemplazando el sistema de

inyección de aceite con una bujía de ignición.

122

Los motores industriales se fabrican en una gran variedad de tamaños de

marco, cada uno de ellos fabricados en varias clasificaciones de potencia y

velocidad. El mismo marco del motor puede impulsar un generador de 900 Kw

a 900 rpm, o un generador de 600 Kw a 600 rpm, utilizando pistones más

ligeros y refacciones especiales para una aplicación de más alta velocidad.

4.3.1.3.1 Características del combustible

Los combustibles utilizados en los motores industriales del tipo combustión

interna son, por lo común, derivados del petróleo o, de lo contrario gases

naturales o elaborados. Un motor de gasolina funciona satisfactoriamente con

cualquier tipo de combustible que esté libre de polvo y no sea corrosivo (es

decir que contenga menos de 60 granos de H2S por 100 pies3), que no detone,

no registre pre ignición durante la carrera de compresión y produzca suficiente

calor al quemarse para desarrollar la potencia necesaria

.

En general, el combustible debe tener una capacidad calorífica superior a 800

BTU/pie3. Los motores diesel queman cualquier combustible que se pueda

inyectar, a condición de que se queme a condiciones controladas, o sea, la

suficiente lubricidad para lubricar los émbolos de inyección, que generen el

calor suficiente y que carezcan de granos abrasivos, contenga menos de 3%

de azufre, 70 ppm de vanadio y 125 ppm de pentóxido de vanadio.

Los motores de gas Caterpillar pueden configurarse para una amplia variedad

de combustibles y condiciones ambientales, y pueden ajustarse para lograr un

rendimiento óptimo. Están equipados con sistemas con carburadores o con

controles de relación de aire combustible para utilizar gases de alta y baja

presión.

4.3.2 TRATAMIENTO TÉRMICO DEL CRUDO

La deshidratación del crudo consiste en sacar el agua libre y el agua

emulsionada del mismo. La propiedad física de un petróleo crudo y emulsión de

123

agua que es la utilizada para la deshidratación es la diferencia de gravedad

específica de los dos líquidos. EI tratamiento consiste en mantener el fluido en

el tanque de lavado permitiendo la separación gravitacional. Sin embargo,

debido a la estabilidad de las emulsiones, esto requiere largo tiempo y la

utilización de químicos demulsificantes para conseguir una buena

deshidratación. Optimizar el proceso de remoción de agua del crudo requiere

un proceso adicional más allá de la separación gravitacional.

Al incrementar la temperatura de dos líquidos inmiscibles, se desactiva el

agente emulsionante, permitiendo que las partículas de agua dispersa se

reúnan. Como las gotas coalecen crecen en tamaño y empiezan a decantarse.

El proceso de coalescencia requiere que las partículas de agua tengan

suficiente tiempo de contacto unas con otras. También se asume que las

fuerzas de boyancia sobre las gotas reunidas son suficientes para permitir que

tales gotas se decanten en el fondo del recipiente. Consecuentemente, las

consideraciones para el diseño deben necesariamente incluir temperatura,

tiempo, las propiedades de viscosidad del petróleo que inhiben la decantación,

y las dimensiones físicas del recipiente lo cual determina la velocidad a la cual

el asentamiento debe ocurrir.

Prácticamente con cualquier crudo los cambios de viscosidad con la

temperatura pueden ser una guía excelente para minimizar la temperatura de

procesamiento del crudo.

Hasta aproximadamente 175 ºF la diferencia de gravedad específica entre el

petróleo y el agua se aumenta con la mayor temperatura del proceso.

Adicionalmente, el incremento de temperatura ayuda a la dispersión del

demulsificante. La creación de corrientes termales ayudan a la coalescencia

induciendo colisiones, la temperatura del proceso incrementada genera

expansión termal de las gotas de agua lo que debilita la tensión interfacial de

las gotas de agua y aumenta la reactividad química del demulsificante.

124

Con todos estos beneficios parecería que el calentamiento sin restricciones es

el enfoque correcto. Sin embargo, algunos problemas para calentar crudo se

magnifican en labores a mayor temperatura. El costo del combustible es a

menudo un gasto operativo substancial cuando se debe comprar éste o tiene

valor comercial en algún uso alterno, puede haber pérdida del volumen y

gravedad API del crudo al calentarlo. Los procesos de temperatura más altas

requieren una inversión inicial más alta y mayores costos de mantenimiento

además de que pueden aumentar los riesgos de accidente durante la

operación. Cualquier mejora al proceso de deshidratación que bajará la

temperatura requerida, beneficiará la utilidad global.

4.3.3 PLANTA DE PROCESAMIENTO DE PETROINDUSTRIAL

Petroindustrial utiliza el gas asociado captado, para la producción

principalmente de gas licuado de petróleo GLP y de gasolina natural. La

captación del gas asociado de formación se lo realiza en los separadores y

botas de Petroproducción (Gráfico 4.1).

El gas natural proveniente de los separadores y de la bota del tanque de lavado

de Petroproducción pasa a las estaciones de captación de gas de

Petroindustrial, a un scrubber vertical.

GRÁFICO 4.1 SEPARADORES Y BOTA DE PETROPRODUCCIÓN

FUENTE: Estación Sucumbíos – Libertador ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa

125

El scrubber vertical funciona como una columna separadora de líquidos, luego

el gas ingresa a los compresores con una presión de 20 psig, para ser

descargado a 150 psig en una primera etapa, y luego a 750 psig en una

segunda etapa y así ser enviado a la planta de gas, con el propósito de obtener

el GLP (Gráfico 4.2) gasolina natural y gas residual.

GRÁFICO 4.2 DIAGRAMA DE FLUJO DE UNA ESTACIÓN DE CA PTACIÓN

FUENTE: “Proyectos de manejo de gas asociado EP-Petroecuador” ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa

El gas natural es comprimido y enviado a la Planta de Gas de Shushufindi

mediante el uso de tres compresores ubicados en Secoya; así como también

mediante la utilización de dos unidades recuperadoras de vapor en Secoya.

La Planta de Gas de Secoya está diseñada para procesar alrededor de 7

MMPCD de gas, provenientes del campo Libertador y luego ser enviados a la

Planta de Gas de Shushufindi.

DIAGRAMA DE FLUJO DE UNA ESTACIÓN DE CAPTACIÓN

126

4.4 ALTERNATIVAS PARA EL USO DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT

Una alternativa de uso para las facilidades de producción del sistema de

levantamiento por Gas Lift en el área Libertador es que dichas facilidades sean

incorporadas al proyecto “Modernización y Optimización de la Estación Secoya”

presentado por SMARTPRO en junio del 2009, el cual consiste en mejorar el

proceso de producción: separación, deshidratación de crudo y reinyección de

agua, que permita minimizar los costos de inversión y/o mantenimiento,

operación e infraestructura, aprovechando al máximo las instalaciones

existentes y minimizando el impacto ambiental.

El propósito de éste proyecto es modernizar y optimizar la Estación Secoya, a

partir de la entrada del fluido multifásico (agua, crudo, gas) proveniente de los

pozos a los múltiples, incluyendo el proceso de separación trifásica (crudo,

agua, gas), deshidratación de crudo con calentamiento, tratamiento de gas,

producción y despacho de crudo, producción de agua de formación.

En la propuesta de modernización, la Estación Secoya recibirá el fluido

multifásico proveniente de los pozos Secoya (SEC-01, 02, 03, 05, 08, 10, 14,

15, 16, 17, 19, 20, 22, 27, 28, 32, 33B, 34, 35 y 36) y dos pozos de gas lift,

denominados Secoya (SEC-04 y 20) y manejo de un flujo total estimado de

crudo (7.515 BPD), Agua (34.197 BAPD) y Gas (1,247 MMPCD).

Para el rediseño de la Estación Secoya se ha estimado conveniente utilizar

algunos equipos existentes e instalar equipos nuevos de tecnología actual para

optimizar los procesos en la Estación. (Ver Anexo 22. Diagrama de Flujo de

Procesos Estación de Producción Secoya).

El proyecto implica cambios en los sistemas de deshidratación, drenajes y

tratamiento de agua, además de la modernización de equipos e instrumentos

para optimizar la operación y garantizar la calidad requerida de las diferentes

127

corrientes de procesos. A continuación se detalla el sistema de compresión y

producción de gas.

4.4.1 SISTEMA DE COMPRESIÓN Y PRODUCCIÓN DE GAS

El gas separado (1,24 MMPCD) en los Separadores de Producción de la

Estación Secoya (FW20/ST20/21) se enviará a 30 psig al Depurador General

de Gas DG20 (Ver Gráfico 4.3) además de la producción proveniente de las

Estaciones Shuara (2,36 MMPCD) y Pichincha (0,5 MMPCD), a la salida del

depurador de gas (DG20) un estimado de 4,1 MMPCD a 30 psig alimenta al

sistema de compresión de la estación conformado por los compresores

CG01/02 existentes, los cuales operan normalmente uno a la vez con una

capacidad estimada de operación de 4,5 MMPCD cada uno.

GRÁFICO 4.3 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.1

FUENTE: Departamento de Ingeniería y Facilidades. Petroproducción ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa

128

Posteriormente el gas frío depurado en el DG21 aguas debajo de los

compresores, se calienta con el gas caliente de salida de la última etapa de

compresión de los compresores CG01/02 a 785 psig y 218,4 ºF mediante el

intercambiador de calor Gas-Gas IC21 cuya capacidad es 0,25 MMBTU/hr,

alejándolo de su punto de rocío y garantizado así un gas apropiado para

generación eléctrica sin condensados (Gráfico 4.4).



Luego el gas ya tratado y depurado va al depurador de gas de manto y

combustible DG22 a 25 psig y alimenta de gas de manto a los tanques de agua

salada y de gas combustible para piloto y purga al sistema de disposición de

gas de alta y baja presión (KD20/21 y teas (QE20/21)).

El gas restante (3,9 MMPCD) se utiliza como gas combustible a compresores

de la estación CG01/02, motores de los generadores eléctricos Waukesha y

Wartsilla y al calentador (CL20) de la estación.

129

4.4.2 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO DE GAS DE LA ESTAC IÓN.

4.4.2.1 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO ALTA PRESIÓN

Este sistema estará constituido por un recipiente KODRUM (KD20), cuya

función es evitar el paso de líquidos a la tea QE20 (Gráfico 4.5).



Al recipiente (KD20) ingresará el gas proveniente del cabezal de alivio y venteo

de alta presión al cual descargan los alivios del separador (FW20/ST20/21),

alivios del sistema de depuración de gas (DG20/21/22), alivio y venteo del

sistema de compresión (CG01/02) y la producción de gas que por alguna razón

no se utilice en la Estación.

El gas se direccionará hacia el quemador (QE21), por medio de una línea de 8

pulgadas de diámetro nominal.

130

Para desalojar el líquido acumulado en el recipiente (KD20), se utilizarán dos

bombas centrífugas (BS25/26) de 110 GPM, con presión de descarga estimada

de 40 psig, estas bombas estarán dispuestas en paralelo, manteniendo una

como respaldo. El sistema de arranque y parada de estas bombas será

automático al alcanzarse alto o bajo nivel en el recipiente (KD21) y el fluido

desalojado se direccionará hacia el tanque de lavado (TL01).

4.4.2.2 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO BAJA PRESIÓN

Este sistema estará constituido por un recipiente de quemador KD21 (Knock

Out Drum Baja Presión), cuya función es evitar el paso de líquidos a la tea

(QE21).

Al recipiente (KD21) ingresará el gas proveniente de la bota de gas (SG01) y el

gas de purga del depurador de gas de manto DG22.



131

El gas se direccionará hacia la tea (QE21), por medio de una tubería de 8

pulgadas. Para desalojar el líquido acumulado en el recipiente (KD21), se

utilizarán dos bombas centrífugas (BS27/28) de 33 GPM, con una presión de

descarga estimada de 40 psig estas bombas estarán dispuestas en paralelo,

manteniendo una como respaldo. El sistema de arranque y parada de estas

bombas será automático al alcanzarse alto o bajo nivel en el recipiente (KD21).

El fluido desalojado se direccionará hacia el tanque de lavado (TL01). Existe

una línea de interconexión entre las teas (QE20) y (QE21) que en operación

normal estará bloqueada (Gráfico 4.6).

132

CAPITULO 5

ESTUDIO ECONÓMICO DE RESULTADOS

5.1 INTRODUCCIÓN

El análisis económico se lo realiza para determinar que tan factible es el

cambio de levantamiento propuesto para los 3 pozos seleccionados en este

proyecto, por lo que es necesario conocer que tan viable es mediante un

estudio económico, el cual se basa principalmente, en el análisis de

inversiones, ingresos, egresos, valor actual neto (VAN) y la tasa interna de

retorno (TIR); las mismas que determinan Ia puesta en marcha de un proyecto

y al mismo tiempo nos indica si es o no rentable.

Un proyecto se puede decir que es rentable cuando:

- EI valor actual neto es mayor que cero.

- La tasa interna de retorno, es mayor a la tasa de actualización.

EI valor actual neto es igual a la suma de los flujos de caja actualizados de

cada mes, mientras que la tasa interna de retorno (TIR) es la tasa de

rendimiento por periodo con la cual la totalidad de los beneficios actualizados

son exactamente iguales a los desembolsos expresados en moneda actual.

5.2 MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS

Los métodos de análisis para la evaluación de proyectos son diversos, entre los

que tenemos los siguientes:

- Valor actual neto

- Tasa interna de retorno

133

- Tasa promedio de rentabilidad,

- Tiempo o periodo de recuperación de la inversión

- Interés simple sobre el rendimiento

- Valor Terminal

- Índice o coeficiente de rendimiento

- Relación Costo/Beneficio

Los métodos que se utilizarán para la evaluación del proyecto son: el Valor

Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Rendimiento o Retorno (TIR), Relación

Costo/Beneficio (RCB) ya que son los más utilizados y flexibles para la

evaluación de proyectos.

5.2.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN)

EI valor actual neto se entiende a la diferencia entre todos los ingresos y todos

los egresos actualizados al periodo actual. Es un procedimiento que permite

calcular el valor presente de un determinado número de flujos de caja futuros,

originados por una inversión. La metodología consiste en descontar al

momento actual (es decir, actualizar mediante una tasa) todos los flujos de caja

futuros del proyecto. A este valor se le resta la inversión inicial, de tal modo que

el valor obtenido es el valor actual neto del proyecto.

Al ser un método que tiene en cuenta el valor del dinero en el tiempo, los

ingresos futuros esperados, como también los egresos, deben ser actualizados

a la fecha del inicio del proyecto.

La tasa de interés que se usa para actualizar se denomina "tasa de descuento".

La tasa de descuento va a ser fijada por la persona que evalúa el proyecto de

inversión. Para el cálculo del VAN se usa la siguiente fórmula:

Q9W � w �W��1 6 >�

x,

134

Que en su forma individual se expresa: Q9W � Q� · �1 6 >�

Donde:

VP = Valor presente

VF = Valor futuro

FNC = Flujo neto de caja

i = tasa de actualización o descuento

n = periodo de análisis

Se realiza la sumatoria de los valores actualizados de los ingresos obtenidos o

del flujo de caja y se resta la inversión.

Con el VAN se tiene los siguientes criterios para la aceptación o rechazo de un

proyecto:

Si VAN > 0 (positivo) se acepta el proyecto

Si VAN = 0 solo recupero la inversión

Si VAN < 0 (negativo) no se acepta el proyecto

5.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)

Con este método se descuentan los flujos de cada periodo para determinar su

valor neto en el momento de tomar la decisión, con Io que se está en la

posibilidad de evaluar sobre una misma base de tiempo los beneficios y gastos

que ocurren en periodos diferentes, con el objeto de determinar su rentabilidad,

como la aplicación real del criterio que sirve para la determinación de la

aceptación o rechazo.

La TIR se define como la tasa de interés con la cual el valor actual neto o valor

presente neto es igual a cero. El VAN es calculado a partir del flujo de caja

anual, trasladando todas las cantidades futuras al presente.

135

La TIR es la suma de los flujos netos descontados de cada periodo, desde el

origen, considerándose desde el año o periodo 0 (cero o inicial), hasta el año o

periodo n (último).

Para la búsqueda de la tasa de descuento que iguale los flujos positivos con los

negativos, se recurre al método de prueba y error, hasta encontrar la tasa que

satisfaga esta condición. Tradicionalmente, se asigna la tasa intuitivamente y

se aplica a los flujos una y otra vez, hasta que se percibe que el resultado es

cercano al valor del flujo origen (negativos, ya que corresponde a la suma de

egresos que se efectúan durante el proceso de inversión).

Para determinar el valor correspondiente al TIR se aplica la formula expresada

por:

Q9W � w �W��1 6 I:t�

x, :G

Donde;

Io = Inversión a realizarse en el periodo "cero"

FNC = Flujo neto de caja

n = Periodo de análisis

Ventajas:

- Toma en cuenta el valor del dinero en el tiempo.

- Su cálculo es relativamente sencillo.

- Señala exactamente la rentabilidad del proyecto y conduce a resultados

de más fácil interpretación para los inversionistas.

Desventajas:

- En algunos proyectos no existe una sola TIR sino varias, tantas como

cambios de signo tenga el flujo de efectivo (TIR modificado)

- Por la razón anterior la aplicación de la TIR puede ser incongruente si

antes no se corrige el efecto anterior.

136

- La TIR califica individualmente al proyecto, por Io que no siempre su

utilización es válida para comparar o seleccionar proyectos distintos.

Con el TIR se tiene los siguientes criterios para la aceptación o rechazo de un

proyecto:

Si TIR > i se acepta el proyecto

Si TIR < i no se acepta el proyecto

5.2.3 RELACIÓN COSTO / BENEFICIO (RCB)

La relación Costo/Beneficio (RCB), nos muestra de forma clara la rentabilidad

de un proyecto considerando los ingresos generados, los gastos y la inversión,

todos calculados en el periodo de la inversión, este método tiene los siguientes

criterios de aceptación del proyecto:

t�( � :ET�@=G= �?CBi?F>y?KG=��G=BG= �?CBi?F>y?KG=� 6 :EA@�=>óE

Si RCB > 1 Es aceptable (los ingresos son mayores que los egresos)

Si RCB = 1 Es indiferente (los ingresos son iguales a los egresos)

Si RCB < 1 No es aceptable (los ingresos son menores que los egresos)

En el análisis económico se utilizará la ecuación de declinación exponencial

para obtener los caudales en los diferentes meses de evaluación del proyecto:

� � �+ · @0zc

Donde:

q = caudal esperado a cierto período de tiempo [BFPD]

q1 = caudal inicial [BFPD]

D = porcentaje de declinación del campo anual

t = tiempo al cual se desea calcular el nuevo caudal [años]

137

5.3 COSTOS E INVERSIÓN DEL PROYECTO

Para un proyecto de cambio de levantamiento hay que tomar en cuenta ciertos

aspectos inherentes para el cambio de producción, a mas de los aspectos

técnicos analizados en este estudio, y cada uno de estos rubros representan

inversiones que deben realizarse antes de la producción de los pozos.

Los costos estimados para realizar los trabajos de reacondicionamiento para el

cambio de sistema de levantamiento a bombeo electrosumergible de los pozos

seleccionados están en la tabla 5.1:

TABLA 5.1 COSTOS ESTIMADOS BES

Operación- Compañía- Material Costo (USD)

Movilización de la Torre 5.000

Trabajo de la Torre (10 días) 45.000

Supervisión y transporte 10.000

Equipo de Superficie (Variador, transformador, etc) 213.000

Equipo de Subsuelo (Cable, Motor, Bomba) 197.000

Supervisión e instalación de BES 3.500

Químicos 5.000

Spooler y Vaccum 3.500

Unidad de Wire Line 3.000

Unidad de Cable Eléctrico 50.000

Contingencias (+/-30%) 127.500

TOTAL 662.500

FUENTE: Costos estimados de las listas de precios EP-Petroecuador y Wood Group ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

Los costos estimados para realizar los trabajos de reacondicionamiento para el

cambio de sistema de levantamiento a bombeo mecánico del pozo

seleccionado están en la tabla 5.2:

138

TABLA 5.2 COSTOS ESTIMADOS BOMBEO MECÁNICO

Operación - Compañía - Material Costo (USD)

Movimiento de la Torre 5.000

Trabajo de la Torre (10 días) 45.000

Equipo (balancín, caja de engranajes,etc) 370.000

Supervisión y Transporte 10.000

Servicio de Vaccum 3.000

Contingencias +/- 30% 129.900

TOTAL 562.900

FUENTE: Costos estimados de las listas de precios EP-Petroecuador y Weatherford ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

En la tabla 5.3, se presenta la inversión de preproducción y se detalla: el costo

total del campo, la producción a recuperarse y los días estimados para realizar

los reacondicionamientos propuestos.

TABLA 5.3 COSTOS DE PREPRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS


5.4 INGRESOS

Los ingresos por mes se obtienen multiplicando el valor del barril de petróleo

por el número de barriles de petróleo producido en cada mes. Como en el

OBJETIVO DEL PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN A INCREMENTO DE CO STO TIEMPO DE

ANTERIOR RECUPERARSE PRODUCCIÓN ESTIMADO REPARACIÓN

BPPD BPPD BPPD USD DÍAS

Cambio a sistema de

Levantamiento BES

Cambio a sistema de

Levantamiento Mecánico

Cambio a sistema de

Levantamiento BES

TOTAL 263 623 360 1.887.900 30

164

32

67

4

63

293

POZOS

SECOYA 20

SECOYA 04

SUARA 03

REACONDICIONAMIENTO

360

95

168

662.500

562.900

662.500

10

10

10

139

primer mes empieza la ejecución del proyecto, no se tiene producción en el

mismo. Por lo tanto, los resultados de estos trabajos o la producción de los

pozos productores por BES intervenidos en el primer mes, empezarán a

principios del segundo mes. Para el cálculo de la producción por mes durante

el tiempo de evaluación económica, se considera una declinación de

producción del 14,95% anual (1,246 % mensual), que refleja el comportamiento

del Área Libertador en los últimos años.

5.5 EGRESOS

Los egresos mensuales, constituyen la suma entre los costos de reparación de

los pozos productores más el costo operativo de producción de 9 dólares por

barril, no se considera reacondicionamientos dentro del período de evaluación

económica debido a que el tiempo de vida útil para las bombas

electrosumergibles es aproximadamente 1 año (dato suministrado por el

Departamento de Ingeniería de Petróleos del Área Libertador).

El monto total de la inversión asciende a 1’674.400 dólares que se

desembolsarán mes a mes, en los 12 meses que dura el período de evaluación

económica del proyecto (Ver tabla 5.6). Es necesario comprender, que los

pozos de este proyecto, pueden necesitar intervenciones dentro del período de

evaluación económica y costos de reacondicionamientos inesperados que no

se incluyen en el proyecto.

5.6 HIPÓTESIS EN LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS ECONÓMICO

Las hipótesis en las que se basa esta evaluación económica son las siguientes:

- La tasa de actualización que el Departamento Financiero de

PETROPRODUCCIÓN contempla en sus proyectos es del 12,00% anual

(1% mensual).

140

- No intervienen los impuestos fiscales razón por la cual no se considera la

depreciación contable de los equipos.

- No se incluye el costo de reparación de los pozos dentro del costo

operativo, ya sea que algunos de éstos se paren. La estimación del costo

operativo es de 9 USD/BBL.

- De acuerdo a los historiales de producción se estima una declinación de

producción promedio del 14,95% anual. Entonces se establece que el

proyecto tiene una declinación mensual de 1,246 %, siendo el período

mensual considerado equivalente a 30 días. Ver Tabla 5.5

- Se determina una producción promedio por pozo de 207,67 BPPD.

Obteniendo al dividir la producción estimada a recuperarse (623 BPPD)

para el número de pozos productores (3), al cambiar el sistema de

levantamiento artificial.

- Se determina un costo por el cambio de completación de un pozo productor

a BES de 662.500 USD y a bombeo mecánico de 562.900 USD, valores

proporcionados por EP- Petroecuador).

- No se considera devaluación monetaria durante el año de duración del

proyecto.

- Se prevé que se realizará en 10 días un reacondicionamiento para un pozo

con cambio de sistema de levantamiento artificial a BES y 10 días para el

cambio a bombeo mecánico; tiempo en el cual no se tendrá producción.

- Se estima un porcentaje de contingencias +/- 30%.

- Se realizará los cálculos de VAN y TIR considerando dos alternativas, la

primera el Equipo de Bombeo Mecánico es nuevo (USD 370.000) (Tabla

5.6), incluye balancín, motor, caja de engranaje, varillas, bomba de

subsuela, ancla de tubería, y la segunda tomando en cuenta que se

dispone del equipo de Bombeo Mecánico en Bodega (Tabla 5.7).

A continuación en la tabla 5.4 se detalla un resumen de las hipótesis en las que

se basa el análisis económico.

141

TABLA 5.4 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO


- Se considera un estimado en el precio de venta del barril de petróleo de

88,02 $/Bls. La tabla 5.5 indica el cálculo de la producción mensual e

incluye la declinación del 1,246% mensual, además detalla el cálculo del

VAN y TIR.

TABLA 5.5 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN MENSUAL (INCLUYE DECLINACIÓN DEL 1,246% MENSUAL)

MES

PE

RÍO

DO

Producción de los 2 pozos

Producción de 1 pozo Producción Producción

que entran a producir que entra a producir Diaria Mensual

en el segundo mes en el tercer mes

BPPD BPPD BPPD BPPM

1 0 0 0 0 0

2 1 408,00 0 408,00 12240

3 2 402,95 95,00 497,95 14.938,46

4 3 393,03 93,82 486,86 14.605,69

5 4 378,61 91,51 470,13 14.103,87

6 5 360,21 88,16 448,37 13.450,99

7 6 338,46 83,87 422,33 12.669,82

8 7 314,08 78,81 392,89 11.786,56

9 8 287,85 73,13 360,98 10.829,38

10 9 260,54 67,02 327,57 9.826,99

11 10 232,91 60,67 293,57 8.807,20

12 11 205,63 54,23 259,86 7.795,71 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa

COSTO TIEMPO DE Producción Estimada (BPPD) 623

ESTIMADO REPARACIÓN Costo operativo (USD/BBL) 9

USD DÍAS Declinación de producción (%/año) 14,95

Período (días) 30

Producción promedio / pozos

productores (BPPD)

Costo promedio / pozos

productores (USD)

Precio estimado de venta del crudo (USD) 88,02

TOTAL 1.887.900 30 Tasa de actualización estimada mensual (%) 1

10

10

10

207,67

629.300

POZOS

SHUARA 03

SECOYA 04

SECOYA 20

662.500

562.900

662.500

TABLA 5.6 CÁLCULO DEL VAN Y TIR (SE CONSIDERA EQUIPO DE BOMBEO MECÁNICO NUEVO)


Ingreso Egreso Sumatorio

Número de Recuperación Barriles Flujo de Ingreso Total Egreso Total Flujo de de flujo neto

pozos de producción producidos Caja Total Actualizado Total Actualizado Caja de caja

produciendo Declinación 0,583 por período Neto Actualizado Acumulado Actualizado Acumulado Actualizado actualizado y

cada mes acumulado

(USD)

1 0 0 0 0 0 1.325.000 0 1.325.000 -1.325.000 0 0 1.325.000 1.325.000 -1.325.000 -1.325.000

2 1 2 408,00 12.240 1.077.365 562.900 110.160 673.060 404.305 1.066.698 1.066.698 659.798 1.984.798 406.900 -918.100

3 2 3 497,95 14.938 1.314.883 0 134.446 134.446 1.180.437 1.288.975 2.355.672 130.492 2.115.290 1.158.482 240.382

4 3 3 486,86 14.606 1.285.593 0 131.451 131.451 1.154.141 1.247.784 3.603.456 127.585 2.242.875 1.120.198 1.360.580

5 4 3 470,13 14.104 1.241.422 0 126.935 126.935 1.114.488 1.192.982 4.796.438 123.202 2.366.077 1.069.781 2.430.361

6 5 0 448,37 13.451 1.183.956 0 121.059 121.059 1.062.898 1.126.494 5.922.932 121.059 2.487.136 1.005.435 3.435.796

7 6 0 422,33 12.670 1.115.198 0 114.028 114.028 1.001.170 1.050.567 6.973.499 114.028 2.601.164 936.539 4.372.335

8 7 0 392,89 11.787 1.037.453 0 106.079 106.079 931.374 967.651 7.941.150 106.079 2.707.243 861.572 5.233.907

9 8 0 360,98 10.829 953.202 0 97.464 97.464 855.738 880.266 8.821.416 97.464 2.804.708 782.802 6.016.708

10 9 0 327,57 9.827 864.972 0 88.443 88.443 776.529 790.878 9.612.294 88.443 2.893.151 702.435 6.719.144

11 10 0 293,57 8.807 775.210 0 79.265 79.265 695.945 701.787 10.314.081 79.265 2.972.416 622.522 7.341.666

12 11 0 259,86 7.796 686.178 0 70.161 70.161 616.017 615.038 10.929.119 70.161 3.042.577 544.876 7.886.542

1.887.900 3.067.392 10.929.119 3.042.577 7.886.542

TIR mensual 0,63

VAN (USD) 7.886.542

RCB 3,592

(BPPD)

Per

íodo

Mes

Egreso

Total

(USD)

Costo

Operativo

(BPPM) (USD) (USD)(USD)(USD)(USD)(USD)(USD)

Ingresos

Costos de

Reparación

(USD)(USD)

132

GRÁFICO 5.1 INGRESOS Y EGRESOS TOTALES ACUMULADOS VS. TIEMPO


133

GRÁFICO 5.2 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN ) VS. TIEMPO


-2.000.000

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

VA

N [

USD

]

Tiempo [meses]

TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN) vs. TIEMPO

Tiempo de Recuperación de Valores (VAN)

134

TABLA 5.7 CÁLCULO DEL VAN Y TIR (SE CONSIDERA EQUIPO DE BOMBEO MECÁNICO DISPONIBLE EN BODEGA)


Ingreso Egreso Sumatorio

Número de Recuperación Barriles Flujo de Ingreso Total Egreso Total Flujo de de flujo neto

pozos de producción producidos Caja Total Actualizado Total Actualizado Caja de caja

produciendo Declinación 0,583 por período Neto Actualizado Acumulado Actualizado Acumulado Actualizado actualizado y

cada mes acumulado

(USD)

1 0 0 0 0 0 1.325.000 0 1.325.000 -1.325.000 0 0 1.325.000 1.325.000 -1.325.000 -1.325.000

2 1 2 408,00 12.240 1.077.365 88.400 110.160 198.560 878.805 1.066.698 1.066.698 194.648 1.519.648 872.050 -452.950

3 2 3 497,95 14.938 1.314.883 0 134.446 134.446 1.180.437 1.288.975 2.355.672 130.492 1.650.140 1.158.482 705.533

4 3 3 486,86 14.606 1.285.593 0 131.451 131.451 1.154.141 1.247.784 3.603.456 127.585 1.777.725 1.120.198 1.825.731

5 4 3 470,13 14.104 1.241.422 0 126.935 126.935 1.114.488 1.192.982 4.796.438 123.202 1.900.927 1.069.781 2.895.512

6 5 0 448,37 13.451 1.183.956 0 121.059 121.059 1.062.898 1.126.494 5.922.932 121.059 2.021.985 1.005.435 3.900.947

7 6 0 422,33 12.670 1.115.198 0 114.028 114.028 1.001.170 1.050.567 6.973.499 114.028 2.136.014 936.539 4.837.485

8 7 0 392,89 11.787 1.037.453 0 106.079 106.079 931.374 967.651 7.941.150 106.079 2.242.093 861.572 5.699.057

9 8 0 360,98 10.829 953.202 0 97.464 97.464 855.738 880.266 8.821.416 97.464 2.339.557 782.802 6.481.859

10 9 0 327,57 9.827 864.972 0 88.443 88.443 776.529 790.878 9.612.294 88.443 2.428.000 702.435 7.184.294

11 10 0 293,57 8.807 775.210 0 79.265 79.265 695.945 701.787 10.314.081 79.265 2.507.265 622.522 7.806.816

12 11 0 259,86 7.796 686.178 0 70.161 70.161 616.017 615.038 10.929.119 70.161 2.577.426 544.876 8.351.693

1.413.400 2.592.892 10.929.119 2.577.426 8.351.693

TIR mensual 0,77

VAN (USD) 8.351.693

RCB 4,240

(BPPD)

Per

íodo

Mes

Egreso

Total

(USD)

Costo

Operativo

(BPPM) (USD) (USD)(USD)(USD)(USD)(USD)(USD)

Ingresos

Costos de

Reparación

(USD)(USD)

135

GRÁFICO 5.3 INGRESOS Y EGRESOS TOTALES ACUMULADOS VS. TIEMPO


136

GRÁFICO 5.4 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN ) VS. TIEMPO


-2.000.000

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

VA

N [

USD

]

Tiempo [meses]

TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN) vs. TIEMPO

Tiempo de Recuperación de Valores (VAN)

CAPITULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES

- Debido al alto corte de agua, problemas en el casing detectados en

pozos con producción por gas lift y completación por corrosión, el

sistema gas lift resulta inadecuado por lo que es necesario implementar

un sistema de levantamiento artificial alternativo que se ajuste a las

condiciones actuales del pozo y facilidades de producción existentes en

el área de trabajo.

- En el Área Libertador se opera con 2 pozos productores con Sistema de

Gas Lift, el Shuara 03 y Secoya 04 cuyas facilidades se encuentran

sobredimensionadas lo que ocasiona un gasto excesivo por motivos de

combustible, mantenimiento de compresores, motores y enfriadores.

- El pozo Secoya 06 no fue tomado en cuenta para el diseño de sistema

de levantamiento debido a los frecuentes problemas presentados en los

trabajos de reacondicionamiento ocasionados por corrosión, escala y

fisuras en el casing obstaculizando el ingreso y salida de los equipos

utilizados en el workover.

- La arena “Us” del Shuara 03 se considera como zona productora debido

a que contiene altas reservas remanentes (390.557 BN), su saturación

de agua está alrededor de 25 al 40% según el mapa de saturaciones,

con BSW actual del 30% y mayor reservas remanentes para recuperar

de petróleo con respecto a las otras zonas productoras del pozo. La

138

arena “Ts” en este pozo no tiene características petrofísicas por lo que

se la considera no prospectiva.

- La producción del Secoya 04 se considera de la arena “Ui” debido a que

contiene altas reservas remanentes (527.709 BN), su saturación de

agua está alrededor del 25% según el mapa de saturaciones, y aunque

posee un elevado BSW (50%), se toma en cuenta como zona productora

debido a que la arena “T” se encuentra cerrada por invasión de agua y

tiene una producción acumulada demasiado alta (7’076,910 Mbls). Con

el análisis de la correlación estratigráfica con pozos vecinos y las

características petrofísicas, se puede constatar que “Us” no es

prospectiva para la producción de hidrocarburos.

- La arena “Ti” del Secoya 20 se toma en cuenta como zona productora

considerando que el W.O. N° 11 ha sido finalizado, también, debido a

que sus reservas remanentes son 179.007 BN y posee mayor reservas

remanentes para recuperar con respecto a “Ui”. Las arenas “Basal

Tena”, “Us” y “Ts” no son prospectivas para la producción de

hidrocarburos.

- Diferentes tipos de sistemas de levantamiento pueden ser aplicados a

los pozos en estudio, pero es necesario tomar en cuenta las facilidades

de producción requeridas para cada uno de ellos y la disponibilidad de

equipos en stock, antes de su instalación.

- En base al análisis realizado se concluye que los pozos Shuara 03 y

Secoya 20 van a operar con Sistema de Bombeo Electrosumergible, y el

pozo Secoya 04 con Sistema de Bombeo Mecánico debido a la baja

producción de crudo que presenta y a la disponibilidad del equipo para

bombeo mecánico del pozo.

139

- En el análisis del gas del campo Libertador, se observa que el contenido

de azufre es escaso y el poder calorífico es apropiado para las

especificaciones técnicas de operación de los motores a gas.

- Del estudio económico, considerando que el equipo de bombeo

mecánico es nuevo, se obtuvo que la inversión total del proyecto es de

USD 1.887.900, recuperando la inversión a los 54 días de iniciado el

mismo con un flujo neto de caja actualizado positivo de USD 7.886.542

- Se concluye que este proyecto es económicamente rentable debido a

que el VAN de USD 7.866.542 es mayor que cero. El TIR de 63%

mensual es mayor a la tasa de actualización mensual del 1%. El

Costo/Beneficio es de 3,592, lo que indican la rentabilidad del proyecto

al ser mayor a 1.

- Considerando la disponibilidad del equipo de bombeo mecánico en

bodega los resultados del estudio económico son los siguientes: la

inversión total del proyecto es de USD 1.413.400, recuperando la

inversión a los 42 días de iniciado el mismo con un flujo neto de caja

actualizado positivo de USD 8.351.693. El proyecto resulta

económicamente rentable debido a que el VAN de USD 8.351.693 es

mayor que cero. El TIR de 77% mensual es mayor a la tasa de

actualización mensual del 1%. El Costo/Beneficio es de 4,24, lo que

indican la rentabilidad del proyecto al ser mayor a 1.

140

RECOMENDACIONES

- Estos pozos cumplen con las condiciones necesarias para aplicar

cualquier tipo de diseño de levantamiento, por lo que se recomienda

analizar el bombeo hidráulico. En este proyecto no se lo toma en cuenta

debido a que no se dispone de las facilidades de superficie en las

proximidades de los pozos en estudio.

- Luego de recuperar las reservas remanentes en “Us” se recomienda

reevaluar las arenas productoras (Ti, Ui) existente en el pozo Shuara-03,

por el momento la cantidad de reservas remanentes en éstas no

justifican su intervención.

- Las arenas Ti y Ts del Secoya 04 siempre han producido en conjunto,

por lo que se recomienda en una futura intervención evaluar su potencial

por separado.

- La arena Basal Tena del Secoya 04 produjo crudo pesado por lo que se

recomienda analizar un método apropiado de recuperación mejorada

para esta zona productora.

- Se recomienda realizar trabajos de Build up para actualizar los datos de

presiones de los pozos del Área Libertador, obteniendo sus índices de

productividad y declinación de presión a medida que continua su

producción, lo que permitirá rediseñar los equipos de subsuelo

instalados para condiciones más reales, mejorando el run life de los

mismos.

- Es recomendable promover la industrialización del gas como

combustible en nuestro país, pues a lo largo de la historia

hidrocarburífera Ecuatoriana no se lo ha aprovechando adecuadamente,

141

evitando la contaminación por la quema e incrementando el beneficio

económico.

- Se recomienda utilizar el gas para la generación de energía eléctrica,

tratamiento térmico del petróleo o permitir que Petroindustrial sea el

encargado de procesarlo, y en cuanto a las facilidades de superficie del

sistema de levantamiento por gas Lift se las acoplará al proyecto

“Modernización y Optimización de la Estación Secoya” que consiste en

mejorar el proceso de producción, con el objetivo de minimizar los

costos de inversión y/o mantenimiento, operación e infraestructura.

- Los datos de captación de gas en las estaciones son necesario e

indispensables, por lo que es recomendable el óptimo funcionamiento de

los instrumentos de medición y cuantificación de gas para tener datos

reales y confiables.

- Se recomienda poner en marcha los trabajos propuestos en el presente

estudio debido a que resulta económicamente rentable.

142

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS:

- Baker Hughes. Centrilift. Field Service (2010). Manual de Aplicaciones

Rev 1.00.

- Brandley, H.B. (1992).Petroleum Engineering Handbook. SPE.

- Brown Kermit. E. (1980). The Technology of Artificial Lift Methods.

Volume 2b. Petroleum Publish Co..

- Chancay J. y Rumipamba L. (2007), “Incremento de la Producción de

Petróleo en el Campo Libertador mediante la Implementación de

Completaciones Inteligentes”, Quito – Ecuador.

- Comisión Energética. (2010). Estudio de Prefactibilidad del Proyecto

“Utilización y Aprovechamiento del Gas Asociado para la Generación

Eléctrica en el Distrito Amazónico”. Ecuador

- EP-Petroecuador (2010). Archivos de pruebas de B`UP, Ingeniería de

Petróleos, Área Libertador.

- EP-Petroecuador (2010). Historiales de Reacondicionamiento. Ingeniería

de Petróleos, Área Libertador.

- EP-Petroecuador (2010). Historiales de Producción. Ingeniería de

Petróleos, Área Libertador.

- Geoconsult Ecuador (2009). Simulación Matemática Del Campo

Libertador, Quito – Ecuador

- REDA, Catálogo de Bombas Electrosumergibles.

143

- REDA Production System, Curso Avanzado BES

- PDVSA CIED. (2002) Diseño de Instalaciones de Levantamiento Arficial

por Bombeo Mecánico. Venezuela. Primera Edición.

- SENPLADES. (Febreo 2010). Formulación y Evaluación de Proyectos de

Inversión Pública. Ecuador.

- Weatherford International. (1998). Desing and Manufacture of sucker rod

pump and accessories, and gas lift mandrels for the oil industry.

Argentina

144

GLOSARIO

- Abrasión: Acción mecánica de rozamiento y desgaste que provoca la

erosión de un material

- Acero inoxidable: Resistente a la corrosión, dado que el cromo, u otros

metales que contiene, posee gran afinidad por el oxígeno y reacciona con

él formando una capa pasivadora, evitando así la corrosión del hierro.

- Acuífero: Zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo

presión. Para aplicaciones de almacenamiento de gas un acuífero

necesitará estar formado por una capa permeable de roca en la parte

inferior y una capa impermeable en la parte superior, con una cavidad para

almacenamiento de gas.

- Barril (bbl): Una medida estándar para el aceite y para los productos del

aceite. Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, ó 159 litros.

- Características Geológicas: Características dadas por la tierra y los

fenómenos que en ella suceden.

- Características Litológicas: Características de las rocas, especialmente

del tipo y tamaño del grano, así como también del cemento.

- Cavitación : Condición anormal que puede producir pérdidas de

producción, daños al equipo. Es el fenómeno provocado cuando el liquido

bombeado se vaporiza dentro del tubo de succión o de la bomba misma,

debido a que la presión de ella se reduce hasta ser menor que la presión

absoluta de saturación del vapor de liquido a la temperatura de bombeo.

- Coalescencia: Características o propiedades de ciertos fluidos para unirse

unos con otros.

- Columna dinámica total (TDH): es la altura total requerida para bombear

la capacidad de fluido deseada. Esta altura hace referencia a los pies de

líquido bombeado.

- Conificación: Es la incursión invasiva de los fluidos hacia las zonas

superiores o inferiores de la formación productiva, ocasionado por un

diferencial de presión no controlado. Al momento de la producción de un

pozo se busca que no suceda este efecto debido a que dificulta el manejo

145

de tales fluidos, la aplicación de métodos de levantamiento artificial y

aumenta los costos de producción relacionados con su separación.

- Cromatografía: Método físico de separación de mezclas en una columna

absorbente en un sistema fluyente.

- Depurador de gas: Son dispositivos que se utilizan para manejar

corrientes con muy altas relaciones gas-líquido. Se aplican también para

separar gotas muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas,

ya que éstas no son eliminadas generalmente por un separador ordinario.

- Estimulación Matricial: Inyección de un fluido para aumentar la

permeabilidad relativa del petróleo

- Fluctuación: Dicho de un cuerpo, oscilar sobre algún líquido por el

movimiento de las mismas

- Gas asociado: Gas natural encontrado en asociación con aceite en un

yacimiento, ya sea disuelto en el aceite o como una capa arriba del aceite.

- Gas Combustible: Se refiere a combustibles gaseosos, capaces de ser

distribuidos mediante tubería, tales como gas natural, gas líquido de

petróleo, gas de hulla y gas de refinería.

- Gas de carbón: Gas elaborado mediante la destilación destructiva de

carbón bituminoso. Los principales componentes son metano (20 a 30%)e

hidrógeno (alrededor de 50%).

- Gas en solución: Gas natural disuelto en el crudo dentro del yacimiento

- Gas licuado de petróleo (GLP): El GLP está compuesto de propano,

butano, o una mezcla de los dos, la cual puede ser total o parcialmente

licuada bajo presión con objeto de facilitar su transporte y almacenamiento.

El GLP puede utilizarse para cocinar, para calefacción o como combustible

automotriz.

- Gas Natural: Una mezcla de hidrocarburos, generalmente gaseosos

presentes en forma natural en estructuras subterráneas. El gas natural

consiste principalmente de metano (80%) y proporciones significativas de

etano, propano y butano. Habrá siempre alguna cantidad de condensado

y/o aceite asociado con el gas. b).- El término también es usado para

designar el gas tratado que se abastece a la industria y a los usuarios

comerciales y domésticos y tiene una calidad especificada.

146

- Gravedad API: La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo

para expresar la gravedad específica de los aceites.

- Gravedad Específica: La relación de la densidad de una sustancia a

determinada temperatura con la densidad de agua a 4°C.

- Hidrocarburo: Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido,

líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno (como carbón, aceite crudo

y gas natural).

- Ingeniería Básica: Desarrolla en detalle el alcance y los planos de

ejecución de un proyecto para obtener los fondos requeridos para

ejecutarlo, así como la documentación base para la ingeniería de detalle

- Ingeniería Conceptual: Resulta de los trabajos preliminares y selección de

la mejor opción con una aproximación estimada de costos.

- Ingeniería de Detalle: Se desarrolla en la ejecución del proyecto con la

finalidad de actualizar el alcance debido a nuevas exigencias,

redimensionamientos, cambio de entorno, políticas, etc.

- Intercambiador de calor: Es un equipo utilizado para enfriar un fluido que

está más caliente de lo deseado, transfiriendo esta calor a otro fluido que

está frío y necesita ser calentado. La transferencia de calor se realiza a

través de una pared metálica o de un tubo que separa ambos fluidos.

- KNOCK OUT DRUM: Son recipientes diseñados para separar corrientes

con una alta relación gas líquido. El líquido se encuentra en el gas en forma

de neblina. Estas unidades por lo general tienen poca capacidad para la

retención de líquidos.

- Levantamiento Neto (Hd): distancia vertical en pies o metros, entre la

cabeza del pozo y el nivel estimado de producción.

- MD Measuremet Depth (Tubería Medida): Es la profundidad medida en

la tubería, es obtenida por medio de medición de cinta, cuando se está

subiendo o bajando la tubería, se utiliza para el cálculo de las pérdidas de

presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la bomba jet.

- Metal Monel: Metal más duro que el cobre y extremadamente resistente a

la corrosión

- Overhaul : Reparación por mantenimiento

- Packers : Herramienta utilizada para aislar zonas productoras.

147

- Poder calorífico: Cantidad de calor producido por la combustión completa

de un combustible.

- Polímero: Sustancia cuyas moléculas son, por lo menos

aproximadamente, múltiplos de unidades de peso molecular bajo.

- Pozo: Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a

efecto de explorar o para extraer aceite o gas.

- Presión: El esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por

peso (gravedad) o mediante el uso de fuerza. Se le mide como fuerza entre

área, tal como newtons/por metro2.

- Presión crítica: La presión mínima requerida para licuar un gas a su

temperatura crítica.

- Presión absoluta: Esta es la presión manométrica más la presión

atmosférica.

- Presión Atmosférica: El peso de la atmósfera sobre la superficie de la

tierra. A nivel del mar, ésta es aproximadamente 1,013 bars, 101.300

Newtons/m2, 14,7 lbs/pulg2 ó 30 pulgadas de mercurio.

- Presión de descarga en la cabeza del pozo (Pd): presión necesaria para

superar la presión existente en la línea de flujo.

- Procesamiento del gas: La separación del aceite y el gas, y la remoción

de impurezas y líquidos del gas natural.

- Registro localizador de cuellos (CCL): Se usa para detectar los cuellos

de las tuberías de revestimiento ya que en estos existe mayor cantidad de

material; es decir, menor diámetro interno. La profundidad de los cuellos

permiten determinar la profundidad exacta de las zonas de interés.

Normalmente el CCL se corre en conjunto con el registro GR.

- Registro de adherencia de cemento (CBL): Informa de la buena o mala

adherencia del cemento al casing. Una onda sónica es emitida por un

transmisor, esta viaja a través del fluido y de la tubería donde sufre

atenuación que es medida por la amplitud que presenta la curva de dicha

onda. Cuando existe buena adherencia del cemento al casing la amplitud

de onda decrece, caso contrario se apreciará mala adherencia.

- Registro de densidad variable (VDL): Registra la buena o mala

adherencia del cemento al casing y/o del cemento a la formación. De

148

manera general, cuando existe mala adherencia el registro presenta líneas

paralelas, con una buena adherencia el registro presenta líneas onduladas

bien marcadas.

- Reservas: Es el volumen de hidrocarburos que se puede extraer de un

reservorio de manera rentable

- Reservas posibles: Estimado de reservas de aceite o gas en base a datos

geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas.

- Reservas probables: Estimado de las reservas de aceite y/o gas en base

a estructuras penetradas, pero requiriendo confirmación más avanzada

para podérseles clasificar como reservas probadas.

- Reservas probadas: La cantidad de aceite y gas que se estima

recuperable de campos conocidos, bajo condiciones económicas y

operativas existentes.

- Reservas recuperables: La proporción de hidrocarburos que se puede

recuperar de un yacimiento empleando técnicas existentes.

- Screeb Gravel Pack : Filtro de grava

- Trampa: Estructura geológica en la cual se acumulan hidrocarburos para

formar un campo de aceite o gas.

- Trampa estratigráfica: Trampa de hidrocarburos formada durante la

sedimentación y en la cual los hidrocarburos fueron encapsulados como

resultado del cambio de roca de porosa a no porosa, en lugar del

plegamiento o falla de los estratos de roca.

- Trampa estructural: Trampa de hidrocarburos formada por la de estratos

de roca por movimientos de la corteza terrestre.

- TVD True Vertical Depth (Profundidad Vertical): Es la profundidad

vertical verdadera de la tubería, es obtenida del registro de survey de un

pozo, se utiliza para la selección de la bomba jet (determina la presión de

descarga de la bomba jet, este dato debe ser aplicado en el software en el

icono de profundidad de bomba.

- Unidad de coiled tubing (UCT): A esta unidad se han designado

principalmente trabajos de limpieza dentro del pozo. El sistema consiste de

una tubería enrollable de pequeño diámetro que es introducida en el pozo

para realizar un servicio específico en el mismo, ofreciendo la ventaja de

149

que ningún equipo de fondo sea afectado por su presencia. Una vez

terminado el trabajo es retirada del pozo y envuelta en un riel para su

transporte.

- Viscosidad: Resistencia de un líquido al movimiento o flujo; normalmente

se abate al elevar la temperatura.

- Yacimiento: Acumulación de aceite y/o gas en roca porosa tal como

arenisca.

150

ANEXOS

151

ANEXO 1.

CONTACTOS AGUA – PETRÓLEO EN EL CAMPO

LIBERTADOR

152

CONTACTOS AGUA – PETRÓLEO. ÁREA CARABOBO

CONTACTOS AGUA – PETRÓLEO. ÁREA PACAYACU

CONTACTOS AGUA – PETRÓLEO. ÁREA PICHINCHA

153

CONTACTOS AGUA – PETRÓLEO. ÁREA SECOYA

154

CONTACTOS AGUA – PETRÓLEO. ÁREA SHUARA

CONTACTOS AGUA – PETRÓLEO. ÁREA SHUSHUQUI

155

ANEXO 2.

CRONOGRAMA DE PERFORACION - 2010

156

ESTUDIOS DE IMPACTO AMBIENTAL AL 2010-03-12

DRG E-14DIR 4 DIR 4 DIR 2 DIR

AGILITAR APROBACION DE ESTUDIOS DE IMPACTO AMBIENTAL DE ESTAS PLATAFORMAS

HABLAR CON ANITA LOPEZ

ATA 8

NEGOCIACIONES NEGOCIACIONES COORDENADAS A EYD COORDENADAS

300 300 300 250ALTERNATIVA

1002009 350 350 AGILITAR 300 350

PCY 8D

PERFORADO PERFORADO PERFORADO PERFORANDO 100 100 100 100

ATA RW2 ATA 19D SHUA 33D SEC 39D SEC 43D SEC 40D

SEC 6 SEC 28 SEC 6 PAC 5

SSQ-22D PAY 6 GTA RW3 ATA 24D ATA 25D

6068 ft HABLAR CON LA VAS

SSQ-4 PAC 02 GTA 7 ATA 23 ATA 23 ATA 8 SHUARA 10

JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBREENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO

100SE ESPERA LLEGADA

DE ARQUEOLOGO

60 50 60

AGU-12D CDZ SE 2

PERFORADO PERFORADO TRASTEAR 100 100 50 100 60

V4DIR

SSF-RW-4 DRG E-8D DRG N-20D DRG E-12D SSF-133D SSF-131D SSF-125D COBRA-1

VERIFICAR PLAT. AGILITAR CONTRATACION

REINYECTOR DRG N-1 DRG E-1 SSF-17 SSF-35 SSF-29 EXPLORATORIO AGU-03

JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBREENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO

GERENCIA DE EXPLORACION Y DESARROLLOCRONOGRAMA DE PERFORACION - 2010

MODIFICADO MEDIANTE VIDEO-CONFERENCIA 2010-03-24 REPORTE 09/04/2010

AREA SHUSHUFINDI

ANEXO 4.

CORRELACIONES ESTRATIGRÁFICAS ESTRUCTURALES

138

CORRELACION ESTRATIGRAFICA-ESTRUCTURALSECOYA 4

TD=9526

1028 m SECOYA 20

TD=9450

588 m SECOYA 32

TD=9456

761 m SECOYA 31

TD=9520

Correlation

CALI

6 16IN

MNOR

50 0OHMM

MINV

50 0OHMM

SP

-100 100MV

GR

0.000 250API

Depth

TVD

Resistivity

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

ResM(N/A)

0.2 2000

ResD(ILD)

0.2 2000OHMM

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

RTCH(N/A)

0.2 2000

RT90(N/A)

0.2 2000

RT30(N/A)

0.2 2000

Porosity

NPHI

0.45 -0.15OHMM

RHOB

1.95 2.95GM/CC

DT

140 40US/FT

PEF(N/A)

0 10

RHOB

1.95 2.95GM/CC

Litho Curves

Limestone

Shale

Sandstone

Shale

Limestone

Shaly Sand

Sandstone

Sandstone

8700

8800

8900

9000

9100

9200

9300

9400

9500

Correlation

CALI

6 16IN

MNOR

50 0OHMM

MINV

50 0OHMM

SP

-100 100MV

GR

0.000 250API

Depth

TVD

Resistivity

RT1(HDRS)

0.2 2000OHMM

ResM(HMRS)

0.2 2000OHMM

ResD(HDRS)

0.2 2000OHMM

RT1(HDRS)

0.2 2000OHMM

RTCH(N/A)

0.2 2000

RT90(N/A)

0.2 2000

RT30(N/A)

0.2 2000

Porosity

NPHI

0.45 -0.15%

RHOB

1.95 2.95GM/CC

DT(DT8)

140 40US/FT

PEF

0 10B/E

RHOB

1.95 2.95GM/CC

Litho Curves

Limestone

Shale

Sandstone

Shale

Limestone

Shaly Sand

Sandstone

Sandstone

8700

8800

8900

9000

9100

9200

9300

9400

Correlation

CALI(CALX)

6 16IN

MNOR(N/A)

50 0

MINV(N/A)

50 0

SP(N/A)

-100 100

GR

0.000 250GAPI

Depth

TVD

Resistivity

RT1(N/A)

0.2 2000

ResM(N/A)

0.2 2000

ResD(M2R9)

0.2 2000OHMM

RT1(N/A)

0.2 2000

RTCH(N/A)

0.2 2000

RT90(N/A)

0.2 2000

RT30(N/A)

0.2 2000

Porosity

NPHI(CNCF)

0.45 -0.15PU

RHOB(ZDEN)

1.95 2.95G/C3

DT

140 40US/F

PEF(N/A)

0 10

RHOB(ZDEN)

1.95 2.95G/C3

Litho Curves

Limestone

Shale

Sandstone

Shale

Limestone

Shaly Sand

Sandstone

Sandstone

8700

8800

8900

9000

9100

9200

9300

9400

Correlation

CALI(HCAL)

6 16IN

MNOR(N/A)

50 0

MINV(N/A)

50 0

SP

-100 100MV

GR

0.000 250GAPI

Depth

TVD

Resistivity

RT1(N/A)

0.2 2000

ResM(N/A)

0.2 2000

ResD(N/A)

0.2 2000

RT1(N/A)

0.2 2000

RTCH(N/A)

0.2 2000

RT90(N/A)

0.2 2000

RT30(N/A)

0.2 2000

Porosity

NPHI(TNPH)

0.45 -0.15CFCF

RHOB(RHOZ)

1.95 2.95G/C3

DT(DTLN)

140 40US/F

PEF(PEFZ)

0 10

RHOB(RHOZ)

1.95 2.95G/C3

Litho Curves

Limestone

Shale

Sandstone

Shale

Limestone

Shaly Sand

Sandstone

Sandstone

8700

8800

8900

9000

9100

9200

9300

9400

9500

M2 M2

M2

M28864 M2

8847

M28832

M28937

US USUS

US8950 US

8932

US8924

US9010

UM UMUM

UM8980 UM

8960

UM8948

UM9051

UI UIUI

UI9032 UI

9003

UI9005

UI9092

BASE UIBASE UI

BASE UI

BASE UI9076 BASE UI

9062

BASE UI9064

BASE UI9149

MARCADOR CALIZ A B MARCADOR CALIZ A BMARCADOR CALIZ A B

MARCADOR CALIZA B9134




TSTS

TS

TS9170

TS9169

TS9153

TS9255

TI TITI

TI9220

TI9215

TI9204

TI9297

BASE TI BASE TIBASE TI

BASE TI9284 BASE TI

9262BASE TI

9271BASE TI

9343

HOLL IN HOLL INHOLL IN

HOLLIN9370 HOLLIN

9347

HOLLIN9348

HOLLIN9434

-8000 -8000

-8500 -8500

139

CORRELACION ESTRATIGRAFICA-ESTRUCTURALSHUARA 25

TD=9440

965 m SHUARA 22

TD=9410

905 m SHUARA 12

TD=9503

1358 m SHUARA 26

TD=9590

1821 m SHUARA 3

TD=9272

Correlation

CALI

6 16IN

MNOR

50 0OHMM

MINV

50 0OHMM

SP

-100 100MV

GR

0.000 250API

Depth

TVD

Resistiv ity

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

ResM(N/A)

0.2 2000

ResD(ILD)

0.2 2000OHMM

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

RTCH(N/A)

0.2 2000

RT90(N/A)

0.2 2000

RT30(N/A)

0.2 2000

Porosity

NPHI

0.45 -0.15%

RHOB

1.95 2.95GM/CC

DT(N/A)

140 40

PEF

0 10B/E

RHOB

1.95 2.95GM/CC

Litho Curves

Limestone

Shale

Sandstone

Shale

Limestone

Shaly Sand

Sandstone

Sandstone

8700

8800

8900

9000

9100

9200

9300

9400

Correlation

CALI

6 16IN

MNOR

50 0OHMM

MINV

50 0OHMM

SP

-100 100MV

GR

0.000 250API

Depth

TVD

Resistiv ity

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

ResM(N/A)

0.2 2000

ResD(ILD)

0.2 2000OHMM

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

RTCH(N/A)

0.2 2000

RT90(N/A)

0.2 2000

RT30(N/A)

0.2 2000

Porosity

NPHI

0.45 -0.15%

RHOB

1.95 2.95GM/CC

DT(DT8)

140 40US/FT

PEF(N/A)

0 10

RHOB

1.95 2.95GM/CC

Litho Curves

Limestone

Shale

Sandstone

Shale

Limestone

Shaly Sand

Sandstone

Sandstone

8700

8800

8900

9000

9100

9200

9300

9400

Correlation

CALI

6 16IN

MNOR

50 0OHMM

MINV

50 0OHMM

SP

-100 100MV

GR

0.000 250API

Depth

TVD

Resistiv ity

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

ResM(N/A)

0.2 2000

ResD(ILD)

0.2 2000OHMM

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

RTCH(N/A)

0.2 2000

RT90(N/A)

0.2 2000

RT30(N/A)

0.2 2000

Porosity

NPHI

0.45 -0.15%

RHOB

1.95 2.95GM/CC

DT

140 40US/FT

PEF(N/A)

0 10

RHOB

1.95 2.95GM/CC

Litho Curves

Limestone

Shale

Sandstone

Shale

Limestone

Shaly Sand

Sandstone

Sandstone

8700

8800

8900

9000

9100

9200

9300

9400

9500

Correlation

CALI

6 16IN

MNOR

50 0OHMM

MINV

50 0OHMM

SP

-100 100MV

GR

0.000 250API

Depth

TVD

Resistiv ity

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

ResM(N/A)

0.2 2000

ResD(ILD)

0.2 2000OHMM

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

RTCH(N/A)

0.2 2000

RT90(N/A)

0.2 2000

RT30(N/A)

0.2 2000

Porosity

NPHI

0.45 -0.15%

RHOB

1.95 2.95GM/CC

DT(N/A)

140 40

PEF

0 10B/E

RHOB

1.95 2.95GM/CC

Litho Curves

Limestone

Shale

Sandstone

Shale

Limestone

Shaly Sand

Sandstone

Sandstone

8700

8800

8900

9000

9100

9200

9300

9400

9500

Correlation

CALI

6 16IN

MNOR

50 0OHMM

MINV

50 0OHMM

SP

-100 100MV

GR

0.000 250API

Depth

TVD

Resistivity

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

ResM(N/A)

0.2 2000

ResD(ILD)

0.2 2000OHMM

RT1(ILD)

0.2 2000OHMM

RTCH(N/A)

0.2 2000

RT90(N/A)

0.2 2000

RT30(N/A)

0.2 2000

Porosity

NPHI(N/A)

0.45 -0.15

RHOB

1.95 2.95GM/CC

DT(N/A)

140 40

PEF(N/A)

0 10

RHOB

1.95 2.95GM/CC

Litho Curves

Limestone

Shale

Sandstone

Shale

Limestone

Shaly Sand

Sandstone

Sandstone

8700

8800

8900

9000

9100

9200

M 2M 2

M 2

M 2

M 28912

M 28790

M 28850

M 28834

M 28756

USUS

US

US

US9020

US8888

US8953 US

8950

US8864

UM UMUM

UM

UM9063

UM8949

UM9011

UM8981

UM8906

UIUI

UI

UI

UI9118

UI8996

UI9061

UI9032

UI8956

BASE UIBASE UI

BASE UI

BASE UI

BASE UI9187

BASE UI9060

BASE UI9117

BASE UI9086

BASE UI9018

M ARCADOR C ALIZA BM ARCADOR C ALIZA B M ARCADOR CALIZA B

M ARCADOR C ALIZA B

M ARCADOR CALIZA B9238





TSTS

TS

TS

TS9276

TS9150

TS9209

TS9191

TS9120

TITI

TI

TI

TI9313

TI9182

TI9261

TI9236

TI9162

BASE TIBASE TI

BASE TI

BASE TI

BASE TI9374

BASE TI9247

BASE TI9311

BASE TI9285

BASE TI9205

HO LLIN

HOLLIN

HOLLIN9314

HOLLIN9389

HOLLIN9364

-8000 -8000

-8500 -8500

140

ANEXO 5.

RESERVAS REMANENTES EN OFM

141

RESERVAS REMANENTES POZO SECOYA 04 ARENA “T”

SEC 04

142

RESERVAS REMANENTES POZO SECOYA 04 ARENA “Ui”

SEC 04

143

RESERVAS REMANENTES POZO SECOYA 20 ARENA “Ti”

SEC 20

144

RESERVAS REMANENTES POZO SECOYA 20 ARENA “Ui”

SEC 20

145

RESERVAS REMANENTES POZO SHUARA 03 ARENA “Us+BT”

SHU 03

146

RESERVAS REMANENTES POZO SHUARA 03 ARENA “Ui”

SHU 03

147

RESERVAS REMANENTES POZO SHUARA 03 ARENA “Us”

SHU 03

148

ANEXO 6.

SOLICITUD DE REACONDICIONAMIENTO #11 DEL SECOYA 20

151

ANEXO 7. COMPLETACIONES DE LOS POZOS EN ESTUDIO

152

COMPLET. ORIGINAL : 08-JUN-81WO # 8: 30-Jul-98

E.M.R. = 898' WO # 9: 12-Jul-02E.S. = 877' WO # 10: 01-Ene-06M.R. = 21' WO # 11: 20-Jun-07

TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL9 5/8", H-40, 32 #/P, 20 JTS

3 1/2" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1"

7" CASING (NO EXISTE REPORTE)


3 1/2" EUE, N-80, 9.3 #/P, 262 TUBOS CLASE "A"





ARENA "BT" ( 8 DPP )

9036' - 9038' ( 2' ) SQZ W.O. 01

9170' - 9178' ( 8' )

9178' - 9182' ( 4' ) SQZ W.O. 01

9200' - 9202' ( 2' ) SQZ W.O. 01

7" COLLAR FLOTADOR

ZAPATO GUIA DE FONDOCEMENTADO CON 630 Sxs CLASE "G"

SHUARA - 03 W. O. N° 11

8950'

ZAPATO GUÍA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 360 Sxs CLASE "A"

8236' - 8244' ( 8' )

9262'

9239'

PT(L) = 9254'PT(D) = 9272'

9030'

ARENA "T" ( 4 DPP )

977'

4494'

5948'

7059'

7527'

7810'

3 1/2" EUE, CAMISA ( ID =2,81" )

7" x 3 1/2" FHL PACKER

3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO CLASE "A"

3 1/2" EUE, CAMISA ( ID = 2,81' ) CERRADA

3 1/2" EUE, N-80, 19 TUBOS CLASE "A"

3 1/2" EUE, BULL PLUG

2757'

7" C.I.B.P. ( W.O. 01)

8184'

8187'

8221'

8191'

8846'

8149'

8807'8810'

8814'

ARENA "US" ( 10 DPP )8884' - 8898' ( 14' )

8881'

ARENA "UI" ( 4 DPP )8964' - 8972' ( 8' ) 8972' - 8998' ( 26' ) SQZ W.O. 01

9002' - 9016' ( 14' ) SQZ W.O. 01


7" x 3 1/2" FHL PACKER


3 1/2" EUE, CAMISA ( ID = 2,81' ) ABIERTA


EZ-DRILL ( W.O. 03)

153

COMPLETACION ORIGINAL: 16 - DIC - 80 RTE : 900' W.O. Nº 09 : 03 - NOV - 05 ES : 879' W.O. Nº 10 : 01 - JUN - 06 MR : 21' W.O. Nº 11 : 01 - JUL - 07

W.O. Nº 12 : 19 - JUN - 09

CASING SUPERFICIAL 10-3/4", H-40, 32.3 #/P, 27 TUBOS.

7" CASING

3 1/2" EUE, N-80, 290 TUBOS CLASE "A"(W.O. N° 12), NO DISPONIBLE EN TALLY

PROCEDENCIA

MANDRIL DANIEL PPR: 581996006

MANDRIL DANIEL PPR: 450199300-G

MANDRIL DANIEL PPR: 2730006-A



MANDRIL DANIEL PPR: 134694026

3 1/2" CAMISA (ID= 2.81") 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO

3 1/2" EUE, NOGO (ID = 2.75")

3 1/2" x 2 7/8" EUE, X - OVER

2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO 2 7/8" EUE, NO-GO (ID=2.25"), SERIE NGP 0004

2 7/8" EUE, NEPLO CAMPANA

ARENA "Ui" (10DPP)

9046´- 9058´ (12´)

ARENA " T " (4 DPP )

9182' - 9192' (10') 6 DPP.

9200' - 9212' (12') 6 DPP 9212' - 9216' (4') SQ. WO. Nº 4 9216' - 9224' (8') 8 DPP

9224' - 9231' (7') 14 DPP 9231' - 9240' (9') 4 DPP

9240' - 9252' (12') SQ. WO. Nº 3

9252' - 9262' (10') 4 DPP

W.O. N° 12

SECOYA-04

PT (L) = 9526'PT (D) = 9520'

9180' - 9182' (2') SQZ. WO . Nº 3

9192 - 9200' (8') SQ. WO. Nº 4

8978'

8691'

5020'

6844'

7984'

4058'

2488'

1000'

8982'

9019'

9021'

9115'

9237'

9326'

9355'

COLLAR FLOTADOR

ZAPATO GUIA SUPERFICIAL

ZAPATO GUIA DE FONDO CEMENTADO CON 652 Sxs TIPO "G"

7" CIBP ( W.O. N° 08 )

7" CIBP ( W.O. N° 04 )

7" X 2-7/8", PACKER "FH", SERIE KEP-007

8945'

154

COMPLETACION ORIGINAL: 31 - Ago - 91

EMR : 896' REACONDICIONAMIENTO Nº 07 : 07-Sep-2007

ES : 875' REACONDICIONAMIENTO Nº 08 : 07-Oct-2007

MR : 21' REACONDICIONAMIENTO Nº 09 : 20-Oct-2007

REACONDICIONAMIENTO Nº 10 : 01-Nov-2007

10 3/4" CASING SUPERFICIAL.K-55, 40.5 #/P, 59 TUBOS.

2464' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL

CEMENTADO CON 1100 SxS TIPO "G"

7" CSG. DE PRODUCCION

C-95, 26 # /P, 8RD, 288 TUBOS

3 1/2¨ EUE, N-80, 9.3 #/P, 283 TUBOS +

4 TUBOS CORTOS2489'

MANDRILES DANIELS DE 9.5' X 3 1/ 2"

4195' CON VALVULAS DANIELS DE 1.5"

5787'

7122'

8270'

Cementado en Comp.y pruebas

8742'

8839'

3 1/2" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=2.81")

3 1/2" EUE. N-80, 1 TUBO

3 1/2" x 2 7/8" EUE, X - OVER8872' 7" x 2 7/8" EUE, PACKER FH

2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

8912' 2 7/8" NO GO ( ID=2.25" )

2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

8945' 2 7/8" EUE, NEPLO CAMPANA

9036́ - 9048 ́ ( 12 ́) @ 10 DPP

Arena "Ti" ( 5 DPP ) 9100' CIBP (WO N° 03)

9203́ - 9210 ́( 7 ́) 9215´ - 9230´(15´)SQZ.WO N° 2

9342' C.O.T.D.

9373' COLLAR FLOTADOR

9439' ZAPATO GUIA DE FONDO CEMENTADA CON 1700 Sxs. TIPO "G".

8324́ - 8330 ́ ( 6́ ) SQZ(P.I)

SECOYA-20W.O. N° 10

Arena "BT" ( 4 DPP)8310́ - 8319 ́ ( 9́ ) SQZ(P.I)

Arena "Ui"

PT (L) = 9412´PT (D) = 9450´

9230́ - 9238 (́ 8 ́)9254´ - 9258´( 4´ )SQZ.WO N° 2

9028́ - 9032 ́ ( 4́ ) @ 5 DPP

155

ANEXO 8.

CURVA BOMBA REDA

157

ANEXO 9.

SELECCIÓN DEL MOTOR

159

ANEXO 10.

SELECCIÓN DEL HOUSIN, PROTECTOR E INTAKE

160

HOUSING

161

PROTECTOR

INTAKE

162

ANEXO 11.

GRÁFICA PARA SELECCIONAR LA CARRERA Y LA UNIDAD DE BOMBEO

164

ANEXO 12.

DATOS DE LAS BOMBAS Y VARILLAS

166

ANEXO 13.

RELACIÓN ADIMENSIONAL (F1/SKR) PARA CALCULAR LA CARGA MÁXIMA EN LA BARRA

PULIDA.

168

ANEXO 14.

SELECCIÓN DEL BALANCÍN

171

ANEXO 15.

RELACIÓN ADIMENSIONAL (F2/SKR) PARA CALCULAR LA CARGA MÍNIMA EN LA BARRA

PULIDA.

173

ANEXO 16.

RELACIÓN ADIMENSIONAL (2T/S2KR) PARA CALCULAR TORQUE MÁXIMO EN LA CAJA DE

ENGRANAJES

175

ANEXO 17.

VALOR DE AJUSTE (TA) PARA CORREGIR TORQUE

MÁXIMO (PARA WRF/SKR ≠ 0,3)

177

ANEXO 18.

SELECCIÓN DE LA CAJA DE ENGRANAJES

179

ANEXO 19.

RELACIÓN ADIMENSIONAL (F3/SKR) PARA CALCULAR LA POTENCIA DEL MOTOR

181

ANEXO 20.

RELACIÓN ADIMENSIONAL (SO/S) PARA CALCULAR LA CARRERA EFECTIVA DEL PISTÓN

183

ANEXO 21. UNIDAD DE RECUPERACIÓN DE VAPOR (VRU)

185

ANEXO 22. DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS ESTACIÓN DE

PRODUCCIÓN SECOYA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · producciÓn del sistema de levantamiento por gas lift _____ 113...

Documents

Transcript of ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · producciÓn del sistema de levantamiento por gas lift _____ 113...