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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
KARINA ALEXANDRA VALLEJO CULQUI
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 4.4 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.2 ___________________ 128
GRÁFICO 4.5 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.3 ___________________ 129
GRÁFICO 4.6 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.4 ___________________ 130
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
FUENTE: EP - Petroecuador
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”
FUENTE: EP - Petroecuador
ELABORADO POR: EP – Petroecuador
9
MAPA 1.3 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T SUPERIOR”
FUENTE: EP - Petroecuador
ELABORADO POR: EP - Petroecuador
10
MAPA 1.4 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U INFERIOR”
FUENTE: EP - Petroecuador
ELABORADO POR: EP - Petroecuador
11
MAPA 1.5 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U SUPERIOR”
FUENTE: EP - Petroecuador
ELABORADO POR: EP – Petroecuador
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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
SEPARADOR DE PRUEBA 5.000
SEPARADOR DE PRUEBA 5.000
19
SISTEMA GAS LIFT
EQUIPO MOTOR COMPRESOR
MARCA RMP HP MARCA RPM PSI
# 01 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500
# 02 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500
# 03 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500
# 04 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500
# 05 WHITE SUPERIOR 900 1408 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
EQUIPO MOTOR COMPRESOR
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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.
La tabla 2.2 muestra en detalle las instalaciones de superficie existentes en la
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
EQUIPO MOTOR COMPRESOR
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
EQUIPO MOTOR COMPRESOR
MARCA HP TIPO MARCA
COMPRESOR AIRE # 1 GENERAL E. 20 ELÉCTRICO QUINCY
COMPRESOR AIRE # 2 LISTER 29.5 MECÁNICO QUINCY
S/P* Sin Placa
FUENTE: Ingeniería en Petróleos; Área Libertador, Septiembre 2010
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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.
La tabla 2.3 muestra en detalle las instalaciones de superficie existentes en la
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
EQUIPO MOTOR COMPRESOR
MARCA MODELO RPM HP MARCA MODELO RPM PSI
# 01 WHITE SUPERIOR 16G825 900 1408 WHITE SUPERIOR MW / 64 450 / 900 1408
SISTEMA CAPTACIÓN GAS
EQUIPO MOTOR COMPRESOR
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
EQUIPO MOTOR COMPRESOR
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
FUENTE: Ingeniería en Petróleos; Área Libertador, Septiembre 2010
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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
SECOYA 2 COMPRESOR 1500 PSI 29.642 113.344
MOTOR 1504 HP 11.343 113.352
SECOYA 3 COMPRESOR 1500 PSI 44.481 105.436
MOTOR 1504 HP 10.275 105.436
SECOYA 4 COMPRESOR 1500 PSI 42.440 102.88
MOTOR 1504 HP 13.450 102.899
SECOYA 5 COMPRESOR 1500 PSI 69.089 69.089
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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.
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO
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.
-
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO
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”.
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO
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.
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO
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.
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO
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
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO
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.
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO
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´.
- Repunzonan el siguiente intervalo:
Arena “Ui” 8964’ - 8972’ (8’)
- Realizan prueba de producción.
- Repunzonan el siguiente intervalo:
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.
-
PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API
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
PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW API
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.
PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW API
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
PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API
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.
PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API
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”.
PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC METODO
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
PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC METODO
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:
TBR=3549, BFPD=600, BPPD=552, BSW=8%, SALINIDAD=42400 PPM CL,
THE=45
- Cierran pozo por 16 horas.
- Reversan Jet. Recuperan elementos Pwf = 1080 psi, Pws = 1987 psi. Bajan jet.
Continúan evaluando arena “Ui”:
TBR=5977, BFPD=504, BPPD=459, BSW=9%, SALINIDAD=42400 PPM CL,
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
PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC METODO
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.
PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC METODO
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.
PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC METODO
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
PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC METODO
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:
TBR = 668, BFPD = 384, BSW = 26%, BPPD = 284, THE = 37
- 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:
TBR = 1988, BFPD = 408, BSW = 26%, BPPD = 302, THE = 114
- 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
PRUEBAS FECHA ZONA BPPD BSW PC METODO
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)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
GRÁFICO 2.3 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEMP O
(SECOYA 04: “T”)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
51
GRÁFICO 2.4 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEMP O
(SECOYA 04: “U INFERIOR”)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
52
2.5.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SHUARA - 03
GRÁFICO 2.5 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEMP O
(SHUARA 03)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
GRÁFICO 2.6 BSW VS. TIEMPO (SHUARA 03)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
53
GRÁFICO 2.7 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEMP O
(SHUARA 03: “U” + ”BT”)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
GRÁFICO 2.8 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEM PO
(SHUARA 03: “U INFERIOR”)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
54
GRÁFICO 2.9 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEM PO
(SHUARA 03: “U SUPERIOR”)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
55
GRÁFICO 2.10 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIE MPO
(SHUARA 03: “T”)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager)
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
2.5.3 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SECOYA – 20
GRÁFICO 2.11 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEM PO
(SECOYA 20)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
56
GRÁFICO 2.12 BSW VS. TIEMPO (SECOYA 20)
FUENTE: OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
GRÁFICO 2.13 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEM PO
(SECOYA 20: “T INFERIOR”)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
57
GRÁFICO 2.14 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEM PO
(SECOYA 20: “U INFERIOR”)
FUENTE: Data EP Petroecuador en OFM (Oil Field Manager). Schlumberger
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
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.
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
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.
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
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.
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
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
FUENTE: Curso Avanzado BES, Schlumberger
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
FUENTE: Curso Avanzado BES, Schlumberger
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
FUENTE: Curso Avanzado BES, Schlumberger
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
Profundidad de operación 9052 ft � � � �
Volumen de operación 190 BFPD � � � �
Temperatura de operación 230 F � � � �
Manejo de gas 272 PCS/BBL Buena a Excelente Buena Excelente Bueno
Manejo de fluidos Adecuado a Bueno Adecuado Bueno Adecuado
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 �
Facilidades de Superficie � X X �
88
SECOYA 20 Mecánico Hidráulico
BES Pistón Jet
Profundidad de operación 9230 ft � � � �
Volumen de operación 1200BFPD � X � �
Temperatura de operación 238 F � � � �
Manejo de gas 139 PCS/BBL Buena a Excelente Buena Excelente Adecuado
Manejo de fluidos Adecuado a Bueno Adecuado Bueno 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 �
Facilidades de Superficie � 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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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).
GRÁFICO 4.4 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.2
FUENTE: Departamento de Ingeniería y Facilidades. Petroproducción ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
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).
GRÁFICO 4.5 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.3
FUENTE: Departamento de Ingeniería y Facilidades. Petroproducción ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
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.
GRÁFICO 4.6 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.4
FUENTE: Departamento de Ingeniería y Facilidades. Petroproducción ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
- 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)
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
133
GRÁFICO 5.2 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN ) VS. TIEMPO
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
-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)
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
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
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
136
GRÁFICO 5.4 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN ) VS. TIEMPO
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa
-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
MARCADOR CALIZA B9124
MARCADOR CALIZA B9119
MARCADOR CALIZA B9213
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
M ARCADOR CALIZA B9114
M ARCADOR CALIZA B9169
M ARCADOR CALIZA B9142
M ARCADOR CALIZA B9072
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
149
150
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" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1"
3 1/2" EUE, N-80, 9.3 #/P, 262 TUBOS CLASE "A"
3 1/2" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1"
3 1/2" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1"
3 1/2" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1"
3 1/2" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1"
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
3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO CLASE "A"
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' ) ABIERTA
3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO CLASE "A"
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: 2730015-A
MANDRIL DANIEL PPR: 2730018-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
156
157
ANEXO 9.
SELECCIÓN DEL MOTOR
158
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
163
164
ANEXO 12.
DATOS DE LAS BOMBAS Y VARILLAS
165
166
ANEXO 13.
RELACIÓN ADIMENSIONAL (F1/SKR) PARA CALCULAR LA CARGA MÁXIMA EN LA BARRA
PULIDA.
167
168
ANEXO 14.
SELECCIÓN DEL BALANCÍN
169
170
171
ANEXO 15.
RELACIÓN ADIMENSIONAL (F2/SKR) PARA CALCULAR LA CARGA MÍNIMA EN LA BARRA
PULIDA.
172
173
ANEXO 16.
RELACIÓN ADIMENSIONAL (2T/S2KR) PARA CALCULAR TORQUE MÁXIMO EN LA CAJA DE
ENGRANAJES
174
175
ANEXO 17.
VALOR DE AJUSTE (TA) PARA CORREGIR TORQUE
MÁXIMO (PARA WRF/SKR ≠ 0,3)
176
177
ANEXO 18.
SELECCIÓN DE LA CAJA DE ENGRANAJES
178
179
ANEXO 19.
RELACIÓN ADIMENSIONAL (F3/SKR) PARA CALCULAR LA POTENCIA DEL MOTOR
180
181
ANEXO 20.
RELACIÓN ADIMENSIONAL (SO/S) PARA CALCULAR LA CARRERA EFECTIVA DEL PISTÓN
182
183
ANEXO 21. UNIDAD DE RECUPERACIÓN DE VAPOR (VRU)
184
185
ANEXO 22. DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS ESTACIÓN DE
PRODUCCIÓN SECOYA
186
187