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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS “Factibilidad de Reemplazo del Sistema de Producción por Gas Lift en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha del Área Libertador” PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS ROBERTO ALEJANDRO OCHOA CELI [email protected] KARINA ALEXANDRA VALLEJO CULQUI [email protected] DIRECTOR: ING. FRANKLIN TITUAÑA MORALES CO-DIRECTOR: ING. ANGEL USHIÑA PUMA Quito, Febrero 2010 II DECLARACIÓN Nosotros, VALLEJO CULQUI KARINA ALEXANDRA, OCHOA CELI ROBERTO ALEJANDRO, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente. KARINA VALLEJO CULQUI ROBERTO OCHOA CELI III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Karina Alexandra Vallejo Culqui y Roberto Alejandro Ochoa Celi, bajo mi supervisión. ING. FRANKLIN TITUAÑA DIRECTOR DE PROYECTO ING. ANGEL USHIÑA 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 EPPetroecuador. 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 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 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 PICHINCHA 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 PRODUCCIÓN POR GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA 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 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT ________________________________________________________ 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 ___________________ 4.3.1 GENERACIÓN ELÉCTRICA ____________________________________ 4.3.1.1 SISTEMAS DE CAPTACIÓN DE GAS Y VAPOR _________________ 4.3.1.2 SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN _____________________________ 4.3.1.3 INTRODUCCIÓN A LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA. __ 4.3.1.3.1 CARACTERÍSTICAS DEL COMBUSTIBLE ___________________ 4.3.2 TRATAMIENTO TÉRMICO DEL CRUDO __________________________ 4.3.3 PLANTA DE PROCESAMIENTO DE PETROINDUSTRIAL ____________ 116 117 118 120 121 122 122 124 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 BSW VS. TIEMPO (SHUARA 03) ___________________________ 52 GRÁFICO 2.6 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. 2 MAPA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO LIBERTADOR FUENTE: EP - Petroecuador ELABORADO POR: EP - Petroecuador 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 CAMPO PICHINCHA SHUARA SECOYA PARÁMETROS PVT DE LAS ARENAS Y DE LOS FLUIDOS DE LOS CAMPOS PICHINCHA, SHUARA Y SECOYA ZONA Pb Tf º API GOR Boi GG (Psi) (ºF) (PCS/BF) (BL/BF) (aire = 1) U inf 1243 227 28 281 1,22 1,25 T 773 208 31,4 214 1,247 1,645 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 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 VOLUMEN IN YACIMIENTO SITU (BF) BASAL TENA 123.525.500 U SUP 138.644.000 U INF 686.787.000 T 340.217.000 TOTAL 1.289.173.500 FR (INICIAL) 15,00% 24,99% 41,00% 31,00% 34,15% API 19,80 29,50 27,90 31,80 RESERVAS ORIGINALES PRODUCCIÓN RESERVAS PROBADAS PROBABLES TOTALES ACUMULADA REMANENTES BLS BLS BLS Bls al 31/12/2009 Bls al 31/12/2009 18.530.060 0 18.530.060 3.704.834 14.825.226 34.647.136 0 34.647.136 25.935.218 8.711.918 281.582.670 0 281.582.670 202.249.638 79.333.032 105.467.270 0 105.467.270 94.850.357 10.616.913 440.227.136 0 440.227.136 326.740.047 113.487.089 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 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 PRODUCIENDO JULIO 2010. CAMPO MÉTODO BFPD BPPD BAPD PICHINCHA PPS 11773 1299,55 10473,5 SECOYA PPS PPG PPS PPG 32175 243 15248 276 59715 8620,9 128,79 1841,32 193,2 12083,76 23563,8 114,21 13549,9 82,8 47784,1 SHUARA TOTAL FUENTE: FORECAST, Julio 2010 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa Y MÉTODOS. POZOS BSW% 88,96 TOTAL POZOS 73,24 24 1 11 1 44 47,00 88,86 30,00 80,02 7 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 REINYECTORES ARENA AGUA AGUA REINYECTADA PRODUCIDA BLS BLS SHU-01 RW HOLLIN 3963 SHU -21 HOLLIN 8738 SEC-25 HOLLIN 2782 SEC-01 RW HOLLIN 16692 PIC-01 RW HOLLIN 12696 PIC-11 HOLLIN 1374 46245 TOTAL 12643 19188 14070 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 SHUARA PICHINCHA SECOYA PPS 11 7 24 PPG 1 0 1 CPS 8 6 7 TOTAL 42 2 21 POZOS CPH CPG 4 0 1 1 2 1 7 FUENTE: FORECAST, Julio 2010 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 2 CA 4 0 1 PR 2 2 2 5 6 TOTAL 30 17 38 85 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 ESTACIÓN SECOYA DE PRODUCCIÓN DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN TANQUES CANTIDAD SURGENCIA 1 OLEODUCTO LAVADO 3 1 CAPACIDAD DIÁMETRO ALTURA Bls Ft ft 32230 80 36 Cónico 80000 120 40.30 Flotante 80000 120 40.12 Flotante 80000 120 42 Flotante 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 TECHO LA 19 SISTEMA GAS LIFT MOTOR EQUIPO 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 LACT 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 MOTOR BOMBA REDUCTOR EQUIPO BOMBA QUINTUPLEX # 1 OLEOD. # 01 MARCA HP MARCA GPM MARCA RED. 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 MOTOR EQUIPO 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 MOTOR BOMBA EQUIPO MARCA MODELO Contra Incendios # 02 Agua DETROIT DDFP-T6FA 8401F Contra Incendios # 01 Espuma DEUZ S/P HP MARCA MODELO RPM GPM 341 AURORA 648120 1770 2.000 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 ESTACIÓN SHUARA DE PRODUCCIÓN DE 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 MOTOR EQUIPO MARCA U.S. MOTORS U.S. MOTORS Bomba de Transferencia 1 Bomba de Transferencia 2 BOMBA HP 100 100 MARCA DURCO DURCO SISTEMA CAPTACIÓN GAS MOTOR EQUIPO # 01 # 02 MARCA AJAX AJAX COMPRESOR RPM 270 / 300 270 / 300 HP 360 360 MARCA AJAX AJAX RPM 270 / 300 270 / 300 PSI 500 500 SISTEMA CONTRA INCENDIOS MOTOR MARCA Contra Incendios # 01 Contra Incendios # 02 MODELO DETROIT DETROIT BOMBA RPM 288 288 MODELO AURORA AURORA RPM 1750 1750 GPM 2.000 2.000 TANQUES CONTRA INCENDIOS UNIDAD CAPACIDAD 1 TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 3.000 BLS 1 TANQUE PROPORCIONADOR DE ESPUMA 2300 GLS LA 22 SISTEMA AUXILIAR EQUIPO BOMBA SUMIDERO MOTOR MARCA S/P* HP 5 BOMBA TIPO ELÉCTRICO MARCA S/P COMPRESORES EQUIPO COMPRESOR AIRE # 1 COMPRESOR AIRE # 2 MARCA GENERAL E. LISTER MOTOR HP TIPO 20 ELÉCTRICO 29.5 MECÁNICO COMPRESOR MARCA QUINCY 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 ESTACIÓN PICHINCHA. DE PRODUCCIÓN DE LA 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 MOTOR EQUIPO # 01 COMPRESOR MARCA MODELO RPM WHITE SUPERIOR 16G825 900 HP MARCA 1408 WHITE SUPERIOR MODELO RPM PSI MW / 64 450 / 900 1408 SISTEMA CAPTACIÓN GAS MOTOR EQUIPO MARCA MODELO COMPRESOR 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 MOTOR EQUIPO MARCA # 03 (D) Caterpillar BOMBA MODELO ARREGLO HP MARCA MODELO GPM 3406 7C6843 250 GASSO 2652 94 SISTEMA CONTRA INCENDIOS MOTOR EQUIPO # 01 # 02 MARCA GENERAL ELECTRIC DETROIT BOMBA HP 150 195 TIPO ELÉCTRICO DIESEL MARCA AURORA AURORA TANQUES UNIDAD CAPACIDAD 2 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 2000 BLS 1 TANQUE PROPORCIONADOR DE ESPUMA 1000 GLS GPM 1000 1000 24 SISTEMA COMPRESORES DE AIRE EQUIPO MOTOR COMP.A # 01 AJAX COMP.A # 01 SEP. COMPRESOR MARCA MODELO HP MARCA MODELO G. ELECTRIC G. ELECTRIC 5K256BC205 5K213BC205A 20 7,5 QUINCY 325 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 SECOYA 1 SECOYA 2 SECOYA 3 SECOYA 4 SECOYA 5 PICHINCHA 1 Descripción Horas Después Ultimo Overhaul Horas Totales operación COMPRESOR 1500 PSI 21.209 120.069 35.309 120.093 29.642 113.344 11.343 113.352 COMPRESOR 1500 PSI 44.481 105.436 MOTOR 1504 HP 10.275 105.436 COMPRESOR 1500 PSI 42.440 102.88 MOTOR 1504 HP 13.450 102.899 COMPRESOR 1500 PSI 69.089 69.089 680 69.089 COMPRESOR 56.776 56.776 MOTOR 1504 HP 12.081 56.776 MOTOR 1504 HP COMPRESOR 1500 PSI MOTOR MOTOR 1504 HP 1335 HP 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 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 Horas Totales Operación 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 PICHINCHA Y SHUARA EN LAS ESTACIONES 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 Acumulado mensual MSCF/M Promedio diario MSCF/D Gas de formación (producido) 24.490 790 Gas combustible 5.115 165 Gas captado (succión ajax) 18.600 600 775 25 ESTACION SECOYA ESTACION PICHINCHA Gas Quemado SECOYA, 27 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 ESTACION SHUARA 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 GAS ASOCIADO COMPRESOR DECOMPRESORES DE PISTÓN CON EQUIPOS AUXILIARES PISTÓN CON ESTACION GASODUCTOS ACCIONAMIENTO ACCIONAMIENTO PULMONES SISTEMA ACCESORIOS DE SISTEMA ENTRADA A CENTRAL A GAS ELECTRICO SHUARA 1 1 0 1 1 1 0 PICHINCHA 1 1 0 1 1 1 0 SECOYA 0 1 1 1 1 1 1 ELECTRICO VÁLVULAS DE GENERACIÓN 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. 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 SECOYA SECOYA - 04 COMPLETACION ORIGINAL: 16 − DICIEMBRE − 1980 PRUEBAS INICIALES: PRUEBA ARENA INTERVALO T/P [hrs.] BPPD 17-dic-80 “T” 9180’ - 9256’ 3 17-dic-80 “T” 9180’ - 9256’ 1 18-dic-80 “ Ui ” 9046’ - 9058’ 3 BSW °API a PC [%] 60 °F [psi] 1713 0.2 33.9 525 1176 0.2 33.9 560 502 0.4 28.4 25-40 OBSERVACION 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 etapas 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 por 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 completación 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 completación 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 completación 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” con 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 completación 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 por 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 "Ui" 08-jun-07 170 176 148 28 16 30 "Ui" 03-jul-07 100 240 77 163 68 30 Horas OBSERVACIONES Evaluadas 8 ANTES DE W.O. 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 ANTES Ui 30-may-09 140 98 DESPUES Ui 04-jul-09 150 180 BAPD API 60° F 67 19 32 104 76 40 BFPD BPPD OBSERVACIONES 2.4.2 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SHUARA SHUARA - 03 COMPLETACION INICIAL: 08 – JUNIO – 81 PRUEBAS INICIALES: T/P PRUEBA ZONA INTERVALO [%] °API a 60 0 F [psi] BSW BPPD [hrs] Pc OBSERVACIÓN 01-jun-81 Ui 9002´-9016´ 3 1456 0.2 27 560 06-jun-81 Ui 8964´-8998´ 9002´-9016´ 3 2068 0.2 26.6 100 Estrangulador ½” 07-jun-81 Us 8884´-8898´ 4 2170 0.2 31.1 200 08-ago-81 T 9172´-9182´ 2½ 1181 0.2 32.3 500 Estrangulador ½” 08-ago-81 T 9172´-9182´ 2½ 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 para 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 ANTES DESPUÉS ARENA MÉTODO BPPD BSW API No hay reporte de pruebas 20-oct-92 “ Us “ PPG 386 1.0 29.8 (W.O. # 05) (01-Febrero-94): Mantenimiento preventivo (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 ANTES DESPUÉS API CERRADO 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 Gas 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, BSW F = 100 %, THE= 10 Prueba Fecha Zonas Método BPPD BSyA PFT PFM ANTES 30-Jun-02 "Us" PPG 442 1 140 38 DESPUÉS 07-Ago-02 "Us" PPG 316 1.0 130 40 Observaciones (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 PRUEBA YACIMIENTO ANTES " U SUPERIOR " DESPUES " U SUPERIOR " FECHA 21-Jun-07 THE = 6 BSW f = 100 % TBR = 90 P.Cab PSI BFPD BPPD BAPD 100 47 38 9 100 432 0 432 Salin PPM-CINa BSW % 20 4600 100 42 2.4.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO PICHINCHA SECOYA - 20 PRUEBAS INICIALES FECHA ARENA 21-Ago-91 “T” INTERVALO BPPD BSW MET. NI NF 9203’ – 9210’ 1135 1.2 PPF ---- ---- 8310’ – 8319’ 0 100 Pistoneo 4000 2800 8324’ – 8330’ Salinidad = 65000 PPM Cl. BR = 307 9215’ – 9234’ 23-Ago-91 “BT” Nota: “BT” queda con tapón balanceado COMPLETACIÓN ORIGINAL - 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 de 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 levantamiento 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 fases 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 ANTES 23-Ago-04 Ui DESPUES 21-Nov-04 Ui BPPD BSW PC METODO BES off fases a tierra 533 12.0 180 PPG (W.O. # 05) (12-Diciembre-05): Cambio de completacion 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 ANTES 09-Dic-05 Ui DESPUES 16-Dic-05 Ui BPPD BSW PC METODO Inicia W.O. daño en tercer mandril 289 18 180 PPG (W.O. # 06) (16-Julio-07): Punzonar y repunzonar arena “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 (Repunzonan) 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 ANTES 03-Jul-07 DESPUES 27-Jul-07 ZONA BPPD BSW PC METODO Comunicación Tubing-Casing 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 ANTES 17-Ago-07 DESPUES 15-Sep-07 ZONA BPPD BSW PC METODO BES Atascada 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, BPPD BSW = 100%, Bsw % BAPD ° API Condensado THE = 4 MPCPD Tc °F Horas Evaluadas YACIMIENTO FECHA 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 completacion Gas Lift por packer desasentado - Desasientan empacadura a 8901' con 80000 lbs de tensión (centralizadores de tbghanger 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 "Ui" 28-Oct-07 "Ui" 03-Nov-07 2.5 BFPD BPPD BAPD Bsw % Gravedad Especifica Sg. ° Api Condensado OBSERVACIONES Prueban TBG con 3000 psi, OK. Prueban BHA, detectan packer desasentado 432 310 122 28.3 27.5 Produce con MTU 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. TIEMPO (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. TIEMPO (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. TIEMPO (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. TIEMPO (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. TIEMPO (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. TIEMPO (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. TIEMPO (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. TIEMPO (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. TIEMPO (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. TIEMPO (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. TIEMPO (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 PETROFISICA POZOS EN ESTUDIO POZO ARENA T-inferior T-superior U-inferior SHUARA-03 U-media U-superior Basal Tena T-inferior T-superior U-inferior SECOYA-20 U-media U-superior Basal Tena T-inferior T-superior U-inferior SECOYA-04 U-media U-superior Basal Tena TOPE ft BASE ft ZONA PAGO ft Porosidad Saturación 9160 9123 8958 8910 8864 8222 9200 9168 9004 8970 8930 8300 9214 9167 9028 8990 8949 8310 9208 9160 9016 8958 8910 8245 9262 9200 9062 9004 8970 8348 9280 9214 9080 9028 8990 8340 19 0 44,25 0 16 0 44,25 0,75 13,5 0 3,5 0 64,75 27,25 12,5 0 0 5 0,1362 ········ 0,1586 ········ 0,195 ········ 0,1505 ········ 0,1851 ········ 0,1579 ········ 0,1668 0,1228 0,1694 ········ ········ 0,1783 0,3046 ········ 0,2769 ········ 0,2384 ········ 0,2825 ········ 0,323 ········ 0,5127 ········ 0,1188 0,4414 0,3538 ········ ········ 0,3407 FUENTE: EP – Petroecuador Gerencia de Exploración y Producción. Diciembre 2010. ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa 59 TABLA 2.9 PETROFISICA POZOS VECINOS PETROFISICA POZOS VECINOS POZO ARENA TOPE ft BASE ft ZONA PAGO ft Porosidad Saturación 0,1481 ········ 0,1649 0,1479 0,1259 ········ 0,1406 0,1147 0,1393 0,1218 0,1234 0,3933 ········ 0,2955 0,3953 0,3462 ········ 0,3131 0,5358 0,2621 0,544 0,3486 0,1591 0,1403 0,1709 ········ 0,1409 ········ 0,1342 0,1641 0,1759 ········ 0,1252 0,1385 0,4728 0,4174 0,3836 ········ 0,3907 ········ 0,4644 0,304 0,3565 ········ 0,398 0,4479 0,16 0,12 0,13 0,165 0,15 0,15 0,15 0,189 0,43 0,39 0,393 0,355 0,39 0,39 0,389 0,484 SHUARA 03 SHUARA-12 SHUARA-22 SHUARA-25 SHUARA-26 T-inferior 9240 T-superior 9210 U-inferior 9052 U-media 9014 U-superior 8953 Basal Tena 8352 T-inferior 9182 T-superior 9150 U-inferior 8998 U-media 8956 U-superior 8888 Basal Tena 8266,577 T-inferior 9314 T-superior 9280 U-inferior 9104 U-media 9070 U-superior 9020 Basal Tena 8380 T-superior 9190 T-inferior 9236 U-inferior 9032 U-media 8986 U-superior 8950 Basal Tena 8280 9313 9240 9115 9052 9014 8376 9248 9182 9060 8998 8956 8312 9371 9314 9188 9104 9070 8420 9236 9280 9086 9032 8986 8324 30,25 0 51,5 9,5 33 0 48 1 51,5 5,25 36,25 0 11,5 8,5 46,5 0 21,5 0 2,75 37 42 0 3,5 5 SECOYA 04 - SECOYA 20 SECOYA-32 SECOYA-31 T-inferior T-superior U-inferior Basal Tena T-inferior T-superior U-inferior U-superior 9204 9132 8990 8298 9252 9252 9091 9010 9276 9204 9064 8327 9291 9291 9150 9060 21 10 12 10 10 10 14 12 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. 60 TABLA 2.10 ANÁLISIS DE LAS ZONAS EN LOS POZOS DE LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA POZO Fecha POZO EN ESTUDIO Prueba de producción antes del cierre BFPD BPPD BSW Zona 7-ene-01 113 113 0 Us+BT 31-jul-10 274 164 40 Us ago-89 152 38 75 Ui oct-84 164 120 27 Ti SUARA 03 Ts 23-ago-91 17-dic-09 323 0 100 BT 6 98 Ui Us SECOYA 20 10-mar-00 1584 143 91 Ti Ts BT 24-may-10 60 32 47 Ui Us SECOYA 04 Ti 17-jul-97 1459 219 85 Ts Estado de Reservas la zona Remanentes [BN] Zona cerrada por bajo 75.269 aporte y CPS Produciendo 390.557 Zona aislada con Ez-drill a 8950' en el W.O#03 del 43.831 27-Ene-92 Zona aislada con CIBP a 9030' en el W.O#01 del 82.286 13-May-85 No prospectiva. Sin características petrofísicas Zona Disparada. No produjo. Zona cerrada por alto 166.327 BSW y baja producción Zona invadida. No prospectiva W.O#11 suspendido por 179.007 problemas en el casing No prospectiva por caracterísitcas petrofísicas No prospectiva. Produjo crudo pesado Produciendo 527.709 No tiene características petrofísicas Zona cerrada debido a invasión de agua desde 215.612 9170' a 9245' en el W.O.#04 del 06-Sep-97 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. 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 2 productividad (>0.5 bl/día/Ib/pg ) 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 BOMBEO 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 ELECTROSUMERGIBLE 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 BOMBA 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 PCP 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 LEVANTAMIENTO Mecánico Profundidad de PCP LA SELECCIÓN DEL TIPO Hidráulico Gas Lift DE BES Pistón Jet 100 - 11.000' 2.000 - 4500' 5.000 - 1.0000' 7.500 - 10.000' 5.000 -10000' 1.000 - 10.000' 5 - 1.500 5 - 2.200 100 - 10.000 50 - 500 300 - 4.000 200 - 20.000 100 - 350 75 - 150 100 - 250 100 - 250 100 - 250 100 - 275 Bueno Excelente Bueno operación (TVD) Volumen de operación [BFPD] Temperatura de operación [ºF] Manejo Bueno a de gas Excelente Manejo de Moderado a sólidos Bueno Manejo Moderado a de fluido Bueno ºAPI Fuerza Motriz Aplicación general Moderado Bueno a Excelente Bueno Excelente Moderado Bueno Moderado Excelente Excelente Moderado Bueno Moderado >8 < 35 > 15 >8 >8 > 10 Workover o Workover o Wireline o Hidráulico o Hidráulico o Workover o Pulling Rig Pulling Rig Workover Rig Wireline Wireline Pulling Rig Limitado Bueno Excelente Bueno Excelente Excelente 45% - 60% 40% - 70% 10% - 30% 45% - 65% 15% - 30% 35% - 60% del sistema Eficiencia FUENTE: Artificial Lift Systems, Weatherford Parámetros Costos Mecánico Hidráulico BES PCP Gas Lift Operacionales Capital inicial Operación Instalación Frecuencia de Workover Frecuencia de paradas Tiempo de vida útil, año/pozo Operación por Wireline Alto Medio Moderado Medio Alto Alto Moderado Medio Bajo Alto Con rig Alto Baja Muy bajo Imposible Con o sin rig Moderado Moderada Bueno Imposible Con rig Alto Alta Medio Difícil Con rig Alto Moderada Bueno Difícil Sin rig Bajo Baja Muy bueno Difícil 87 Parámetros Producción Alto caudal Alto corte de agua Alta RGP Crudo pesado Producción de arena Mecánico Hidráulico BES PCP Gas Lift Bajo Bajo Bajo Alto Moderado Bajo Bajo Bajo Bajo Moderado Alto Alto Bajo Bajo BAjo Alto Alto Moderado Alto Alto Alto Moderado Bajo Bajo 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 Profundidad de operación 8891 ft Volumen de operación 240 BFPD Temperatura de operación 230 F Manejo de gas 162 PCS/BBL Manejo de fluidos API 29 Hidráulico BES Pistón Jet Buena a Excelente Buena Excelente Bueno Adecuado a Bueno Adecuado Bueno Adecuado Aplicación General del Sistema Limitada Buena Excelente Excelente Eficiencia 45 a 60% 45 a 65% 15 a 30% 35 a 60% X X X BSW 30% Facilidades de Superficie SECOYA 04 Mecánico Profundidad de operación 9052 ft Volumen de operación 190 BFPD Temperatura de operación 230 F Manejo de gas 272 PCS/BBL Manejo de fluidos API 30 Hidráulico BES Pistón Jet Buena a Excelente Buena Excelente Bueno Adecuado a Bueno Adecuado Bueno Adecuado Aplicación General del Sistema Excelente Buena Excelente Excelente Eficiencia 45 a 60% 45 a 65% 15 a 30% 35 a 60% X X X X X BSW Facilidades de Superficie 50% 88 SECOYA 20 Profundidad de operación 9230 ft Volumen de operación 1200BFPD Temperatura de operación 238 F Manejo de gas 139 PCS/BBL Manejo de fluidos API Hidráulico Mecánico BES Pistón Jet Buena a Excelente Buena Excelente Adecuado Adecuado a Bueno Adecuado Bueno Adecuado 30 X Aplicación General del Sistema Limitada Buena Excelente Excelente Eficiencia 45 a 60% 45 a 65% 15 a 30% 35 a 60% X X X X X BSW 70% Facilidades de Superficie = 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 SHUARA 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] Temperatura de la formación= 230 [ºF] Factor volumétrico agua Eficiencia de flujo (EF)= 1 (βw)= 1,046[BLS/BF] Reservas= 390.557 BLS 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 1 0,2 233 860 860 $ 0,8 $ 1592 1592 378,32 '()* TABLA 3.5 Pwf 1592 1500 1400 1300 1200 1100 1000 800 600 500 400 200 0 DATOS PARA DETERMINAR “n” Pwf' 1592 1500 1400 1300 1200 1100 1000 800 600 500 400 200 0 Pwf'/Pr 1 0,94221106 0,87939698 0,81658291 0,75376884 0,69095477 0,6281407 0,50251256 0,37688442 0,31407035 0,25125628 0,12562814 0 q/qmax 0 0,10134845 0,20544936 0,30323729 0,39471225 0,47987425 0,55872326 0,69748239 0,81098962 0,85827378 0,89924497 0,96224843 1 q 0 38,3420603 77,7254274 114,720476 149,327207 181,545619 211,375714 263,870948 306,812909 324,701412 340,201597 364,037013 378,319156 2 2 (Pr -Pwf ) 0 284464 574464 844464 1094464 1324464 1534464 1894464 2174464 2284464 2374464 2494464 2534464 91 GRÁFICO 3.12 DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE TURBULENCIA q vs (Pr2-Pwf2) Pr2-Pwf2 10000000 n= 1/m= 1,05252 1000000 100 1000 q 233 1592 860 +,,-- 0,000060934 60,934 · 1001 TABLA 3.6 DATOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR Pwf [psi] 1592 1500 1400 1300 1200 1100 1000 800 600 500 400 200 0 Q [BFPD] 0 33,490 70,176 105,267 138,301 169,050 197,373 246,391 284,862 300,049 312,503 329,148 334,705 92 GRÁFICO 3.13 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR PARA EL POZO 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 2 23 · 1 (45 6 27 · (45 141,5 · 1 (45 6 27 · (45 131,5 6 º9: 2 141,5 · 1 0,3 6 1,03 · 0,3 131,5 6 29 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 828,61 695 0,433 · 0,9261 9( 8557,81 'B* 5. Cálculo de la temperatura de entrada a la bomba (TEB): I( I= 6 I( 100 'º* 6 I I= · 9( H< 230 100'º* · 8557,81 'B* 8891 'B* I( 225,13 'º* 6. Cálculo del levantamiento neto (Hd): JK 9( JK 8557,81 ( 0,433 · 2 695 0,433 · 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 100 +,L +,L$ · H 34,3$ :)M,L1-- 2,083 · 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] 100 +,L- 240 +,L2,083 · 120$ · 34,3$ B 2,992M,L1-B <@K>KG= B 0,2627 N O 1000 B B <@K>KG= B · 9( 0,2627 N O · 8557,81 'B* 1000 B 2,2483 'B* 8. Cálculo de la presión de cabeza en pies (Pd): K K P 0,433 · 2 210 0,433 · 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 D475N 400 Caudal Caudal Caudal Mínimo Óptimo Máximo 200 [BFPD] 460 [BFPD] 625 [BFPD] Pies/etapa HP/etapa 29 0,13 12. Cálculo del número de etapas (Ne): W@ I)J 7350,59 252,72 Y 253 <>@=/@B?<? 29 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 · 2 306 · 0,13 · 0,9261 30 @B?<? 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 540 Tipo S HP 38 Voltios 1430 Hz 60 Amperios 16,5 Diámetro externo [in] 5,4 15. Cálculo de la velocidad del fluido QZ[\]^3 0,0119 · _ Z[\]^3 e ):`a]b )3c3d QZ[\]^3 0,0119 · N 240 O 6,276 5,4 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 [ hcd^ ^h [ g3g 100 · R?=[]gdh [ hcd^ ^h [ g3g · ST QGFiH@Ej3c[ %R?=[]gdh [ hcd^ ^h [ g3g 100 · 0 · 5,156 270,86 97 %R?=[]gdh [ hcd^ ^h [ g3g 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 Serie Tipo 540 LSL Serie 540 INTAKE Tipo ARZ-ZS intake, 540/540 HOUSING=150 Máximo Nº de etapas 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 · 1,354 178 'Q* 1000 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 1,73 · 1608 · 16,5 lQ9 1000 lQ9 45,88 Y 46 20. Resultados: TABLA 3.7 RESULTADOS DEL POZO SHUARA 03 DISEÑO DE BES POZO SHUARA 03 Arena "Us" Pr año 2010 [psi] 1592 Pwf año 2010 [psi] 860 n C Temp. Superficie 1,053 6,088E-05 100 [ºF] Q año 2010 233 [BFPD] Temp. Formación 230 [ºF] Q vs Pwf Pwf [psi] 2000 Q deseado 240 BFPD 1500 1000 500 0 0 50 100 150 200 250 300 350 400 Q [BFPD] API BSW G.E. oil G.E. water G.E. gas IP GOR Prof. media perf. Pb Pwh Q deseado DE Casing DE Tubing Observación: Datos 29 30% 0,882 1,03 1,45 0,318 162 8891 595 210 240,00 7 [bls/psi] [PCS/bls] [ft] [psi] [psi] [BFPD] Cálculos Pwf @ Q deseado 837,283 G.E. mezcla 0,926 PEB 695 Ft 0,263 Hd 6803 TDH 7329 Volumen total 270,864 Velocidad fluido 0,28 Tipo de Cable Nº 2 CV 15 Fc 1,354 [pulg] Pvc [psi] [psi] [ft] [ft] [ft] [BY] [ft/seg] Datos para la construcción de la curva IPR Pwf 1592 1500 1400 1300 1200 1100 1000 800 600 500 400 200 0 Bomba D 475N ft/etapa HP/etapa Ne HP Motor HP Voltios Amperios Intake Protector 177,43 Housing= 70 3 1/2 [pulg] KVA 45,88 No existe bombas D475N de 253 etapas, adquirir 2 bombas D475N de 124 y 142 etapas Máximo Nº etapas Housing= 80 Máximo Nº etapas ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa Q 0 33,49 70,18 105,27 138,30 169,05 197,37 246,39 284,86 300,05 312,50 329,15 334,71 Serie 400 29 0,13 253 30 540 38 1430 16,5 540 540 124 142 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`]3ha G.ahc]hc3 g3g `3ddhb]^ 2505 '<=>* 0,404 N <=> O · 9052 8712'B* B `3ddhb]^ 2367,37 '<=>* `3ddhb]^ mZ[\]^3 G.h^] ohdZ3d`]3ha G.ahc]hc3 g3g `3ddhb]^ 826 '<=>* 0,404 N <=> O · 9052 8712'B* B `3ddhb]^ 688,37 '<=>* Entonces, 1 0,2 0,8 306 688,37 688,37 1 0,2 2367,37$ 0,8 2367,37$ 354,732 '()* 101 TABLA 3.9 DATOS PARA DETERMINAR “N” Pwf 2367,37 2350 2300 2000 1800 1600 1400 1000 800 600 400 200 0 Pwf' 2367,37 2350 2300 2000 1800 1600 1400 1000 800 600 400 200 0 Pwf'/Pr 1,000 0,993 0,972 0,845 0,760 0,676 0,591 0,422 0,338 0,253 0,169 0,084 0,000 q/qmax 0 0,0132 0,0506 0,2601 0,3854 0,4994 0,6019 0,7728 0,8411 0,8979 0,9434 0,9774 1 q 0,00 4,67 17,94 92,25 136,73 177,15 213,53 274,13 298,35 318,52 334,64 346,71 354,73 2 2 (Pr -Pwf ) 0 81931,25 314431,25 1604431,25 2364431,25 3044431,25 3644431,25 4604431,25 4964431,25 5244431,25 5444431,25 5564431,25 5604431,25 GRÁFICO 3.14 DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE TURBULENCIA q vs (Pr2-Pwf2) Pr2-Pwf2 10000000 n=1/m= 1,02472 1000000 q 100,00 306 2367,37 688,37 +,,Mp 4,0706 · 100- 1000,00 102 TABLA 3.10 DATOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR Pwf [psi] 2367,37 2350 2300 2000 1800 1600 1400 1000 800 600 400 200 0 Q [BFPD] 0,00 4,41 17,50 92,98 138,35 179,25 215,53 273,89 295,85 312,96 325,20 332,54 334,99 GRÁFICO 3.15 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR PARA EL POZO SECOYA 04 DE LA ARENA “U INFERIOR” Q vs. Pwf 2500 Pwf [psi] 2000 Q deseado 190 BFPD 1500 Q vs Pwf 1000 Q vs Pb 500 0 0 100 200 300 Q [BFPD] 400 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. 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: 1 8,12 r 100p l 1 · q l >E N O · 8712 'B* 0,0071 '>E⁄F;=* F;= B 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: 4288 · 0,0071 G 0,233 130 4 l 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: Despejando No’: WG W·q W WG 245000 · C 245000 · C 245000 · 1,077 30 C<H q 8712 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: W W·q 9,49 · 8712 0,313 WG 245000 · C 245000 · 1,077 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 · 4 · l 4l 130 1 0,49 · 9004,62 'F;=* 0,0071 1 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 · 4 · l 4l 130 2 0,23 · 4226,66 'F;=* 0,0071 2 La carga mínima en la barra pulida (MPRL) se obtiene de la siguiente relación: utq 5 2 utq 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: 2I 0,38 4 l 108 Entonces: I 0,38 · 2I 4 l I · 4 l 2 130 453,91 'uq;= >E* 2 · 0,0071 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 13905,93 · 0,0071 0,7567 4l 130 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 0,0095909 0,1 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 v tJ · 4 · l · W · 2,53 · 1001 4 l 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 DISEÑO DE BOMBEO MECÁNICO POZO SECOYA 04 Arena "Uinferior" n 1,025 Pr año 2010 [psi] 2505 C 4,071E-05 Pwf año 2010 [psi] 826 Temp. Superficie 90 [ºF] Q año 2010 306 [BFPD] Temp. Formación 231 [ºF] Pwf [psi] Q vs Pwf 2500 2000 1500 1000 500 0 Q deseado 190 BFPD 0 50 100 150 200 250 300 350 400 Q [BFPD] Datos API 30 BSW 50% G.E. water 1,05 G.E. gas 1,129 IP 0,185 GOR 272 Prof. media perf. 9052 Pb 1085 Pwh 100 Datos supuestos Velocidad bombeo 9,49 Diámetro pistón 1,25 Cálculos Pwf @ prof.bomba 688 [bls/psi] Pr @ prof.bomba 2367 [PCS/bls] G.E. mezcla 0,9381 [ft] Carrera varilla pulida 130 [psi] PPRL 22911 [psi] MPRL 9679 Q deseado [BFPD] DE Casing DE Tubing Grad. Fluido Prof. Bomba Nivel de fluido Nº de varilla 190 PT [SPM] [pulg] [psi] [psi] [psi] [pulg] [lbs] [lbs] 450 [Mlbs-in] 7 [pulg] CBE 17013 [lbs] 3 1/2 0,404 8712 8604 76 [pulg] [psi/ft] [ft] [ft] PRHP Sp PD 17,2 111,8 [pulg] 193 [BFPD] Datos para la construcción de la curva IPR Pwf Q 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 Balancin Capacidad 25,6 [Mlbs] Trabajaria a un 89,5% de max.capacidad Caja de engranajes Capacidad 640 [Mlbs-in] Trabajaria a un 70,2 % de max.capacidad Motor HP 34,415 Unidad de bombeo: Convencional Tuberia de produccion: anclada Combinación varillas 30,6% de 7/8" 2666 [ft] 69,4% de 3/4" 6046 [ft] 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, 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 DISEÑO DE BES POZO SECOYA 20 Arena "Tinferior" Pr año 2010 [psi] 3522 Pwf año 2010 [psi] 2411 n C Temp. Superficie 1,062 8,797E-05 90 [ºF] Q año 2010 1536 [BFPD] Temp. Formación 238 [ºF] Q vs Pwf Q deseado 1200 BFPD Pwf [psi] 4000 3000 2000 1000 0 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Q [BFPD] API BSW G.E. oil G.E. water G.E. gas IP GOR Prof. media perf. Pb Pwh Q deseado Datos 30 70% 0,876 1,03 1,5392 1,382538 139 9230 555 210 1200,00 [bls/psi] [PCS/bls] [ft] [psi] [psi] [BFPD] Cálculos Pwf @ Q deseado 2679,556 G.E. mezcla 0,984 PEB 655 Ft 5,159 Hd 2940 TDH 3456 Volumen total 1271 Velocidad fluido 1,40 Tipo de Cable Nº 2 CV 15 Fc 1,354 DE Casing 7 [pulg] Pvc DE Tubing 3 1/2 [pulg] KVA 185 79,64 ELABORADO POR: Karina Vallejo - Roberto Ochoa [psi] [psi] [ft] [ft] [ft] [BY] [ft/seg] Datos para la construcción de la curva IPR Pwf Q 3522 0 3000 761,47 2597 1306,53 2411 1536,00 1800 2179,67 1200 2636,96 1000 2749,48 800 2841,75 600 2913,63 500 2941,90 400 2965,04 200 2995,91 0 3006,21 Serie Bomba DN1100 400 ft/etapa 20 HP/etapa 0,3 Ne 173 HP 51 540 Motor HP 63 Voltios 1073 Amperios 36,6 540 Intake 540 Protector Housing=100 Máximo Nº etapas 185 113 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 GAS 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 EPPetroecuador 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. Peso molecular Temperatura crítica, R Presión crítica, psia Poder calorífico neto, BTU/PCS Número octano Factor de desviación gas Viscosidad gas, cp Compresibilidad gas, 1/psia Factor volumétrico gas, PC/PCS 8,0 32,810 504,209 728,661 1249,413 83,836 0,984 0,0094 0,02224 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 CAPTACIÓN DIAGRAMA DE FLUJO DE UNA ESTACIÓN DE CAPTACIÓN 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. 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 ESTACIÓN. 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 x, W 1 6 > 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 x, W :G 1 6 I:t 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 Movilización de la Torre Costo (USD) 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 Costo (USD) Operación - Compañía - Material 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 SELECCIONADOS OBJETIVO DEL POZOS SUARA 03 REACONDICIONAMIENTO Cambio a sistema de DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN A INCREMENTO DE LOS POZOS COSTO TIEMPO DE ESTIMADO REPARACIÓN ANTERIOR RECUPERARSE PRODUCCIÓN BPPD BPPD BPPD USD DÍAS 164 168 4 662.500 10 32 95 63 562.900 10 67 360 293 662.500 10 263 623 360 1.887.900 30 Levantamiento BES SECOYA 04 Cambio a sistema de Levantamiento Mecánico SECOYA 20 Cambio a sistema de Levantamiento BES TOTAL 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 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 ECONÓMICO LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS 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 623 COSTO TIEMPO DE Producción Estimada (BPPD) ESTIMADO REPARACIÓN Costo operativo (USD/BBL) POZOS USD SHUARA 03 DÍAS 662.500 SECOYA 04 562.900 10 10 SECOYA 20 662.500 10 TOTAL 1.887.900 30 9 Declinación de producción (%/año) 14,95 30 Período (días) Producción promedio / pozos 207,67 productores (BPPD) Costo promedio / pozos 629.300 productores (USD) 88,02 Precio estimado de venta del crudo (USD) Tasa de actualización estimada mensual (%) 1 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. MES PERÍODO TABLA 5.5 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN MENSUAL DECLINACIÓN DEL 1,246% MENSUAL) (INCLUYE Producción de los 2 pozos Producción de 1 pozo que entran a producir en el segundo mes que entra a producir en el tercer mes Diaria Mensual BPPD BPPD BPPD BPPM Producción Producción 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 TABLA 5.6 CÁLCULO DEL VAN Y TIR (SE CONSIDERA EQUIPO DE BOMBEO MECÁNICO NUEVO) Mes P erío d o Costos de Costo Número de Recuperación Barriles pozos de producción producidos produciendo Declinación 0,583 por período (BPPD) (BPPM) (USD) (USD) (USD) cada mes Ingresos Reparación Operativo Ingreso Egreso Total (USD) Egreso Sumatorio Flujo de Ingreso Total Egreso Total Flujo de de flujo neto Caja Total Actualizado Total Actualizado Caja de caja Neto Actualizado Acumulado Actualizado Acumulado Actualizado actualizado y (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) 0 0 1.325.000 1.325.000 -1.325.000 -1.325.000 -918.100 1.325.000 -1.325.000 acumulado (USD) 1 0 0 0 0 0 1.325.000 0 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 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 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 3.067.392 10.929.119 3.042.577 TIR mensual 0,63 VAN (USD) 7.886.542 RCB 3,592 7.886.542 132 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 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN) vs. TIEMPO 10.000.000 8.000.000 VAN [USD] 6.000.000 4.000.000 2.000.000 0 0 1 2 3 -2.000.000 4 5 6 7 Tiempo [meses] Tiempo de Recuperación de Valores (VAN) ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 8 9 10 11 12 134 TABLA 5.7 CÁLCULO DEL VAN Y TIR (SE CONSIDERA EQUIPO DE BOMBEO MECÁNICO DISPONIBLE EN BODEGA) Mes P erío d o Costos de Costo Número de Recuperación Barriles pozos de producción producidos produciendo Declinación 0,583 por período (BPPD) (BPPM) (USD) (USD) (USD) cada mes Operativo Egreso Sumatorio Flujo de Ingreso Total Egreso Total Flujo de de flujo neto Caja Total Actualizado Total Actualizado Caja de caja Neto Actualizado Acumulado Actualizado Acumulado Actualizado actualizado y (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) -1.325.000 0 0 1.325.000 1.325.000 -1.325.000 -1.325.000 Ingresos Reparación Ingreso Egreso Total acumulado (USD) 1 0 0 0 0 0 1.325.000 0 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 ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 2.592.892 10.929.119 2.577.426 TIR mensual 0,77 VAN (USD) 8.351.693 RCB 4,240 8.351.693 135 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 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN) vs. TIEMPO 10.000.000 8.000.000 VAN [USD] 6.000.000 4.000.000 2.000.000 0 0 1 2 -2.000.000 3 4 5 6 7 Tiempo [meses] Tiempo de Recuperación de Valores (VAN) ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 8 9 10 11 12 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 GERENCIA DE EXPLORACION Y DESARROLLO CRONOGRAMA DE PERFORACION - 2010 ESTUDIOS DE IMPACTO AMBIENTAL AL 2010-03-12 MODIFICADO MEDIANTE VIDEO-CONFERENCIA 2010-03-24 REPORTE 09/04/2010 AREA SHUSHUFINDI ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE VERIFICAR PLAT. REINYECTOR DRG E-1 DRG N-1 DRG E-1 SSF-17 4DIR SSF-35 4DIR SSF-29 4 DIR EXPLORATORIO AGU-03 4 DIR V 2 DIR DRG E-12D SSF-133D SSF-131D SSF-125D COBRA-1 AGU-12D CDZ SE 2 50 60 SSF-RW-4 DRG E-8D DRG N-20D PERFORADO PERFORADO TRASTEAR 100 100 50 100 60 60 AGILITAR APROBACION DE ESTUDIOS DE IMPACTO AMBIENTAL DE ESTAS PLATAFORMAS HABLAR CON ANITA LOPEZ ENERO FEBRERO DICIEMBRE AGILITAR CONTRATACION MARZO ABRIL 6068 ft ATA 23 SSQ-4 PAC 02 GTA 7 SSQ-22D PAY 6 GTA RW3 ATA 24D PERFORADO 2009 PERFORADO PERFORADO PERFORANDO 350 MAYO 100 SE ESPERA LLEGADA DE ARQUEOLOGO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE HABLAR CON LA VAS ATA 23 ATA 8 ATA 8 SHUARA 10 SEC 6 SEC 28 SEC 6 PAC 5 ATA 25D ATA RW2 ATA 19D SHUA 33D SEC 39D SEC 43D SEC 40D PCY 8D 100 100 300 300 300 100 350 100 AGILITAR NEGOCIACIONES 300 100 350 NEGOCIACIONES COORDENADAS A EYD ALTERNATIVA 250 COORDENADAS ANEXO 4. CORRELACIONES ESTRATIGRÁFICAS ESTRUCTURALES 138 CORRELACION ESTRATIGRAFICA-ESTRUCTURAL 1028 m SECOYA 4 Correlation Depth CALI 6 IN Resistivity TVD 16 50 OHMM OHMM 0 0.2 0 0.2 MV 0.000 API 2000 140 100 0.2 250 0.2 OHMM 2000 0 Shale Sandstone RT90(N/A) Resistivity Porosity TVD RT1(HDRS) NPHI IN 50 OHMM 50 OHMM 16 0.2 0 0.2 0 0.2 OHMM 2000 0.45 % 2000 1.95 GM/CC Resistivity Shale ResM(HMRS) OHMM Limestone 6 IN TVD 16 RT1(N/A) 0.2 ResD(HDRS) OHMM DT(DT8) 2000 140 Shaly Sand -100 MV 0.000 API RT1(HDRS) US/FT 100 0.2 250 0.2 Shale 50 Depth OHMM 2000 0 B/E GM/CC Sandstone 50 0.2 0.2 PU 50 Limestone -0.15 0 0.2 RHOB(ZDEN) 2000 1.95 ResD(M2R9) OHMM G/C3 0 50 Shale US/F 0.2 2000 1.95 ResD(N/A) 0 0.2 SP Sandstone -100 MV 0.000 GAPI 40 Shale -100 Limestone 0.000 100 0.2 250 0.2 PEF(N/A) Limestone -0.15 G/C3 Shale 2.95 DT(DTLN) 2000 140 RT1(N/A ) Sandstone US/F 40 PEF(PEFZ) 100 0.2 250 0.2 GR 2000 0 Shale 2000 0 RTCH(N/A) Shale 10 RHOB(RHOZ) GA PI RTCH(N/A) 10 RHOB(ZDEN) 2000 1.95 G/C3 2000 1.95 RT90(N/A) 0.2 Limestone 2.95 Shaly Sand 0.2 0.2 Shaly Sand G/C3 Limestone 2.95 Shaly Sand 2000 RT30(N/A) Sandstone 2.95 2000 2000 Sandstone RT30(N/A) 0.2 CFCF RHOB(RHOZ) 2000 RT30(N/A ) Litho Curves NPHI(TNPH) 2000 0.45 ResM(N/A) MINV (N/A) 2.95 DT 2000 140 RT1(N/A) RT90(N/A) Sandstone Porosity RT1(N/A ) 0.2 10 RHOB 2000 1.95 RT90(N/A ) Resistivity TVD 16 40 PEF RTCH(N/A) NPHI(CNCF) 2000 0.45 ResM(N/A) 0 GR GR Sandstone 2000 IN MNOR(N/A) 2.95 SP(N/A) SP Litho Curves -0.15 RHOB MINV(N/A) MINV Limestone 2.95 Porosity Litho Curves MNOR(N/A) MNOR 2000 RT30(N/A) 0.2 Depth CALI 6 40 10 GM/CC Correlation Depth CALI(CALX) 2.95 RHOB 2000 1.95 6 Correlation PEF(N/A) RTCH(N/A) 0.2 US/FT Correlation CA LI(HCA L) Limestone DT RT1(ILD) GR GM/CC SECOYA 31 -0.15 RHOB 2000 1.95 OHMM OHMM 761 m SECOYA 32 Litho Curves NPHI 2000 0.45 ResD(ILD) SP -100 OHMM ResM(N/A) MINV 50 Porosity RT1(ILD) 0.2 MNOR 588 m SECOYA 20 Sandstone 0.2 Sandstone 2000 2000 Sandstone Sandstone 8700 8700 8700 8700 8800 8800 8800 8800 M2 8864 M2 M2 M2 8847 8900 -8000 M2 8832 8900 M2 -8000 8900 M2 8937 8900 US 8950 UM 8980 US UM 9000 UI 9032 UI BASE UI 9076 BAS E UI US US 8932 UM 8960 UM MARCADOR CALIZA B 9134 TS 9170 9200 TI 9220 UI 9003 UI BASE UI 9062 BASE UI MA RC AD OR CA LIZ A B TS MARCADOR CALIZA B 9124 BASE TI MARC ADOR CALIZ A B TS TS 9169 TI UM 9051 UI 9092 9100 BASE UI 9064 B AS E U MARCADOR CALIZA B 9119 TS 9153 9200 9200 9000 US 9010 UI 9100 TI 9215 9300 UI 9005 9100 TI BASE TI 9284 US UM 9000 9000 9100 US 8924 UM 8948 TI 9204 MA RC AD I BASE UI 9149 OR C A LIZ A B 9200 TS MARCADOR CALIZA B 9213 TI TS 9255 TI 9297 9300 BASE TI 9262 BASE TI BASE TI 9271 BASE TI 9300 9300 BASE TI 9343 HOLLIN 9370 HOLL IN 9400 -8500 HOLL IN HOLLIN 9347 HOLLIN 9348 9400 HOLL IN 9400 -8500 HOLLIN 9434 9400 9500 9500 TD=9450 TD=9526 TD=9456 TD=9520 139 CORRELACION ESTRATIGRAFICA-ESTRUCTURAL SHUARA 25 Correlation Depth CALI 6 IN Resistivity TVD 16 50 OHMM 50 OHMM 0 0.2 0 0.2 0.2 GR 0.000 API OHMM RTCH(N/A) 250 0.2 B/E GM/CC IN Shale Resistiv ity TVD 16 50 Limestone OHMM OHMM 0 0.2 0 0.2 -100 Sandstone MV 100 0.2 0.000 API OHMM 2000140 250 0.2 Sandstone 20000 20001.95 Resistiv ity TVD Porosity 0.2 0 0.2 50 OHMM Litho Curves 40 -100 MV 0 0.2 0.000 API % 20001.95 GM/CC OHMM 100 0.2 OHMM 2000140 0.2 20000 Limestone 0.2 Porosity RT1(ILD) 0.2 0 0.2 OHMM Litho Curves NPHI 20000.45 % 20001.95 GM/CC Limestone Correlation Depth Resis tivity RHOB Shale 6 IN Sandstone 50 OHMM TVD RT1(ILD) 16 0.2 0 0.2 50 OHMM 0 0.2 OHMM DT(N/A) 2000140 SP Limestone -100 MV RT1(ILD) 100 0.2 OHMM GR Shaly Sand 0.000 API RTCH(N/A) 250 0.2 B/E Shale 50 OHMM ResD(ILD) 0 0.2 GM/CC OHMM 2000140 Sandstone Limestone -100 MV Shaly Sand 0.000 API 100 0.2 250 0.2 OHMM 20000 Shale 10 2.95 RTCH(N/A) RHOB 20001.95 GM/CC Limestone 2.95 2000 RT30(N/A) Sandstone 2000 Sandstone 40 PEF(N/A) RT90(N/A) RT30(N/A) 0.2 Sandstone 0.2 Sandstone 0.2 Shaly Sand 2000 2000 8700 RT30(N/A) Sandstone 8700 Shale 2.95 DT(N/A) RT1(ILD) GR 0.2 GM/CC 10 RHOB 20001.95 RT90(N/A) Sandstone 2000 Limestone -0.15 RHOB 20001.95 40 PEF 20000 Litho Curves NPHI(N/A) 20000.45 ResM(N/A) MINV 2.95 OHMM 2.95 MNOR ResD(ILD) Porosity -0.15 CALI ResM(N/A) MINV 2000 0.2 Resis tiv ity TVD 16 SP RT30(N/A) Shaly Sand OHMM Shale 10 GM/CC IN 50 MNOR 40 RHOB 20001.95 Depth CALI 6 Sandstone PEF(N/A) RT90(N/A) 2.95 US/FT Correlation Shale 2.95 DT RTCH(N/A) 250 Limestone -0.15 RHOB RT1(ILD) GR Shale NPHI 20000.45 ResD(ILD) SP Sandstone OHMM ResM(N/A) 2000 0.2 RT1(ILD) 16 MINV 10 GM/CC OHMM MNOR 2.95 RHOB RT90(N/A) 0.2 US/FT IN 50 Shale PEF(N/A) RTCH(N/A) 8700 GM/CC 6 Limestone -0.15 DT(DT8) RT1(ILD) GR 2000 % RHOB 20001.95 OHMM Litho Curves NPHI 20000.45 ResD(ILD) SP 2000 OHMM ResM(N/A) MINV 2.95 Porosity RT1(ILD) 0.2 MNOR 10 Shaly Sand RT30(N/A) 0.2 Depth CALI 50 RT90(N/A) Depth CALI Correlation 6 RHOB 20001.95 0.2 Correlation Shale Sandstone 40 PEF 20000 SHUARA 3 1821 m Limestone 2.95 DT(N/A) 2000140 RT1(ILD) 100 GM/CC SHUARA 26 1358 m -0.15 RHOB 20001.95 OHMM % SHUARA 12 905 m Litho Curves NPHI 20000.45 ResD(ILD) SP MV OHMM ResM(N/A) MINV -100 Porosity RT1(ILD) 0.2 MNOR SHUARA 22 965 m Sandstone 2000 8700 Sandstone 8700 8800 8800 M88002 8790 M2 M2 M2 8850 8900 -8000 M2 8756 8800 M2 M2 8912 M2 8800 M2 8834 -8000 8900 US 8900 8888 US US 9000 US 9020 UM 9000 UI 8996 UI 9118 BASE UI 9060 UI BASE BASE UI 9200 9187 M ARCA M ARCADOR CALIZA B 9238 TS 9300 9276 TI 9313 DOR AB C ALIZ TS BASE UI BASE TI BASE TI 9247 UM UI 9061 UI US 8950 UM 9000 8981 M ARCADOR CALIZA B 9169 9200 M ARCADOR CALIZA B TS TS TI TS 9209 C ALIZ A B BASE TI TI UI 9032 M ARCADOR CALIZA B 9142 9200 TS 9191 HOLLIN 9400 9389 HOLLIN HOLLIN 9364 AB M ARCADOR CALIZA B 9072 9100 TS 9120 TI 9162 9200 BASE TI 9205 TD=9272 HO LL IN -8500 TS TI BASE 9300 BASE TI 9300 9285 ALIZ DOR C TI TI 9236 BASE TI 9000 BASE UI 9018 BASE UI BASE 9100 UI 9086 BASE TI 9311 UI 8956 UI M ARCA TI 9261 UM 8906 UM 9100 BASE UI M ARCADOR 9300 HOLLIN 9314 TD=9440 UM 9011 BASE UI 9117 9100 M ARCADOR CALIZA B 9114 TS 9150 TI 9200 9182 TI BASE TI 9400 9374 US 9000 UI UI 9100 8900 US US 8953 UM 8949 UM UM 9063 US 8864 8900 -8500 9400 9400 TD=9410 9500 TD=9503 9500 TD=9590 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 SHUARA - 03 W. O. N° 11 E.M.R. = E.S. = M.R. = COMPLET. ORIGINAL : 08-JUN-81 WO # 8: 30-Jul-98 WO # 9: 12-Jul-02 WO # 10: 01-Ene-06 WO # 11: 20-Jun-07 898' 877' 21' TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL 9 5/8", H-40, 32 #/P, 20 JTS 977' ZAPATO GUÍA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 360 Sxs CLASE "A" 3 1/2" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1" 2757' 7" CASING (NO EXISTE REPORTE) 3 1/2" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1" 4494' 3 1/2" EUE, N-80, 9.3 #/P, 262 TUBOS CLASE "A" 3 1/2" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1" 5948' 3 1/2" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1" 7059' 3 1/2" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1" 7527' 3 1/2" X 6.5' MANDRIL DANIEL DE 1" 7810' 8149' 3 1/2" EUE, CAMISA ( ID =2,81" ) 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO CLASE "A" 8184' 7" x 3 1/2" FHL PACKER 8187' 8191' 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO CLASE "A" 8221' 3 1/2" EUE, CAMISA ( ID = 2,81' ) CERRADA ARENA "BT" ( 8 DPP ) 8236' - 8244' ( 8' ) 8807' 8810' 8814' 3 1/2" EUE, N-80, 19 TUBOS CLASE "A" 7" x 3 1/2" FHL PACKER 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO CLASE "A" 8846' 3 1/2" EUE, CAMISA ( ID = 2,81' ) ABIERTA 8881' 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO CLASE "A" 3 1/2" EUE, BULL PLUG ARENA "US" ( 10 DPP ) 8884' - 8898' ( 14' ) EZ-DRILL ( W.O. 03) 8950' ARENA "UI" ( 4 DPP ) 8964' - 8972' ( 8' ) 8972' - 8998' ( 26' ) SQZ W.O. 01 9002' - 9016' ( 14' ) SQZ W.O. 01 9030' 7" C.I.B.P. ( W.O. 01) ARENA "T" ( 4 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 9239' 7" COLLAR FLOTADOR 9262' ZAPATO GUIA DE FONDO CEMENTADO CON 630 Sxs CLASE "G" PT(D) = 9272' PT(L) = 9254' 153 SECOYA-04 W.O. N° 12 COMPLETACION ORIGINAL: 16 - DIC - 80 W.O. Nº 09 : 03 - NOV - 05 W.O. Nº 10 : 01 - JUN - 06 W.O. Nº 11 : 01 - JUL - 07 W.O. Nº 12 : 19 - JUN - 09 RTE : 900' ES : 879' MR : 21' CASING SUPERFICIAL 10-3/4", H-40, 32.3 #/P, 27 TUBOS. ZAPATO GUIA SUPERFICIAL 1000' 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 2488' MANDRIL DANIEL PPR: 450199300-G 4058' MANDRIL DANIEL PPR: 2730006-A 5020' MANDRIL DANIEL PPR: 2730015-A 6844' MANDRIL DANIEL PPR: 2730018-A 7984' MANDRIL DANIEL PPR: 134694026 8691' 8945' 3 1/2" CAMISA (ID= 2.81") 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO 8978' 3 1/2" EUE, NOGO (ID = 2.75") 3 1/2" x 2 7/8" EUE, X - OVER 8982' 7" X 2-7/8", PACKER "FH", SERIE KEP-007 9019' 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 9021' AR EN A "Ui" (10D PP) 9046´- 9058´ (12´) 7" CIBP ( W.O. N° 08 ) 9115' AR EN A " T " (4 D PP ) 9180' - 9182' (2') SQZ. WO . Nº 3 9182' - 9192' (10') 6 DPP. 9192 - 9200' (8') SQ. WO. Nº 4 9200' - 9212' (12') 6 DPP 9212' - 9216' (4') SQ. WO. Nº 4 9216' - 9224' (8') 8 DPP 9237' 9224' - 9231' (7') 14 DPP 9231' - 9240' (9') 4 DPP 9240' - 9252' (12') SQ. WO. Nº 3 9252' - 9262' (10') 4 DPP 7" CIBP ( W.O. N° 04 ) 9326' 9355' COLLAR FLOTADOR PT (D) = 9520' PT (L) = 9526' ZAPATO GUIA DE FONDO CEMENTADO CON 652 Sxs TIPO "G" 154 SECOYA-20 W.O. N° 10 COMPLETACION ORIGINAL: 31 - Ago - 91 EMR : 896' ES : 875' MR : 21' REACONDICIONAMIENTO Nº 07 : 07-Sep-2007 REACONDICIONAMIENTO Nº 08 : 07-Oct-2007 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 CORTOS 2489' MANDRILES DANIELS DE 9.5' X 3 1/ 2" 4195' CON VALVULAS DANIELS DE 1.5" 5787' 7122' Arena "BT" ( 4 DPP) 8310´ - 8319´ ( 9´ ) SQZ(P.I) 8270' 8324´ - 8330´ ( 6´ ) SQZ(P.I) Cementado en Comp.y pruebas 8742' 8839' 3 1/2" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=2.81") 3 1/2" EUE. N-80, 1 TUBO 8872' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, X - OVER 7" x 2 7/8" EUE, PACKER FH 8912' 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO 2 7/8" NO GO ( ID=2.25" ) 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO 8945' 2 7/8" EUE, NEPLO CAMPANA 9100' CIBP (WO N° 03) 9342' 9373' C.O.T.D. Arena "Ui" 9028´ - 9032´ ( 4´ ) @ 5 DPP 9036´ - 9048´ ( 12´ ) @ 10 DPP Arena "Ti" ( 5 DPP ) 9203´ - 9210´ ( 7´ ) 9215´ - 9230´(15´)SQZ.WO N°2 9230´ - 9238´( 8´ ) 9254´ - 9258´( 4´ )SQZ.WO N°2 COLLAR FLOTADOR 9439' P T (D ) = 9450´ P T (L) = 9412´ ZAPATO GUIA DE FONDO CEMENTADA CON 1700 Sxs. TIPO "G". 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
