I ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS BENAVIDES SILVA ANDREA ALEJANDRA [email protected]VERGARA CAÑAR ENRIQUE DANIEL [email protected]DIRECTOR: ING. VINICIO MELO [email protected]Quito, Enero 2011
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Transcript
I
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS
ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI ERO EN PETRÓLEOS
Nosotros, Andrea Alejandra Benavides Silva, Vergara Cañar Enrique Daniel,
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.
ANDREA BENAVIDES SILVA
ENRIQUE DANIEL VERGARA
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Andrea Alejandra Benavides
Silva y Enrique Daniel Vergara Cañar, bajo mi supervisión.
Ing. VINICIO MELO
DIRECTOR DE PROYECTO
IV
AGRADECIMIENTOS
A Dios y la Virgencita de Agua Santa por guiarme y ayudarme cada día de mi
vida, y que sin su gracia divina, nada de esto sería posible hoy.
A mis padres, Fanny y Manuel, por ser los pilares de mi vida, por su confianza y
todo el esfuerzo que han hecho para sacar a nuestra familia adelante.
A mi hermana, Thaly, porque siempre ha creído en mí y dado su apoyo
incondicional.
A mi compañero de tesis, Enrique, porque más que un compañero ha sido un
gran amigo en las buenas y malas.
Al ingeniero Vinicio Melo, quien supo guiarnos de la mejor manera durante el
desarrollo del presente proyecto y más que un tutor fue un amigo.
Al ingeniero Jorge Espín que siempre estuvo presto a dar una mano en la
obtención de información a lo largo de este proceso.
Al ingeniero Edison Bedoya por aportar con sus conocimientos y experiencia.
A mis amig@s por también formar parte de este logro.
Andrea Benavides Silva
V
AGRADECIMIENTOS
A mis padres Graciela e Israel, un profundo agradecimiento porque gracias a su
apoyo siempre constante, su amor y cariño nos han llevado a sus hijos por el
camino del bien y nos han enseñado a luchar frente a las adversidades de la vida
con los mejores consejos y buenas acciones que nos han inculcado desde
pequeños, por eso y más gracias de todo corazón.
A mi hermana Ximena, por ser la persona más constante en mi vida y en nuestra
familia, por enseñarme a llevar las cosas de la mejor manera, haciendo lo correcto
y deshaciendo lo que está mal con enérgicas palabras, gracias hermanita por ser
mi apoyo incondicional y madre a la vez.
A mi querida familia porque tanto mis primos, primas, tíos y tías han sido parte de
mi vida y con quienes he pasado gratos momentos.
A mis compañeros del colegio y la universidad por ser los mejores amigos y en
especial a mi amiga Andreita, por haber pasado tantos retos académicos juntos y
hoy nuestro proyecto de titulación con el cual reitero mis agradecimientos y
sincera amistad.
Al ingeniero Vinicio Melo, por ser una guía en nuestro proyecto y más que un tutor
un gran amigo de quien hemos aprendido mucho.
Enrique Daniel
VI
DEDICATORIA
A Dios y a la Virgen, por ser la fuerza en cada lucha, la luz en cada momento de
mi vida y por todas las bendiciones, amor y la hermosa familia que me han dado.
A mi mami y mi papi, por ser unos padres maravillosos y ejemplares, quienes a
más de darme la vida, diariamente me dan su apoyo incondicional. Porque con su
infinito amor, fortaleza, paciencia y generosidad, me han guiado por la senda
correcta. Los amo infinitamente, y todos mis logros serán gracias a ustedes y por
ustedes.
A mi hermana Thaly, por ser más que una hermana una amiga, por escucharme,
darme su apoyo incondicional y consejos. Te amo ñañita.
A mi prima Pao, por ser un ejemplo y darme todo su cariño, por lo que más que mi
prima te considero mi hermana.
A mi primo Lenin, porque aunque ya no esté con nosotros, su alegría, fortaleza y
generosidad siempre vivirá en mi corazón.
Andrea Benavides Silva
VII
DEDICATORIA
A mi madre María Graciela, por darnos todo su amor y enseñarnos a vivir con un
pensamiento de altruismo y carácter, por darnos fortaleza con su espíritu, por
estar a mi lado siempre, por ser como es, un ángel del cielo.
A mi hermana Rocío Ximena y mi padre Israel por estar conmigo constantemente
sin importar las circunstancias, por ser las personas de quienes aprendo, por ser
mi familia, los quiero mucho.
A la persona que me ha entregado todo su apoyo y su amor, a la persona que
vive en mis pensamientos, esa persona que me ha dado la alegría de vivir con
valor, a la persona que quiero con todo mi corazón
Enrique Daniel
VIII
CONTENIDO
CAPÍTULO I ........................................................................................... 1
DESCRIPCIÓN Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS FLUID OS Y ROCA DEL ÁREA SHUSHUFINDI ....................................................................... 1
2.1.6. PARÁMETROS DE ANÁLISIS ENTRE TIPOS DE BOMBAS Y SISTEMAS DE LEVANTAMIENTOS .............................................................................81
CAPÍTULO III ....................................................................................... 83
DESCRIPCIÓN ACTUAL, SITUACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............. 83
3.2. POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO QUE TIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO ....................................................................................85
3.3.2. MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA TENDENCIA A LA FORMACIÓN DE ESCALA ....................................................................... 105
3.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL E IMPACTO AMBIENTAL .................................... 113
3.4.1. POLÍTICA EMPRESARIAL ....................................................................... 113
3.4.2. OBJETIVO DEL REGLAMENTO .............................................................. 113
3.4.5. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS NORMAS DE SEGURIDAD .................. 115
3.4.6. IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE CONTAMINACIÓN......................... 119
3.4.7. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............... 120
CAPÍTULO IV ..................................................................................... 135
ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCION DEL LOS POZ OS CON BOMBEO HIDRÁULICO DEL CAMPO SHUSHUFINDI .............................. 135
4.1. MÉTODO PARA OPTIMIZAR LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA JET ......................................................................................................................... 135
4.2. ANÁLISIS DEL POZO SSF-46 ......................................................................... 142
4.3. ANÁLISIS DEL POZO SSF-49 ......................................................................... 153
4.4. ANÁLISIS DEL POZO SSF-66 ......................................................................... 157
4.5. ANÁLISIS DEL POZO SSF-99 ......................................................................... 161
4.6. ANÁLISIS DEL POZO SSF-108D .................................................................... 165
4.7. ANÁLISIS DEL POZO AGU-01 ........................................................................ 169
4.8. ANÁLISIS DEL POZO AGU-08 ........................................................................ 173
4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS .......................................................................... 177
CAPÍTULO V ...................................................................................... 179
ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO DEL PROYECTO ............................. 179
5.1. VALOR ACTUAL NETO (VAN) ........................................................................ 179
5.2. TASA INTERNA DE RETORNO ...................................................................... 181
5.3. RELACIÓN COSTO / BENEFICIO (RCB) ........................................................ 182
5.4. ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO ..................................................... 182
5.4.1. COSTOS DE PRODUCCIÓN ................................................................... 183
1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI........................................................................... 4 1.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ............................................................................................ 8 1.3 PRODUCCIÓN POR SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ..................................................... 16 1.4 NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. ........................................... 17 1.5 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972
AL 2008 ............................................................................................................................... 20 1.6 BSW ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFIND-AGUARICO DEL AÑO 1972 AL 2008 ........... 21 1.7 PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ........................................................................................ 23 2.1 ETAPAS EN LA VIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO ....................... 25 2.2 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO DE ARTIFICIAL .......................................................... 26 2.3 BALANCÍN EMPLEADO EN BOMBEO MECÁNICO .......................................................... 27 2.4 BOMBA ELECTROSUMERGIBLE ...................................................................................... 29 2.5 COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ....................... 31 2.6 ESQUEMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT .................................. 33 2.7 CAVIDAD PROGRESIVA POR TORNILLO ........................................................................ 35 2.8 SISTEMA GENERAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO .......................................................... 38 2.9 BOMBA JET DIRECTA ....................................................................................................... 48 2.10 NOMENCLATURA BOMBA JET ......................................................................................... 50 2.11 RELACIONES TOBERA-GARGANTA Y PRODUCCIÓN-LEVANTAMIENTO .................. 52 2.12 BOMBA HIDRÁULICA DE DOBLE EFECTO ...................................................................... 58 2.13 COMPONENTES Y OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN ............... 60 2.14 PRESIÓN DE FONDO EN FUNCIÓN DEL CAUDAL ......................................................... 63 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO ........... 85 3.2 MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................................... 86 4.1 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE DISEÑO GUIBERSON ........................................ 138
XI
ÍNDICE DE TABLAS
No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
1.1 PARÁMETROS PROMEDIOS BÁSICOS ............................................................................. 9 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN DE LAS DIFERENTES
ARENAS .............................................................................................................................. 12 1.3 COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN ............................................................................. 14 1.4 PRODUCCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO SEGÚN EL TIPO DE
LEVANTAMIENTO .............................................................................................................. 16 1.5 NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL .................. 17 1.6 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO .................................. 19 1.7 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA PARA EL CAMPO
SHUSHUFINDI-AGUARICO ................................................................................................ 21 1.8 PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ........................................................................................ 23 2.1 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN KOBE ...................................... 68 2.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN NATIONAL OILMASTER ........ 70 2.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN GUIBERSON .......................... 71 2.4 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE BOMBAS PISTÓN OILWELL ................................ 72 2.5 ÁREAS DE TOBERAS Y GARGANTAS DE BOMBAS JET ............................................... 77 2.6 GEOMETRíAS DE TOBERA Y GARGANTA ...................................................................... 78 2.7 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW DIRECTA ......................... 79 2.8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW REVERSA ....................... 80 2.9 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW SMART ............................ 80 2.10 CONDICIONES QUE LIMITAN A LAS BOMBAS PISTÓN Y JET ...................................... 81 2.11 COMPARACIONES TÉCNICAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO .................. 82 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI ............................... 84 3.2 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-46 .......................................................... 87 3.3 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL
POZO SSF-46 ..................................................................................................................... 88 3.4 COSTOS DE CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DEL POZO SSF-46 ........... 90 3.5 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-46 ............................................................................ 90 3.6 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-49 .......................................................... 91 3.7 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL
POZO SSF-49 ..................................................................................................................... 92 3.8 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-49 ............. 94 3.9 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-49 ............................................................................ 94 3.10 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-66 .......................................................... 95 3.11 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL
POZO SSF-46 ..................................................................................................................... 96 3.12 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-66 ............. 96 3.13 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-66 ............................................................................ 97 3.14 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-99 .......................................................... 98 3.15 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL
POZO SSF-99 ..................................................................................................................... 98 3.16 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-99 ............................................................................ 99 3.17 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-108D ................................................... 100
XII
No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
3.18 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL
POZO SSF-108D ............................................................................................................... 100 3.20 COSTOS POR CAMBIO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-108D .... 100 3.21 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-108D ..................................................................... 101 3.22 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-01 ....................................................... 101 3.23 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL
POZO AGU-01 ................................................................................................................... 102 3.24 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-01 ......................................................................... 103 3.25 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-08 ....................................................... 103 3.26 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL
POZO AGU-08 ................................................................................................................... 104 3.27 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-08 ......................................................................... 104 3.28 REPORTE DIARIO DE ACTIVIDADES PARA CONTINGENCIAS EN EL PERíODO 2006 -
2008 ................................................................................................................................... 130 3.29 PUNTOS DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CAMPO SHUSHUFINDI .................... 132 3.30 CAPACITACIONES DEL PERSONAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI .............................. 133 3.31 CONTROL DE DESECHOS CAMPO SHUSHUFINDI (2007) .......................................... 134 4.1 RELACIONES DE ÁREAS ÓPTIMAS ............................................................................... 139 4.2 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-46 .................... 152 4.3 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN ..................................................... 153 4.4 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-49 .................... 156 4.5 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 157 4.6 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-66 .................... 160 4.7 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 161 4.8 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-99 .................... 164 4.9 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN ..................................................... 165 4.10 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO SSF-108D ............... 168 4.11 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 169 4.12 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-01 ................... 172 4.13 RESUMEN DE CÁLCULOS POR CADA ITERACIÓN .................................................... 173 4.14 DISEÑO DE GEOMETRÍAS POR FABRICANTE PARA EL POZO AGU-08 ................... 176 4.15 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS SHUSHUFINDI ................... 177 4.16 RESUMEN DE CÁLCULOS REALIZADOS A LOS POZOS AGUARICO ........................ 177 5.1 INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO ........................................................... 180 5.2 INTERPRETACIÓN DE LA TASA INTERNA DE RETORNO ........................................... 182 5.3 INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN COSTO/BENEFICIO ......................................... 182 5.4 COSTOS DE TRABAJOS ................................................................................................. 183 5.5 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 66 DÓLARES,
PRIMER ESCENARIO ...................................................................................................... 186 5.6 RESULTADOS FINALES PARA EL PRIMER ESCENARIO ............................................ 187 5.7 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 73,30 DÓLARES,
SEGUNDO ESCENARIO .................................................................................................. 188 5.8 RESULTADOS FINALES PARA EL SEGUNDO ESCENARIO ........................................ 189 5.9 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 100 DÓLARES,
TERCER ESCENARIO ...................................................................................................... 190 5.10 RESULTADOS FINALES PARA EL TERCER ESCENARIO............................................ 191
XIII
SIMBOLOGÍA
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES
SSF Shushufindi AGU Aguarico PPG Bombeo por Gas Lift PPH Bombeo Hidráulico PPS Bombeo Electrosumergible
BPPD Barriles de Petróleo por Día L3/t
BPFD Barriles de Fluido por Día L3/t
BPAD Barriles de Agua por Día L3/t
BSW Contenido de Agua y Sedimentos Básicos
%
bl Barriles L3
µg Viscosidad del gas M/Lt µo Viscosidad del petróleo M/Lt µw Viscosidad del agua M/Lt
Co Compresibilidad delpetróleo Lt2/M cp Centipoise M/Lt fg Fracción de gas
fw Fracción de agua
Go Gradiente del petróleo
GOR Relación gas petróleo
Gs Gradiente de succión
Gw Gradiente del agua
HP Horse Power (caballo de fuerza) L2 M/ t3
ID Diámetro interno L
OD Diámetro externo L
IP Índice de productividad
IPR Inflow Performance Relationship
km Kilómetros L ºAPI Densidad del petróleo
P Presión M/Lt2
XIV
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES
Pb Presión de burbuja M/Lt2
POES Petróleo original en sitio L3 ppm Partes por millón
Pr Presión de reservorio M/Lt2 PVT Presión Volumen Temperatura
El campo Shushufindi-Aguarico es uno de los cinco campos más importantes
operados por Petroproducción en el Distrito Amazónico. En el presente proyecto
de titulación, “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL
CAMPO SHUSHUFINDI”, se describen aspectos referentes a este campo, y
sistemas de Levantamiento Artificial, siendo el principal objetivo de estudio el
Bombeo Hidráulico.
En este proyecto se da una alternativa económicamente rentable para
incrementar la producción de pozos que manejan bombeo hidráulico tipo jet del
Campo Shushufindi-Aguarico.
El Primer Capítulo detalla la ubicación geográfica, descripción geológica,
estructura y estratigrafía de los yacimientos que se encuentran en el Campo
Shushufindi. Se detalla características petrofísicas y de los fluidos; además, se
exponen datos de reservas, presiones de los yacimientos y mecanismos de
producción presentes en este campo.
Posteriormente, en el Segundo Capítulo, se hace una breve descripción de los
sistemas de levantamiento artificial. Se profundiza más en lo referente a Bombeo
Hidráulico, dando descripciones más detalladas de componentes y cálculos
necesarios para su diseño. Se muestra un análisis comparativo de Bombas
Hidráulicas entre diferentes fabricantes.
A continuación, se presentan algunas generalidades del Campo Shushufindi en el
Tercer Capítulo; al igual que se detalla información de cada pozo con bombeo
hidráulico con que cuenta este campo. Se muestra también un análisis de las
propiedades físico-químicas del agua de reinyección en el Campo Shushufindi-
Aguarico. De igual forma, se expone el plan de manejo ambiental con que cuenta
el Campo.
XVI
A partir de bases y criterios expuestos, con la información proporcionada por
Petroproducción, en el Cuarto Capítulo se realizó una serie de cálculos de los
parámetros necesarios que permitan dimensionar nuevas geometrías para los
pozos con bombas jet del Campo, con la finalidad de incrementar la producción,
sin alterar el sistema de levantamiento actual.
En base a los estudios realizados, en el Quinto Capítulo, se expone un estudio
técnico-económico del proyecto, para lo cual se plantearon tres escenarios,
basados en precios que manejará el Ecuador para el barril de petróleo en
proyectos y presupuesto para el año 2011. Se utilizaron indicadores financieros:
Valor Actual Neto, tasa interna de retorno y relación costo – beneficio. Los
resultados fueron positivos para los tres escenarios planteados, obteniéndose
rentabilidad para todos los casos analizados.
Finalmente, en el Sexto Capítulo, se presentan las conclusiones y
recomendaciones más importantes del proyecto.
XVII
PRESENTACIÓN
PETROPRODUCCIÓN, filial de EPPETROECUADOR, encargada de realizar la
Exploración y Producción de Hidrocarburos, opera entre otros el campo
Shushufindi-Aguarico, la estructura más grande descubierta en el Ecuador y que
ha entregado al país por más de 30 años una importante producción de crudo.
Debido al extenso tiempo y varios factores como el alto corte de agua que influyen
en la producción, se ha visto la necesidad de realizar estudios nuevos de
producción, siendo de gran importancia los equipos de fondo, los mismos que
deben tener un dimensionamiento adecuado para optimizar la producción.
El estado de los equipos que no han sido inspeccionados provoca alta
inseguridad operacional de los procesos de producción con lo que se puede
causar también un gran daño ambiental.
Por tal motivo en el presente proyecto “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO
HIDRÁULICO EN EL CAMPO SHUSHUFINDI”, se hace un estudio actual de los
pozos que tienen éste sistema de levantamiento por bombeo hidráulico, y luego
se tiene como objetivo: realizar un estudio para optimizar la producción mediante
la selección más adecuada de la geometría de bombas tipo jet entre los diferentes
fabricantes que trabajan con PETROPRODUCCIÓN, así también, se desarrolla un
estudio ambiental, de seguridad industrial y las respectivas normas que rigen para
este sector.
1
CAPÍTULO I
DESCRIPCIÓN Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS
FLUIDOS Y ROCA DEL ÁREA SHUSHUFINDI
1.1. ANTECEDENTES
Shushufindi es uno de los cinco campos más importantes operados por
Petroproducción en el Distrito Amazónico y es el de mayor importancia para el
país tanto por la producción de crudo liviano y gas como por sus reservas
existentes.
El Campo Shushufindi fue descubierto por el Consorcio Texaco-Gulf en 1968
mediante la perforación del pozo exploratorio Shushufindi 01, el mismo que
alcanzó una profundidad de 9.772 pies y fue completado oficialmente en enero de
1969; las pruebas iniciales fueron de 2.496 BPPD para la formación U con un API
de 26,6° y de 2.621 BPPD para la formación T con un API de 32,5°.
Esta área explorada desde los años 60, inició la perforación de pozos de
desarrollo en el mes de febrero de 1972; la producción oficial del campo arrancó
en el mes de agosto del mismo año, alcanzando su pico en agosto de 1986 con
un promedio diario para ese mes de 126.400 barriles de petróleo1
Más tarde se comprobó que los yacimientos de los campos Shushufindi y
Aguarico son continuos; es decir, conforman una misma estructura.
1 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004
2
En la fase de desarrollo inicial se calculó que el petróleo original en sitio (POES)
era de aproximadamente 3.500 millones de barriles de petróleo. Las reservas
originales del campo se calcularon en 1.590 millones de barriles de petróleo2.
El crudo de la arena T fluctúa entre 26° y 32° API y el de U entre 24° y 31°con
predominio de crudos de menos de 30° API. El conten ido de azufre de T oscila
entre 0,52-0,64% en peso, muy inferior al crudo más agrio de U, cuyo contenido
es de 1,10-1,22%. En resumen el crudo del yacimiento T es de mejor calidad que
el de U, y a su vez, el crudo de U superior tiene mejores características (menor
contenido de Ni y V) que el de U principal3.
El promedio de las presiones iniciales de las arenas U y T fue de 3.867 psi y
4.050 psi, respectivamente, reportándose a lo largo de los años un descenso
prácticamente estable de 60 psi por año.
Los dos yacimientos son yacimientos subsaturados y tienen empuje lateral de
agua.
En noviembre de 1984 se implementó un proyecto de recuperación secundaria
mediante inyección de agua a los yacimiento U y T con 11 pozos inyectores
ubicados en la periferia Oeste del campo, a fin de mantener la presión e
incrementar la recuperación final de petróleo.
La inyección total a los dos yacimientos fue de 267’471.224 Bls de agua, de los
cuales 62’208.277 Bls ingresaron a la arena U y 205’263.444 Bls a la arena T4.
El proyecto de inyección de agua no tuvo el efecto esperado en el mantenimiento
de presión, las tasas de producción de fluidos se incrementaron sin que la presión 2 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004 3 Patrice Baby, Marco Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, septiembre de 2004 4 Petroproducción. Ochoa, José. Estudio Integral de Yac. del Campo. Shushufindi-Aguarico. Agosto 2001
3
disminuyera visiblemente, demostrándose con esto la acción efectiva y dinámica
de los acuíferos y el insignificante efecto de la inyección de agua, por esta razón,
en 1999 se suspendió la inyección de agua y así ha permanecido desde
entonces.
Este campo ha entrado en su etapa de madurez, tras una producción constante
sobre los 100 mil barriles diarios hasta abril del año 1994.
En la actualidad este campo plantea dos grandes retos, determinar el régimen
óptimo de producción en su etapa de depletación final y controlar la producción de
agua que en los últimos años se ha incrementado, dificultando los procesos de
producción, tanto en las instalaciones, como en los trabajos de operación, debido
a la corrosión de las líneas de flujo, obstrucción por depositación de escala,
incremento en el consumo de químicos, mayor demanda de energía eléctrica y
problemas con el medio ambiente.
1.2. UBICACIÓN
Geográficamente, el campo Shushufindi-Aguarico se encuentra ubicado en la
Provincia de Sucumbíos al Nororiente de la Región Amazónica, aproximadamente
a 250 Km en dirección sureste de la ciudad de Quito y 35 Km al Sur de la frontera
con Colombia.
El campo se encuentra limitado al Norte por los Campos Atacapi y Libertador, al
Sur por los Campos Limoncocha y Pacay, al Oeste por el Campo Sacha y las
estructuras Eno, Ron y Vista, y al Este por el río Aguarico.
A continuación, en la figura 1.1 se muestra la ubicación del Campo Shushufindi.
4
FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI
FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. ELABORADO POR: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.
Está orientado en la dirección Norte-Sur, las dimensiones iniciales del Campo
Shushufindi-Aguarico fueron de 20 km de largo y 7 km de ancho.
1.3. ESTRUCTURA
Estructuralmente, este campo corresponde a un anticlinal asimétrico con una
longitud aproximada de 30 km en dirección preferencial Norte-Sur y un eje
secundario de dirección Este-Oeste de 7 km de ancho; con un cierre vertical de
370 pies, confiriéndole un área estimada de 43.200 acres.
Los yacimientos U y T del campo Shushufindi-Aguarico están definidos como
anticlinales de orientación Norte-Sur, limitados en el flanco Este por fallas no
5
completamente sellantes y en las otras direcciones por acuíferos laterales que se
extienden regionalmente.
Estos acuíferos son muy activos en los extremos norte y sur del campo, en donde
desarrollan presiones similares a las originales, a pesar de haber transcurrido más
de 30 años.
El modelo estructural del sistema de fallas permite determinar la comunicación de
los fluidos entre los diferentes estratos porosos y permeables U y T. Este sistema
de fallas constituye una vía de comunicación entre los fluidos.
Los resultados obtenidos de la última interpretación sísmica indican un nuevo
sistema de fallamiento asociado con la falla principal del campo, el mismo que es
de origen tectónico y parece haber actuado hasta la época geológica en que se
depositó la Caliza A.
1.4. ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA
La mayor parte del petróleo conocido hasta nuestros días en la Cuenca Oriente
proviene de reservorios del Cretácico; los reservorio U y T, tienen analogía con
reservorios formados a latitudes similares con sedimentaciones semejantes como
en el Medio Oriente, Oeste de África y en otras varias localidades.
La producción de hidrocarburos en la Cuenca Oriente del Ecuador, en general,
está asociada a depósitos del Cretácico Inferior a Medio, como es el caso de las
formaciones Hollín y Napo (areniscas T, U y M-1); y, depósitos del Cretácico
Superior como son las areniscas Basal Tena.
El reservorio se encuentra en la era Mesozoico de la edad Cretácico Medio a
Cretácico Superior. La arena Basal Tena está separada de U-superior por
aproximadamente 600 pies de lutitas, roca no-reservorio y la caliza A en su base.
6
Inmediatamente por debajo de U-superior está la unidad de arena U-inferior, la
cual está separada de T-superior por una secuencia de lutitas y la caliza B en su
base. En la figura 1.2 se muestra la columna estratigráfica de la Cuenca Oriente.
La caliza B marca el fin de depositación de los sedimentos T. De igual manera, la
caliza A marca el fin del ciclo de sedimentación de U. Ambas calizas son el
resultado de depositación durante períodos de máxima subida del nivel del mar.
El modelo sedimentario establecido para las arenas U y T principales de la
formación cretácea Napo en el Campo Shushufindi-Aguarico está basado en la
estructura sedimentaria obtenida de los estudios de núcleos de este campo y en
los campos Libertador, Cuyabeno y Sansahuari, apoyado además, en el análisis
de curvas de potencial espontáneo (SP) y de rayos gamma (GR).
De Oeste a Este la configuración de la estructura es irregular, el sistema de las
fallas permiten la comunicación de los fluidos entre los diferentes estratos porosos
y permeables de las arenas U y T, motivo por el cual se han determinado
variaciones en el comportamiento de producción de las arenas, se acentúan
cambios en el BSW, se alteran los valores de salinidad del agua de formación;
cabe recalcar que los cambios de salinidad en el agua de formación no es
consecuencia del agua de inyección.
El cuerpo arenoso de U principal tiene características homogéneas, sin embargo
la gran cantidad de arcilla presente en esta arenisca, disminuye su capacidad de
roca reservorio.
Análisis de núcleos corona realizados en laboratorio permitieron determinar que la
arena T está constituida por dos facies totalmente diferentes; el cuerpo inferior
con buenas características para la acumulación de petróleo, es poroso y
permeable; el cuerpo superior es totalmente bioturbado sin propiedades de roca
reservorio, es arenisca de grano fino con los poros cubiertos con limo o arenisca
de grano más fino y posible cementación de cuarzo.
7
Las arenas de los reservorios U y T son generalmente blancas, café o gris claro,
de granos de cuarzo, regularmente sorteadas a muy bien sorteadas y casi
completamente libres de arcilla u otros detritus intergranulares. El tamaño del
grano es variable y mezclado, siendo más frecuente en el rango de tamaño fino a
medio con algunas zonas de grano grueso.
La formación Tena presenta una zona poco común en este campo, la arenisca
Basal Tena, que presenta una litología de arenisca fina de cuarzo, a menudo
calcárea con estratificaciones oblicuas en la base y estratificaciones lenticulares
más arriba.
Dos tipos de lutita se observaron en los núcleos. Una de origen marino más
profundo y de aguas tranquilas con fósiles ocasionales y una composición casi
pura, y la otra de una composición variada que incluye limos, arenas, micas y
generalmente bioturbadas.
Las calizas son usualmente fosilíferas y son consideradas como un depósito de
costa afuera de poca profundidad, del tipo bahía o lagunal. Están infra o
suprayacentes a las lutitas arcillosas, pero usualmente incluyen intervalos
menores de arena.
8
FIGURA 1.2. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA
FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos Distrito Oriente. Petroproducción. ELABORADO POR: Dpto. de Ingeniería en Petróleos. Distrito Oriente. Petroproducción.
9
1.5. FORMACIONES PRODUCTORAS
Mediante la perforación de pozos exploratorios, de avanzada y desarrollo, se ha
determinado que el Campo Shusufindi-Aguarico posee areniscas con potencial de
hidrocarburos en niveles correspondientes al Cretácico medio a superior.
Está constituido por tres formaciones productoras que son: T, U y G-2,
pertenecientes a la formación Napo, siendo las de mayor importancia la T y U,
tanto por sus reservas como por su producción. La formación G-2 se presenta en
cinco pozos5 del total en la parte superior de la arena U.
La formación Basal Tena se presenta en forma lenticular en determinadas áreas
del campo y actualmente cuatro pozos se producen de esta formación.
Los parámetros promedios básicos del campo se muestran en la Tabla 1.1.
TABLA 1.1. PARÁMETROS PROMEDIOS BÁSICOS
PARÁMETRO U T
ho (pies) 42,6 42,2 Φ (%) 19,0 17,8
Área (acres) 36376,0 38415,0 FR (%) 53,0 53,0
Permeabilidad Promedio (md) 460,685 FUENTE: Ingeniería de Yacimientos – Petroecuador REALIZADO POR: Andrea Benavides, Enrique Vergara.
5 Departamento de Ingeniería en Petróleos Distrito Oriente. Petroproducción.
10
1.6. CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO SHUSHUFINDI
Las arenas U y T son similares tanto en origen como en constitución y están
formadas por areniscas de grano fino, son regionalmente continuas, con
espesores que varían entre diez y noventa pies; dando un promedio de cuarenta
pies. Estas arenas tienen buena porosidad y permeabilidad. Se consideró
inicialmente un área saturada de hidrocarburos de 36.000 acres para U y 38.000
acres para T.
Los parámetros que controlan tanto las propiedades de la roca así como de los
fluidos, muestran valores más consistentes y homogéneos en la arena T. Para
esta arena se ha estimado un valor promedio de permeabilidad efectiva al
petróleo de 500 md, los espesores para el cuerpo principal de la arena T
presentan cierta continuidad en el yacimiento. Para la arena U el valor promedio
de permeabilidad efectiva al petróleo es de 300 md, este parámetro se determinó
mediante pruebas de restauración de presión, el espesor neto de esta arena
presenta un perfil irregular con desarrollo pobre de arena en sectores de ciertos
pozos.
La variación de la porosidad en la arena U es mayor que en la arena T, la
dispersión en los valores de porosidad en la arena U van de 13% a 23%, lo que
indica que es un yacimiento heterogéneo con sectores de mejores características.
La porosidad promedio es de 18,4% para los dos yacimientos, los valores de
saturación promedio de agua son del 15%, la saturación de petróleo de 85%.
La distribución, tanto de la porosidad como de la permeabilidad, incide
directamente en el comportamiento de producción de las arenas. Con los
parámetros petrofísicos determinados, se deduce que la transmisibilidad del fluido
(kh) es mayor en la arena T.
11
1.7. CARACTERÍSITICAS DE LOS FLUIDOS
Los fluidos encontrados en los yacimientos petrolíferos son esencialmente
mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen impurezas
como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.
Las tres arenas productoras del campo se encuentran entre los 9.000 y 9.450 pies
de profundidad, los parámetros generales de los fluidos en el yacimiento son casi
similares, la forma estructural del yacimiento del Campo Shushufindi, permitió una
excelente acumulación de hidrocarburos dentro de las arenas, ayudado por una
alta permeabilidad y porosidad, el petróleo sustituyó el agua estableciéndose
niveles totalmente diferenciados; en la parte superior hidrocarburos y en la parte
inferior agua.
La saturación de petróleo en la zona alta alcanza valores de 85%
correspondiendo el 15% a agua irreductible. En la zona baja cercana al contacto
agua-petróleo la saturación de agua se incrementa hasta valores del 30%.
La zona de transición de las arenas U y T es pequeña y fluctúa de 5 pies a 20
pies. En las zonas estructuralmente altas se encuentra agua en emulsión en
porcentajes muy bajos y los pozos que producen de estas zonas lo hacen con
altas tasas de petróleo y por largo tiempo.
Los análisis de petróleo efectuado en las arenas U y T dan valores de viscosidad
de 2,4 a 1,08 centipoises, la transmisibilidad del fluido (kh) es mayor en la arena T
y los valores de movilidad (kh/µ) muestran condiciones de flujo preferencial en la
arena T. Las tablas 1.2 y 1.3 indican las características de los fluidos de
formación, así como también datos de presión de las diferentes arenas.
12
TABLA 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN DE LAS DIFERENTES ARENAS
PARÁMETRO BASAL TENA U T
Pi (psi) 2.940 3.867 4.050
Pb (psi) 870 1.010 1.061
T (°F) 185 218 217
API 24 22,4 32
GOR (pcs/BF) 187 233 386
βoi (bls/BF) 1,1508 1,267 1,217
βob (bls/BF) 1,1749 1,297 1,2476
µoi @ T.F. (cp) 4,959 2,471 1,081
µob @ T.F. (cp) 3,959 1,924 0,7958
µw @ T.F. (cp) 0,43 0,47 0,46
ρ (g/cc) 0,8103 0,7663 0,7402
Ppm (Cl) 34.750 55.017 13.557
Compresibilidad promedia del petróleo 7,75572*10^-6
Gravedad específica del gas 6 0,65 FUENTE: Ingeniería de Yacimientos Petroecuador; Centro de Investigaciones Geológicas ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
1.8. RESERVAS
Son todo el volumen de petróleo que puede ser extraído del yacimiento bajo las
condiciones técnicas y económicamente rentables a partir de una determinada
fecha en adelante.
Las estimaciones de los valores de reservas de petróleo para el campo han ido
variando de acuerdo a la incorporación de nueva información técnica en los
diferentes estudios de Ingeniería de Yacimientos así como de estudios de
Simulación Matemática.
Todos los cálculos de reservas incluyen cierto grado de incertidumbre, el grado
relativo de incertidumbre puede expresarse clasificando las reservas en dos
grupos, reservas probadas y no probadas.
6 Valor promedio tomado de pruebas de Build Up
13
1.8.1. RESERVAS PROBADAS
Son aquellos volúmenes de petróleo que mediante análisis de los datos
geológicos y de ingeniería demuestren con certeza razonable como recuperables
en años futuros a partir de yacimientos conocidos, bajo las condiciones técnicas y
económicas existentes, es decir, precios y costos a la fecha en que se realiza la
estimación. Son las reservas que pueden ser recuperadas en las áreas en donde
se ha desarrollado el campo.
El Campo Shushufindi tuvo reservas iniciales probadas de 1.584,2 millones de
barriles, que representa el 21,5% de todas las reservas de la cuenca Oriente. Del
total de reservas, 38,0 millones de barriles pertenecen a la formación G-2; 754,1
millones de barriles a la formación U y 792,1 millones de barriles a la formación T.
1.8.2. RESERVAS NO PROBADAS
Estas se basan en datos geológicos y/o de ingeniería similares a los datos usados
para calcular reservas probadas, pero con incertidumbre en regulaciones,
condiciones económicas, contractuales y técnicas, todo lo cual no permite
clasificarlas como probadas.
Las reservas no probadas pueden clasificarse como reservas probables y
reservas posibles.
Al ser Shushufindi un campo desarrollado y con muchos años de producción no
se considera las reservas probables y posibles, únicamente las reservas probadas
y remanentes.
14
1.8.3. RESERVAS REMANENTES
Son volúmenes de petróleo recuperables, cuantificadas a cualquier fecha
posterior al inicio de la producción comercial que todavía permanece en el
yacimiento.
Las reservas técnicas remanentes de petróleo a diciembre del 2008 son de
491’971.675 de barriles7. Las reservas por arenas se detallan en el anexo No 1.
1.9. PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS
La presión inicial para la arena G-2 fue de 2.737 psi, para la formación U fue
calculada en 3.867 psi, y para la formación T en 4.050 psi. Estas presiones han
disminuido de acuerdo a la producción de los fluidos.
En base a información obtenida en pruebas de restauración de presión, se ha
determinado la presión estática y de fondo fluyente para las diferentes arenas. La
tabla 1.3 indica el estado de presiones.
TABLA 1.3. COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN PRESIÓN BASAL TENA G2 U T
Estática (psi) 3.257 2.029 2.234 2.659
De fondo fluyente (psi) 2.480 1.211 1.497 1.995
De burbuja (psi) 870 1.140 1.170 1.050 FUENTE: Centro de Investigaciones Geológicas. Subgerencia de Exploración y Desarrollo ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
7 NTC Energy Group (NTC EG), Contrato: “Prestación de Servicion de Certificación de Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito Amazonico” Certificación al 31 de diciembre del 2008.
15
1.10. PRODUCCIÓN
1.10.1. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
El mecanismo de producción de petróleo de los yacimientos es una combinación
de expansión de fluidos, roca y un empuje hidráulico natural.
La energía del yacimiento proviene de tres fuentes, los acuíferos periféricos, el
gas disuelto en el petróleo y la compresibilidad total, es decir, la expansión de los
fluidos y la compresibilidad de la roca.
Por facilidades de producción al Campo Shushufindi se lo ha dividido en cuatro
sectores:
• Estación Norte, a la cual fluyen 25 pozos.
• Estación Central, a la cual fluyen 33 pozos.
• Estación Sur a la cual fluyen 15 pozos.
• Estación Sur-Oeste a la cual fluyen 9 pozos
• Estación Aguarico a la cual fluyen 4 pozos
Con el número de pozos actualizados al 24 de agosto del 2010.
1.10.2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI
Inicialmente el campo produjo a flujo natural pero debido a la depletación de los
yacimientos o por mantener la tasa de producción se ha incorporado los
siguientes tipos de sistemas de levantamiento artificial:
• Bombeo neumático (gas lift)
• Bombeo hidráulico
• Bombeo electrosumergible
Obsérvese en la Tabla 1.4. la producción según el tipo de levantamiento artificial.
En la figura 1.3 puede notarse la gran importancia que tiene el sistema de
bombeo electrosumergible en el Área Shushufin
91% de la producción total.
TABLA 1.4. PRODUCCIÓN EN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO
ESTACION
CENTRAL
NORTE
SUR
S-OESTE
AGUARICO
TOTAL FUENTE: Forecast, Campo ShushufindiELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
FIGURA 1.3. PRODUCCIÓN POR
FUENTE: Forecast, Campo ShushufindiELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
bombeo electrosumergible en el Área Shushufindi, ya que representa más del
producción total.
TABLA 1.4. PRODUCCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO
GAS-LIFT B. E. S.
BPPD BPPD
- 18132 (33 pozos)
577 (1 pozo) 11080 (19 pozos)
1044 (1 pozo) 9000 (14 pozos)
- 3557 (9pozos)
- 846 (2 pozos)
1621 42615 Forecast, Campo Shushufindi-Aguarico, 24 de agosto del 2010
Andrea Benavides y Enrique Vergara
FIGURA 1.3. PRODUCCIÓN POR SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
Forecast, Campo Shushufindi-Aguarico, 24 de agosto del 2010 Andrea Benavides y Enrique Vergara
GAS LIFT
BES
P.O.
16
di, ya que representa más del
AGUARICO SEGÚN
P. O.
BPPD
912 (5 pozos)
-
-
578 (2 pozos)
1490 Aguarico, 24 de agosto del 2010
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
Aguarico, 24 de agosto del 2010
La tabla 1.5 muestra un resumen del número de pozos del Campo Shushufindi
Aguarico de acuerdo al sistema de
TABLA 1.5. NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
TIPO DE
LEVANTAMIENTO
BES
GAS LIFT
HIDRÁULICO
FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingeniería de Petróleos. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
La figura 1.4 permite apreciar de manera gráfica los datos de la tabla anterior. FIGURA 1.4. NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.
FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010. IngenELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
GAS LIFT
La tabla 1.5 muestra un resumen del número de pozos del Campo Shushufindi
Aguarico de acuerdo al sistema de levantamiento que se está empleando.
NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO
TIPO DE
LEVANTAMIENTO
NÚMERO DE
POZOS
BES 77
GAS LIFT 2
HIDRÁULICO 7
Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingeniería de Petróleos. PetroproducciónAndrea Benavides y Enrique Vergara.
La figura 1.4 permite apreciar de manera gráfica los datos de la tabla anterior.
FIGURA 1.4. NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.
Forecast, 24 de agosto del 2010. Ingeniería de Petróleos. PetroproducciónAndrea Benavides y Enrique Vergara.
BES
GAS LIFTHIDRÁULICO
17
La tabla 1.5 muestra un resumen del número de pozos del Campo Shushufindi-
levantamiento que se está empleando.
NÚMERO DE POZOS SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO
Petroproducción
La figura 1.4 permite apreciar de manera gráfica los datos de la tabla anterior.
FIGURA 1.4. NÚMERO DE POZOS POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.
iería de Petróleos. Petroproducción
18
1.10.3. HISTORIA DE PRODUCCIÓN
El Campo Shushufindi se incorpora a la producción de petróleo en agosto de
1972. Inicia la producción de petróleo con 10 pozos a una tasa de 10.000 BPPD
que hasta diciembre se incrementa a 70.000 BPPD con 20 pozos productores; en
marzo de 1973 la tasa subió a 100.000 BPPD con 30 pozos productores. La tasa
promedio de petróleo desde 1978 hasta 1994 fue de 100.000 BPPD.
A partir de 1995 la producción de petróleo inicia una declinación continua y un
incremento acelerado en la producción de agua. En 1996 la producción es de
87.105 BPPD y 47.000 BAPD.
En 1997 produce 82.000, en 1998 produce 75.000, en 1999 produce 73.800 y en
el 2000 produce 72.948 BPPD. Simultáneamente, en estos años la producción de
agua se incrementa en forma drástica desde 48.400 a 72.000 BAPD.
En la actualidad la producción de agua supera a la de petróleo, convirtiéndose
así, en el principal problema del campo. Los pozos se inundan rápidamente y
disminuye la producción de petróleo, a tal punto que menos de la décima parte del
campo se encuentra libre de inundación de agua.
Este efecto es provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo
electrosumergible que es el más usado, pues permite la producción de volúmenes
altos.
Como resultado de los trabajos de reacondicionamiento, de la perforación de
pozos de desarrollo o de la implementación de sistemas de levantamiento
artificial, la declinación de producción del campo se ha incrementado
progresivamente y continuará acentuándose en los próximos años; esto puede
corroborarse con los datos de producción anual presentados en la tabla 1.6.
19
TABLA 1.6. PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO
AÑOS PETRÓLEO BPPD
AGUA BAPD
FLUIDO BFPD
BSW %
1972 37570 562 38132 1,5
1973 76577 572 77149 0,7
1974 82262 150 82413 0,2
1975 81508 178 81686 0,2
1976 95464 558 96022 0,6
1977 90792 1322 92114 1,4
1978 105993 2114 108106 2
1979 106429 4010 110440 3,6
1980 102443 4821 107263 4,5
1981 103631 5112 108743 4,7
1982 102139 8338 110476 7,5
1983 105282 12268 117550 10,4
1984 104563 16784 121346 13,8
1985 111848 17015 128863 13,2
1986 116837 16362 133199 12,3
1987 69886 10676 80563 13,3
1988 110160 24233 134393 18
1989 100949 23728 124677 19
1990 100056 28531 128587 22,2
1991 101274 36954 138228 26,7
1992 99014 39618 138633 28,6
1993 102191 42719 144910 29,5
1994 98553 49348 147901 33,4
1995 90483 45008 135491 33,2
1996 87105 47061 134166 35,1
1997 82160 48430 130590 37,1
1998 75172 51820 126992 40,8
1999 73817 60615 134432 45,1
2000 72948 72080 145028 49,7
2001 66661 71178 137839 51,6
2002 61604 75974 137578 55,2
2003 54034 86190 140224 61,5
2004 55138 77217 132355 58,3
2005 51850 75693 127543 59,3
2006 49170 78239 127409 61,4
2007 44733 73254 117987 62,1
2008 45789 101918 147707 69 FUENTE: Departamento de Yacimientos, Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
20
En la figura 1.5 muestra claramente como la producción de petróleo ha ido
disminuyendo con el transcurso de los años mientras que la producción de agua
se ha ido incrementando (Figura 1.6).
FIGURA 1.5 PRODUCCIÓN ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO
DESDE EL AÑO 1972 AL 2008
FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
BP
D
AÑOS
Petróleo
Agua
Fluido
21
FIGURA 1.6. BSW ANUAL DEL CAMPO SHUSHUFIND-AGUARICO DESDE EL AÑO 1972 AL 2008
FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
La tabla 1.7 muestra los barriles tanto de petróleo como de agua acumulados a
diciembre del 2008.
TABLA 1.7 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA PARA EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO
FECHA DICIEMBRE 2008
Acumulado Petróleo BLS 1245'792.624
Acumulado Agua BLS 489'362.919
FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
%
AÑOS
BSW
22
1.10.4. RECUPERACIÓN SECUNDARIA
El campo contaba con un sistema de inyección de agua para las formaciones U y
T, el mismo que se inició en noviembre de 1984.
El proyecto en su parte fundamental programó inyectar 120.000 BAPD a través de
7 pozos inyectores ubicados en el flanco oeste de la estructura, con la finalidad de
mantener o incrementar la presión de las formaciones U y T en la parte central y
norte del Campo Shushufindi.
En el año 1987, la empresa operadora Texaco y la DNH, preocupados por la no
admisión del agua de la formación U, que apenas aceptaba el 36% de la
inyección programada, consideraron procedente la realización de un nuevo
estudio de Simulación Matemática, el cual recomendó incrementar el número de
pozos inyectores en 3, adelantando la línea de inyección y reduciendo el volumen
de inyección en un 16% para la formación U. Desde 1990 la tasa de inyección de
agua se redujo a 40.000 BAPD, siendo inyectados 10.000 BAPD a la formación U
y 30.000 BAPD a la formación T.
En marzo de 1999 y basado en los estudios realizados sobre el comportamiento
de la inyección de agua, se suspendió temporalmente la inyección a las dos
formaciones (U y T) en razón del incremento acelerado del corte de agua a nivel
general del campo, aunque la planta sigue tratando agua superficial para
suministro de la población y del Campo Shushufindi. Se recomienda realizar un
estudio urgente de recuperación mejorada bajo patrones de inyección.
1.10.5. TASA DE PRODUCCIÓN ACTUAL (24 Agosto 2010)
Actualmente, el Área de Shushufindi posee una producción promedio diaria de
alrededor de 38.000 barriles de petróleo por día, 15.000 MPCD de gas de
formación, en la estación norte se tiene un total de 25 pozos y una producción
total de 12.569 BPPD.
En la estación central se tiene una producción de 18
la estación sur-oeste se tiene
produce 10.044BPPD con 15
1.424 BPPD con 4 pozos. Estos valores se encuentran resumidos en la tabla 1.8
incluyendo la producción de agua
TABLA 1.8. PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN
ESTACIÓN
NORTE CENTRAL SUR SUR OESTE AGUARICO FUENTE: Forecast, 24 de agosto del 2010, Campo ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara La figura 1.7 permite apreciar gráficamente los datos de producción expuestos
anteriormente.
FIGURA 1.7. PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN
FUENTE: Departamento de Yacimientos. PetroproducciónELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
En la estación central se tiene una producción de 18.132 BPPD con 3
oeste se tiene 3.557 BPPD con 9 pozos, en la estación su
PD con 15 pozos, y por ultimo en la estación A
4 pozos. Estos valores se encuentran resumidos en la tabla 1.8
incluyendo la producción de agua.
PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN
NÚMERO DE POZOS
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
BPPD 25 12.569
33 18.132
15 10.044
9 3.557
4 1.424
Forecast, 24 de agosto del 2010, Campo Shushufindi-AguaricoAndrea Benavides y Enrique Vergara
La figura 1.7 permite apreciar gráficamente los datos de producción expuestos
PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN
FUENTE: Departamento de Yacimientos. Petroproducción ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
23
132 BPPD con 33 pozos, en
pozos, en la estación sur se
s, y por ultimo en la estación Aguarico se tiene
4 pozos. Estos valores se encuentran resumidos en la tabla 1.8
PRODUCCIÓN DE AGUA
BAPD 16.416
23.754
27.759
13.659
3.451
Aguarico
La figura 1.7 permite apreciar gráficamente los datos de producción expuestos
PETRÓLEO
AGUA
24
Existen problemas en las facilidades de producción al no existir renovación de
equipos y tuberías, además de que las instalaciones de superficie en muchos
casos ya han cumplido el tiempo de vida útil sugerida por el fabricante.
En el proceso de producción de petróleo, éste pasa sin agua del tanque de reposo
al tanque de oleoducto de la Estación Central para ser bombeado a Lago Agrio. El
agua producida es tratada y reinyectada a la formación Tiyuyacu.
Del gas producido, una parte es entregada al complejo de Petroindustrial, y el gas
residual se utiliza para generar energía eléctrica y para el sistema de producción
por levantamiento neumático (gas lift).
La producción actual para el campo está en el orden de los 38.000 BPPD, con
una tasa de declinación anual efectiva del 9%8.
8 NTC Energy Group (NTC EG), Contrato: “Prestación de Servicios de Certificación de Reservas de los Campos de PETROPRODUCCIÓN ubicados en el Distrito Amazónico”.
25
CAPÍTULO II
BOMBEO HIDRÁULICO
2.1. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para hacer que un pozo
fluya a la superficie en volúmenes suficientes, la energía natural deberá ser
suplementada por medios artificiales. Este suplemento a la energía natural se
conoce como levantamiento artificial. La figura 2.1 ilustra gráficamente por medio
de curvas de gradiente el paso gradual de un pozo de flujo natural a una situación
de levantamiento artificial.
El objetivo de cualquier programa de levantamiento artificial debe consistir en
desarrollar un proceso de producción que permita el aprovechamiento máximo,
bajo las condiciones existentes, de la energía natural del yacimiento.
FIGURA 2.1. ETAPAS EN LA VIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO
FUENTE: Texto guía de Gas Lift. Ing. Ramiro Almeida Martínez
26
Dentro de la clasificación existen cinco formas de levantamiento artificial utilizados
comúnmente en la producción de petróleo
• Bombeo por varillas de succión o bombeo mecánico
• Bombeo eléctrico sumergible
• Levantamiento por gas ó Gas Lift
• Cavidad Progresiva.
• Bombeo hidráulico
En la figura 2.2 se representa un esquema general de cada uno de los sistemas
de levantamiento mencionados.
FIGURA 2.2. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO DE ARTIFICIAL
La bomba es operada por un motor eléctrico. Para transferir la energía desde la
superficie hasta el motor de fondo se debe utilizar un cable eléctrico. La energía
eléctrica es convertida a energía mecánica por el motor.
2.1.2.1. Componentes Equipo de Superficie
• Variador Frecuencia
• Transformador de Potencia
• Caja de Venteo
• Cable de Superficie
Equipo de fondo
• Bomba
• Entrada/Separador de Gas
• Protector
• Motor
• Cable de Potencia
• Sensor de presión y temperatura
Estos componentes pueden observarse en la figura 2.5.
31
FIGURA 2.5. COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V. 2007
32
2.1.2.2. Aplicaciones
Las bombas eléctricas sumergibles tienen grandes ventajas en los pozos con:
• Altas tasas de producción
• Alta productividad
• Bajas presiones de producción en el fondo del pozo
• Bajas relaciones de gas en solución
2.1.2.3. Ventajas
• Es un método flexible para producir en un rango muy amplio de gastos.
• No tiene partes móviles en superficie, así; es aplicable en áreas urbanas
• Bajo impacto ambiental al no haber derrames en superficie.
• Posibilidad de automatizar su supervisión.
• Es aplicable en pozos desviados y horizontales.
2.1.3. LEVANTAMIENTO POR GAS O GAS LIFT
Es un proceso que consiste en levantar los fluidos de un pozo mediante el uso de
un gas a presión relativamente alta que se inyecta en la columna de fluido en
algún punto por debajo del nivel de fluido estático. La figura 2.6 presenta un
esquema de este sistema.
2.1.3.1. Componentes
Equipo de Superficie
• Planta de tratamiento de Gas (Unidad de secado de gas)
• Compresor
Equipo de Fondo
• Mandriles
• Válvulas
33
FIGURA 2.6. ESQUEMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT
FUENTE: www.tandem-terminal.ru/i/oil-003.jpg
2.1.3.2. Aplicaciones
El levantamiento a gas en cualquiera de sus formas es indicado para casi todas
las aplicaciones en campos petroleros aunque tiene grandes ventajas en pozos
con:
• Altas tasas de producción
• Alta productividad
• Pozos verticales y desviados
• Gas en solución
• Presiones de producción en el fondo del pozo relativamente altas.
34
2.1.3.3. Ventajas
• El costo inicial de los equipos de subsuelo es generalmente menor que en
los otros métodos de levantamiento artificial.
• Su flexibilidad es superior a la de las otras formas de levantamiento. Las
instalaciones pueden ser diseñadas para levantar inicialmente desde cerca
de la superficie y para levantar desde casi la profundidad total en el
momento del agotamiento del yacimiento. Las instalaciones de
levantamiento a gas pueden ser diseñadas para levantar desde uno hasta
varios miles de barriles diarios.
• La producción de arena en el fluido producido no afecta a los equipos de
levantamiento a gas en la mayoría de las instalaciones.
• El levantamiento a gas no es afectado adversamente por la desviación del
hoyo.
• El número relativamente pequeño de partes móviles en un sistema de
levantamiento a gas permite un levantamiento más duradero en
comparación con las otras formas de levantamiento artificial.
• Los costos de operación generalmente son mucho menores en los
sistemas de levantamiento a gas que en los otros tipos de levantamiento,
particularmente a grandes profundidades.
• El levantamiento a gas es ideal para suplementar el gas de la formación
con el fin de levantar artificialmente pozos con relaciones gas-petróleo
(GOR) relativamente altas.
2.1.4. CAVIDAD PROGRESIVA
Este sistema de levantamiento es operado por medio de una bomba de fondo tipo
“tornillo”, movida por varillas o por un motor eléctrico sub-superficial. La figura 2.7
muestra los tipos de cavidad progresiva.
35
FIGURA 2.7. CAVIDAD PROGRESIVA POR TORNILLO
FUENTE: Curso de Levantamiento Artificial-Schlumberger
2.1.4.1. Componentes
Equipo de Superficie
• Transformador y Generador
• Motor con caja reductora
• Variador de frecuencia
Equipo de Fondo
• Bomba de Cavidad Progresiva
• Varillas de Bombeo
MOVIDO POR MOTOR DE FONDO MOVIDO POR VARILLA
36
2.1.4.2. Aplicaciones
• Capaz de manejar sólidos y fluidos de alta viscosidad
• Pozos verticales
• Para caudales menores a 3.500 BPD
• En pozos poco profundos
• Para temperaturas menores 250 °F
• Cuando el fluido no se emulsiona
• Para alta eficiencia volumétrica
2.1.4.3. Ventajas
• Diseño simple de dos piezas (rotor y estator)
• La interferencia de ajuste entre el rotor y el estator crea una serie de
cavidades aisladas.
• La rotación del rotor causa que las cavidades se muevan o “progresen” de
un extremo de la bomba al otro
2.1.5. BOMBEO HIDRÁULICO
2.1.5.1. Introducción
Puesto que el presente estudio trata sobre el Sistema de Bombeo Hidráulico en el
campo Shushufindi, se profundizará más sobre este Sistema de Levantamiento.
El método del Bombeo Hidráulico se remonta desde la época de los egipcios,
cuando ellos utilizaban este principio para bombear agua (sistema de balancín y
varillas). Dentro de la industria petrolera se remonta al siglo XX; en la actualidad
este sistema se utiliza para levantar los fluidos desde el subsuelo hasta la
superficie.
Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento artificial
hidráulico como la bomba de Faucett que en el subsuelo fue una bomba
37
accionada por vapor de agua y requería de un pozo de gran diámetro para
operarla, por esta razón no se comercializó con facilidad estos equipos.
Con el pasar de los años, y teniendo que producir cada día desde mayores
profundidades se han ido tecnificando y perfeccionando los diseños de estos
equipos de subsuelo y superficie hidráulicos; es así que desde 1932 varios miles
de pozos petroleros han sido explotados con bombas hidráulicas,
incrementándose cada día más las instalaciones en el mundo con este sistema de
levantamiento artificial.
El principio fundamental aplicado al Bombeo Hidráulico en el subsuelo es la “Ley
de Pascal”, la cual establece que si se ejerce una presión sobre una superficie
líquida esta se transmite a todas las superficies del mismo con igual intensidad.
La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación
centralizada en la superficie mediante una tubería llena de fluido hasta cualquier
número de puntos (pozos) dentro del sistema. En la figura 2.8. se muestra el
sistema general del bombeo hidráulico
38
FIGURA 2.8. SISTEMA GENERAL DEL BOMBEO HIDRÁULICO
FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Fernando E.R.
39
2.1.5.2. Principio funcionamiento
El sistema de bombeo hidráulico transmite potencia al fondo por medio del fluido
motriz presurizado que fluye por el agujero tubular del pozo; las bombas de
subsuelo actúan como un transformador que convierte la energía del fluido motriz
en energía potencial o de presión en los fluidos producidos.
Las bombas de Pistón, constan de pistones recíprocos comunicados, unos
gobernados por el fluido motriz presurizado y otro gobernado por él o los fluidos
que produce el pozo.
La bomba hidráulica JET, convierte el fluido presurizado motriz en un jet de gran
velocidad que se mezcla directamente con los fluidos del pozo.
Los tipos de bombas mencionadas son bombas libres ya que se corren y se
reversan hidráulicamente sin remover la tubería, ni usar servicios de cables.
Las presiones de operación en el sistema hidráulico varían de 2.000 a 4.000 psi,
la bomba más común para generar esta presión en la superficie es una bomba
Triple o Quíntuple de desplazamiento positivo, accionada por un motor eléctrico,
un motor de gas o un motor de combustión interna (diesel).
2.1.5.3. Sistema de operación
Existen básicamente dos sistemas de operación dentro del bombeo hidráulico,
siendo: el sistema de Fluido motriz abierto y el sistema de fluido motriz cerrado.
2.1.5.3.1. Sistema de fluido motriz abierto
Un sistema de fluido motriz abierto (OPF, OPEN POWER FLUID) solo requiere de
dos conductos de fluido en el pozo; el primero para circular o contener el fluido
motriz a presión y dirigirlo a la parte motor de la bomba, el segundo contiene el
40
fluido motriz que accionó a la bomba más el fluido producido por el pozo en su
retorno a superficie (llamado espacio anular).
Este sistema es el más sencillo y económico, puesto que permite inyectar aditivos
químicos al fondo del pozo, como también inhibidores de corrosión, incrustación y
parafina, los mismos que nos ayudarán a extender la vida útil del equipo de
subsuelo; cuando los fluidos producidos tienden a formar emulsiones dentro del
pozo, puede añadirse demulsificante al fluido motriz.
2.1.5.3.2. Sistema de fluido motriz cerrado
En un sistema de fluido motriz cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) no se
permite que el fluido producido se mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del
sistema, se requiere de una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo como
en superficie; una sarta para transportar la producción hasta la batería de tanques
y otra para que retorne el fluido motriz que ya cumplió su función en el fondo del
pozo hasta el tanque respectivo para volverse a presurizar y recircular.
Es un sistema muy costoso y de complejo diseño. Es recomendable para cuando
los fluidos producidos son extremadamente abrasivos o corrosivos.
Es recomendable este sistema para plataformas marinas y en algunas
instalaciones industriales.
Para las bombas de subsuelo diseñadas para trabajar con este sistema el mayor
inconveniente a tenerse es en el fluido motriz, por que el fluido motriz no seguirá
limpio indefinidamente aunque se tengan todas las precauciones y cuidados que
el caso requiere.
2.1.5.4. Tipos de completaciones
Existen los siguientes tipos de completaciones:
• De Bomba Libre
41
• De Bomba Fija
• Bomba a base de cable
2.1.5.4.1. Sistema de bomba libre
No requiere de unidad especial para correr y reversar la bomba, esta bomba se
desplaza dentro de la sarta de tubería del fluido motriz.
Para colocar la bomba o correr la bomba se inserta en la sarta de la tubería en la
superficie y se la hace circular hasta el fondo, donde se la aloja en el conjunto de
fondo (BHA) o también conocido como cavidad.
Para recuperar la bomba, se inyecta fluido motriz por el espacio anular. Esta
inyección de fluido invertida hace que se accione la válvula de pie (Standing
valve) y se presurice en el fondo desasentando la bomba de la cavidad. La
presión queda atrapada en las copas que tiene la bomba en la parte superior y de
esta forma permite circular hasta superficie para ser reemplazada.; en ciertos
casos se requiere de una unidad especial swab para recuperarla.
Es una ventaja este sistema de bomba libre por cuanto permite cambiar o
reemplazar equipos sin necesidad de una unidad de reacondicionamiento.
2.1.5.4.2. Sistema de bomba fija
La bomba de fondo se coloca con la tubería de fluido motriz y se coloca en el
pozo como una parte integral de dicha sarta, cuando falla el equipo se tiene que
cambiar utilizando una unidad de reacondicionamiento.
2.1.5.4.3. Sistema de bomba a base de cable
La bomba se coloca en una camisa deslizante, se instala sobre una válvula de
gas lift o sobre una válvula de inyección de productos químicos, se coloca la
42
bomba pozo a bajo o se retira con el cable liso, la bomba se puede operar con el
flujo normal o revertido.
2.1.5.5. Principales elementos del conjunto de fondo
Se diseñará una Completación de fondo para cada pozo en particular, esto es
dependiendo del número de las arenas productoras, consecuentemente irán el
número de empacaduras, camisas y la cavidad; enunciaremos cada uno de sus
componentes:
Tubería
O Tubing, es la sarta de tubos que se encuentran instalados desde la superficie
hasta el fondo del pozo, son tubos de alta presión (hasta 8.000 psi, dependiendo
de la cédula a utilizar) a través de ella se inyecta el fluido motriz a la bomba, cada
tubo tiene 32 ft de longitud aproximadamente, en nuestro país los tubing más
utilizados son de 3½”, 2 7/8” y 2 3/8”.
Tubería de revestimiento
O Casing, es la tubería que va cementada a las paredes del pozo, a las
profundidades hasta donde se instalará todo el conjunto de fondo se tienen
diámetros de 5½ “ y 7”, es en el diámetro interior “ID” del casing donde se
mezclan los fluidos inyectado + producido y de esta forma circulan hasta
superficie; En nuestro país debido a longevidad de los casing estos han ido
perdiendo su capacidad de resistencia sobre todo por la corrosión
consecuentemente es limitada su resistencia a altas presiones (± 1.500 psi).
43
Cavidad
Es un conjunto de extensiones, camisas y acoples con agujeros dispuestos de
manera especial para determinado tipo de bomba (pistón o jet), en el interior de la
cavidad se aloja la bomba destinada a trabajar, cuando la bomba se encuentra
alojada en la cavidad se tienen sellos que delimitan cámaras entre bomba y
cavidad apropiadas para cada función y recorrido del fluido. La cavidad posee
alrededor de ella agujeros en lugares destinados al paso del fluido.
Independientemente del tipo de bomba los agujeros en el extremo inferior son
utilizados para la extracción de la bomba. La bomba jet utiliza tres de los lugares
agujereados. Cuando por algún motivo (corte de fluido sellos de cavidad) debe ser
retirada la cavidad, obligatoriamente se tiene que sacar con toda la sarta de
tubería y se tiene que utilizar una unidad de reacondicionamiento.
Aisladores de zonas
O packers, son elementos cuyo mecanismo hidráulico o mecánico hacen que
sellen las paredes del casing y el tubing, aislando independientemente de esta
forma las arenas productoras.
Camisas
Son herramientas que van colocadas directamente en el intervalo de la zona o
arena productora y que tiene como objetivo permitir que solo el fluido de la zona o
arena en que dicho elemento se encuentra ingrese a través de él y llegue hasta la
cavidad; estas herramientas tienen la particularidad de abrirse o cerrarse con la
ayuda de una herramienta auxiliar llamada “Shifting tool”.
Válvula de pie
O standing valve, esta herramienta se aloja en el extremo inferior de la cavidad
(seating ring), son necesarios en sistemas abiertos para crear el efecto “U” y
prevenir que el líquido que está circulando regrese de nuevo al reservorio. Esta
válvula puede ser recuperada con una unidad auxiliar de wire line. Cuando el
pozo está produciendo, sirve de asiento para las bombas.
44
Bombas falsas
Son corridas para taponar los orificios de la cavidad, se utilizan para realizar
pruebas en el fondo de la completación, asentamiento de empacaduras, chequeo
de tubería, realizar tratamientos a las formaciones, para realizar pruebas de
inyectividad y admisión.
2.1.5.6. Principales elementos de superficie
Cabezal de pozo
Todo pozo posee un cabezal, dentro del bombeo hidráulico los cabezales de pozo
tienen el mismo sistema de funcionamiento, en bombeo hidráulico se utilizan el
cabezal de pozo con válvula de cuatro vías y el tipo árbol de navidad.
El cabezal de pozo posee una válvula MASTER, es la que está conectada
directamente con la sarta de la tubería (tubing) y la tubería de revestimiento
(casing), con las líneas de inyección y producción, por lo tanto la válvula MASTER
pilotea el movimiento de cualquier fluido (motriz o retorno) en cualquier sentido
dentro del pozo.
Las válvulas del casing, son válvulas por donde retornará la mezcla de los fluidos
inyectado + producido a la línea de retorno a la estación de producción, son
válvulas de 3.000 @ 5.000 psi. Las válvulas del tubing, son válvulas que nos
permiten el paso del fluido de inyección hacia el tubing y consecuentemente a la
bomba, son válvulas de 5.000 psi.
Válvula de control de pozo (4 Vías)
Sirve para controlar la dirección del fluido motriz que acciona la bomba del pozo.
Con solo mover la palanca hacia abajo, el fluido motriz baja por la tubería de
inyección para activar y accionar la bomba.
45
Para reversar la bomba, el movimiento de la palanca hacia arriba dirige el flujo
hacia abajo por el espacio anular para que la empuje o saque la bomba por la
tubería de inyección hasta superficie.
En la posición intermedia la válvula circula (by pass), es decir que el fluido de
inyección pasa directamente a la línea de retorno a la estación. Con el giro a la
derecha del handle (mariposa) presurizamos el pozo, la operación inversa es para
despresurizar.
Válvula de control de flujo
La válvula reguladora o de control de flujo (VRF) sirve específicamente para
regular el paso del fluido a ser inyectado al pozo y consecuentemente a la bomba.
Esta válvula se instala entre la válvula block y el cabezal del pozo.
Lubricador
Es una herramienta de apoyo que se acopla a la válvula de 4 vías y al cabezal
tipo árbol de navidad, nos sirve para sacar la bomba y desplazar la bomba hacia
el pozo sin necesidad de contaminar el medio ambiente facilitando al Técnico la
operación del cambio de bomba y reduciendo el peligro de trabajar con el hueco
abierto.
Líneas
En el recorrido que realizan el fluido no siempre se encuentra con un mismo
caudal ni con una presión constante, por ello se utiliza dos tipos de tubería en
toda la instalación de superficie.
• Tubería de alta presión
Soporta hasta 5.000 psi, se utiliza para el fluido de inyección desde la planta
hasta el cabezal del pozo; la sarta de tubería que se utiliza en la completación
definitiva es también de alta presión.
• Tubería de baja presión
Tiene márgenes de resistencia menores (500 – 800 psi), se encuentra instalada
desde la salida de producción del pozo hasta la estación de almacenamiento.
46
Válvulas de paso
Las válvulas que conforman un circuito no son iguales aunque su principio es
similar de apertura y cierre, las más utilizadas son:
• Válvulas mariposa
Cierra con varias vueltas (sentido antihorario)
• Válvulas de tipo Block
De rápida acción sirven para aperturas y cierre rápidos, su trabajo es en apertura
y cierre con giro a 90°
Turbina de caudal
Este elemento es indispensable dentro del circuito en la superficie, ya que
mediante el movimiento de la turbina producido por la energía cinética del fluido
motriz presurizado, en su parte interior los alabes giran a gran velocidad, estas
pulsaciones son leídas por un sensor magnético que posee un instrumento
electrónico que cuenta el paso del número de barriles que circulan hacia el pozo;
La turbina se encuentra instalada directamente en la línea de inyección luego del
VRF.
Cuenta barriles
Es un instrumento electromagnético que sirve para leer las pulsaciones que se
producen el interior de la turbina, facilitando de esta manera para determinar
exactamente el número de barriles inyectados hacia la bomba, este elemento es
portátil y no se lo encuentra instalado en la locación.
47
Instrumentos
Como se trabaja con altas presiones se tiene que contar en las líneas de
inyección y retorno manómetros de alta y baja presión (5000 psi y 600 psi
respectivamente).
En la mayoría de los pozos se encuentra instalado un manómetro diferencial que
es un registrador de carátula giratoria (denominado BARTON por la marca del
fabricante), en el que se registran las presiones de operación de inyección y la
presión de retorno, es cambiable esta carta y su giro es proporcional con el
tiempo real, se gradúa a 24 horas o a 7 días según el tipo de reloj.
2.1.5.7. Tipos de Bombas Hidráulicas de subsuelo
Las bombas de subsuelo pueden ser: de tipo jet y de tipo pistón
2.1.5.7.1. Bombas jet
Es un tipo especial de bombas de subsuelo que no emplea partes móviles lo que
permite a la bomba tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos
que para el caso de otros sistemas son limitaciones importantes. Ejecuta su
acción de bombeo mediante la transferencia de momentum entre el fluido motriz y
el fluido del pozo que se produce cuando éstos se mezclan, pasando a través de
la unidad de subsuelo. Con las bombas hidráulicas tipo jet, siempre se tiene un
sistema de fluido motriz abierto o cerrado siendo este último el más común.
Frecuentemente se pueden obtener tasas de producción más altas que con las
bombas de pistón, por lo que se recomienda su uso en pozos con altos IP, así
como también en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia
de arena.
La figura 2.9 ilustra esquemáticamente los componentes de una bomba jet
directa.
48
FIGURA 2.9. BOMBA JET DIRECTA
FUENTE: Introduccion al bombeo hidráulico con equipos Oilmaster y Kobe REALIZADO POR: Artificial Lift Systems de Weatherford y Servicios Petroleros de Solipet.
Fluido de Inyección
Tubería (tubing)
Tubería de revestimiento (Casing)
Nozzle
Garganta
Difusor
Fluidos mezclados
Fluidos del pozo
49
2.1.5.7.1.1.Principio de funcionamiento de la bomba jet.
El bombeo hidráulico tipo Jet, es un mecanismo de producción de pozos
petroleros, que actúa mediante la transferencia de potencia a una bomba de
subsuelo con un fluido presurizado que es bombeado a través de la tubería de
producción. La bomba de subsuelo actúa como un transformador convirtiendo la
energía del fluido motriz en energía potencial o presión sobre los fluidos
producidos.
La bomba de subsuelo tipo Jet, logra su acción de bombeo mediante la
transferencia de energía entre dos corrientes de fluidos. La alta presión del fluido
motriz enviado desde la superficie pasa a través de una tobera donde su energía
potencial o presión es convertida en energía cinética en la forma de chorro de
fluido a gran velocidad. El fluido a producir es succionado y mezclado con el fluido
motriz en la garganta de la bomba y llevado a superficie.
No requiere de varillas o cables eléctricos para la transmisión de potencia a la
bomba de subsuelo. Es un sistema con dos bombas, una en superficie que
proporciona el fluido motriz y una en el fondo, que trabaja para producir los fluidos
de los pozos. La bomba de subsuelo puede ser instalada y recuperada
hidráulicamente o con unidades de cable. Los fluidos producidos pueden ser
utilizados como fluido motriz. Su mantenimiento es de bajo costo y de fácil
implementación.
Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan
mediante una configuración de toberas y gargantas “venturi“. Diferentes
configuraciones geométricas se utilizan para controlar la luz entre los orificios de
la tobera y la garganta para lograr los caudales deseados de producción.
50
Relaciones toberas / gargantas en volumen y presió n
La relación entre el área de la tobera y el área de la garganta, es una variable
importante, porque determina el intercambio entre la cabeza de levantamiento y la
tasa de flujo de producción. (Figura 2.10)
FIGURA 2.10 NOMENCLATURA BOMBA JET
FUENTE: Introducción al bombeo hidráulico con equipos Oilmaster y Kobe Autor: Ing. Fernando Riofrío
Donde:
Ps = Presión del fluido de succión
Pn = Presión de la tobera
Pd = Presión del fluido de descarga por el difusor
Qs = Caudal de succión
Qn = Caudal de inyección por la tobera
Qd = Caudal de descarga por el difusor
Aj = Área de la tobera
At = Área de la garganta
As = Área de succión.
Si para una tobera dada se selecciona una garganta de modo que el área de la
tobera Aj, sea del 60% del área de la garganta At, existirá un caudal de
producción grande y una cabeza de levantamiento pequeño, el área As como se
51
ilustra en la figura anterior sirve para que los fluidos del pozo pasen. Existirán
grandes cabezas de levantamientos si entre la garganta y la tobera se selecciona
un As pequeño. Como la energía de la tobera es transferida a un caudal más
pequeño que la tasa del fluido motriz, entonces existirá un caudal de producción
más bajo que el utilizado como fluido motriz.
Tanto toberas como gargantas utilizan una estricta progresión de diámetro y
orificios. La progresión establece áreas de relaciones entre la tobera y diferentes
gargantas.
A la designación de una tobera y una garganta se le denomina GEOMETRÍA.
Al establecer una tobera seleccionada con el mismo número de garganta se
tendrá siempre la misma relación de área: 0.380 para Oilmaster, 0.400 para
Kobe, y 0.366 para Claw. Esto se denomina relación A, sucesivamente mayores
gargantas seleccionadas con una misma tobera, se tendrán relaciones A, B, C, D
y E. (Figura 2.11)
La relación de área comúnmente usada oscila entre 0.400 (A) y 0.235 (C).
Relaciones mayores de áreas a 0.400 son usados normalmente en pozos de gran
profundidad con altos levantamientos o solamente cuando es baja la presión del
fluido motriz disponible, pequeñas áreas anulares son más propensas a
cavitación.
52
FIGURA 2.11 RELACIONES TOBERA - GARGANTA Y PRODUCCIÓN -LEVANTAMIENTO
FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Luis Fernando E.R.
Relaciones de áreas menores a 0.235 (C, D, E) son usadas en pozos pocos
profundos o cuando es muy baja la presión de inyección, se requiere de una
mayor área anular para que pase el fluido reduciendo el potencial de cavitación.
Las pequeñas relaciones de área (C, D, E) revelan menor cabeza de
levantamiento pero pueden producir más volúmenes de fluidos que el usado como
fluido motriz.
Las mayores relaciones de áreas son instaladas para altas cabezas de
levantamiento pero esto es solamente aplicable con relaciones de producción
menores que la relación de fluido motriz.
Ejemplo: Geometría “D-5” o “10-H” en Guiberson y Claw respectivamente.
53
2.1.5.7.1.2.Sistemas de inyección de fluido motriz en la bomba jet
La dirección del fluido motriz en la bomba jet puede ser de inyección convencional
o reversa.
Bomba de inyección convencional.
En la bomba de inyección convencional el fluido motriz es inyectado por la tubería
de producción y la producción e inyección retorna por el espacio anular (tubería
de revestimiento-tubería de producción). Para reversar la bomba cambiamos de
sentido los fluidos, inyectamos por el espacio anular, lo cual nos permite levantar
la bomba por la tubería de producción hasta la superficie.
Bomba de inyección reversa.
En la bomba de inyección reversa el fluido motriz es inyectado por el espacio
anular y la producción retorna con la inyección por la tubería de producción,
teniendo un menor tiempo de evaluación para obtener la información del pozo
como: la producción, BSW, etc. Este tipo de inyección es utilizado en bombas jet
de camisa. Para recuperar la bomba solo se puede hacer con unidad de cable de
pesca.
2.1.5.7.1.3.Cavitación en bombas jet
El fluido es acelerado hasta una velocidad (200 a 300 pie/seg) para entrar a la
garganta, la presión estática del fluido cae hasta llegar a la presión de vapor del
fluido a altas velocidades. Esta presión baja causa que se formen las cavidades
bajas de vapor (cavitación). Esto provoca choques de fluido de formación en la
garganta por lo que la producción tiende a bajar aún cuando la tasa de fluido
motriz y la presión sean incrementadas.
Se puede manifestar que con una tasa de flujo cercana a cero, desaparece la
cavitación debido a que las velocidades del fluido son bajas. Sin embargo bajo
estas condiciones la diferencia de velocidades que existe entre el chorro que sale
de la tobera y el fluido producido, hace que se produzca una zona de corte en los
54
límites de los dos fluidos. Esta zona de corte entre los fluidos genera vórtices
(torbellinos) que tienen una presión reducida, por lo tanto se forman cavidades de
vapor en el alma de los vórtices, permitiendo la erosión de las paredes de la
garganta a medida que las burbujas de vapor colapsan debido al decaimiento del
vórtice y el aumento de presión en el difusor de la bomba.
2.1.5.7.1.4.Ecuaciones para el diseño de una bomba jet
18 0,1858 18 0,4642 18 0,1476 18 0,3878 P 0,3848 15 0,2606 18 0,1950 R 0,2593 18 0,1858 R 0,4642
19 0,2400 19 0,5995 19 0,1879 19 0,4938 16 0,3127 19 0,2464 S 0,3127 19 0,2400 S 0,5995
20 0,3100 20 0,7743 20 0,2392 20 0,6287 17 0,3750 20 0,3119 T 0,3760 20 0,3100 T 0,7743
21 1,0000 18 0,4513 21 0,3850 U 0,4515 U 1,0000
22 1,2916 19 0,5424 V 0,5426 V 1,2910
23 1,6681 20 0,6518 W 0,6520 24 2,1544
FUENTE: Ecuapet Cía. Ltda.
78
TABLA 2.6 GEOMETRíAS DE TOBERA Y GARGANTA
TOBERA GARGANTA OILMASTER KOBE
R R N N-1 0,483X 0,517A- N N 0,380A 0,400A N N+1 0,299B 0,310B N N+2 0,235C 0,240C N N+3 0,184D 0,186D N N+4 0,145E 0,144E
FUENTE: Foplleto de Levantamiento Artificial.,Autor: Ing. Vinicio Melo. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
Las estrictas progresiones empleadas por Oilmaster y Kobe establecen relaciones
de áreas fijas entre las toberas y gargantas. Una tobera dad que se utilice con el
mismo número de garganta siempre dará la misma relación de área (0,380 para el
sistema Oilmaster y 0,400 para el sistema Kobe). Esta relación se conoce como la
relación A. Gargantas sucesivamente mas grandes usadas con una tobera dada
dan las relaciones B, C, D y E, como se indica en la tabla 2.6. Para ambos
sistemas la dimensión de la bomba esta designada por el número de la tobera y la
letra de la relación de áreas. Por ejemplo 11-B, 6-A, etc.
Ya que la progresión de dimensiones para toberas y cámaras de mezclado en el
sistema Guiberson no es constante sobre el rango total, las combinaciones
tobera-garganta no dan relaciones de áreas fijas. Sin embargo, las relaciones que
resultan cubren el mismo rango básico de los otros dos sistemas.
Las relaciones de área de Guiberson están listas en la tabla del anexo No 3, en
este sistema la letra o letras de la tobera y el número de la cámara de mezclado
(garganta) designan la dimensión de la bomba; por ejemplo C-5.
Las áreas anulares para las bombas Kobe y Oilmaster están enlistadas también
en el anexo No 3. Cabe mencionar que las relaciones de áreas de las bombas
Kobe son iguales a las de Oilwell.
79
2.1.5.8.3. Especificaciones de la Bombas Jet Claw
Sertecpet es también proveedor de bombas para Petroproducción por lo cual
indicamos las especificaciones de sus principales bombas de trabajo y sus costos
en el anexo No. 5, entre las cuales tenemos tres tipos:
Bomba Jet Directa
La bomba Jet Claw directa, es utilizada en pozos de producción de petróleo de
forma continua y en operaciones de pruebas de pozos. Está compuesta por 11
partes fijas cuyas especificaciones se muestra en la tabla 2.7, las partes más
importantes son la tobera y la garganta. Como aplicaciones se tiene:
• Se puede asentar en una camisa, cavidad, mandril de gas lift y coil
tubing.
• Construida en acero de alta calidad térmicamente tratada lo que permite
que trabaje en ambientes severos
• Puede adaptar sensores de presión o muestreadores para análisis PVT
• Puede ser removida a la superficie hidráulicamente o utilizando slick
line
TABLA 2.7 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW DIRECTA TUBING
OD (pulg)
TAMAÑO TOBERA
(pulg)
TAMAÑO GARGANTAS
(pulg)
DIÁMETRO DE SELLOS
(pulg)
PRODUCCIÓN MÁXIMA (bls/día)
LONGITUD TOTAL (pulg)
DISTANCIA ENTRE SELLOS
(pulg) 2 3/8” 1 a 20 A a V 1,870 3.000 30,150 21,375 2 7/8” 1 a 20 A a V 2,312 6.000 31,290 22,390 3 1/2” 1 a 20 A a V 2,812 8.000 33,150 22,850 4 1/2” 1 a 20 A a V 3,812 12.000 53,160
FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
Bomba Jet Reversa
Son recomendables para pozos nuevos o altos contenidos de sólidos ya que las
partículas solidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba jet Claw. Como
aplicaciones principales se tiene:
80
• Se utiliza en pozos nuevos, donde se requiere obtener datos de
producción y características de los fluidos en corto tiempo.
• También es recomendada en pozos arenados, evitando la acumulación
de arena sobre el packer.
Las especificaciones técnicas se muestran en la tabla 2.8.
TABLA 2.8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW
REVERSA
TUBING
OD
(pulg)
TAMAÑO
TOBERA
(pulg)
TAMAÑO
GARGANTAS
(pulg)
DIÁMETRO
DE SELLOS
(pulg)
PRODUCCIÓN
MÁXIMA
(bls/día)
LONGITUD
TOTAL
(pulg)
DISTANCIA
ENTRE SELLOS
(pulg)
2 3/8” 1 a 20 A a V 1,870 3.000 33,750 20,015
2 7/8” 1 a 20 A a V 2,312 6.000 35,500 21,250
3 1/2” 1 a 20 A a V 2,812 8.000 36,250 20,050
4 1/2” 1 a 20 A a V 3,812 12.000 53,160
FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
Bomba Jet Claw Smart
Es una Jet Claw convencional para camisa de 3 ½ “. Está compuesta de dos
secciones: la parte interna conformada por una bomba Jet Claw directa de 2 3/8 “,
acoplada a la válvula de cierre de fondo y asegurada con pines de ruptura. En
esta bomba se acoplan directamente las memorias electrónicas en su parte
inferior, que sirven para tomar los datos de fondo del pozo.
La tabla 2.9 muestra las especificaciones de esta bomba.
TABLA 2.9 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA BOMBA JET CLAW SMART TAMAÑO NOMINAL
DE LA CAMISA
(pulg)
LONGITUD
TOTAL
(pulg)
ANCHO
MÁXIMO
(pulg)
LONGITUD
ENTRE SELLOS
(pulg)
GAUGE
CARRIER
(pulg)
PRESIÓN DE
TRABAJO MÁXIMA
(pulg)
3 1/2” 48,975 2,968 22,679 10,6 5.000
FUENTE: Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
81
2.1.6. PARÁMETROS DE ANÁLISIS ENTRE TIPOS DE BOMBAS Y SIST EMAS DE LEVANTAMIENTOS
A continuación presentamos algunos criterios limitantes para tomar en cuenta al momento de escoger una bomba de producción como los que se muestran en la tabla 2.10.
TABLA 2.10. CONDICIONES QUE LIMITAN A LAS BOMBAS PISTÓN Y JET
# CONDICIONES LIMITANTES DE
OPERACIÓN PISTÓN JET
1 Baja presión de entrada a la bomba Sí No
2 Mala calidad de fluido motriz Sí Sí
3 Grandes volúmenes Bomba tipo E No Sí
4 Alta relación Gas – Petróleo (GOR) No Sí
5 Alta corrosión No Sí
6 Utilización de agua como fluido motriz No Sí
7 Ahorro de potencia (HP) en superficie Sí No
8 Presencia de arena en la formación ≡ Sí
9 Presencia de parafina ≡ ≡
10 Presencia de escala ≡ ≡
11 Pozos profundos Sí Sí
12 Restricción de producción Sí Sí
13 Bajo costo de operación No Sí
FUENTE: Manual de Bombeo Hidráulico. Ing. Luis Fernando E. R. NOTA: ≡ Regulares condiciones de operación En la tabla 2.11 se muestran algunas comparaciones técnica entre los sistemas de levantamiento mecánico, electrosumergible e hidráulico.
82
TABLA 2.11 COMPARACIONES TÉCNICAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO
BOMBEO
DE BALANCÍN
BOMBEO ELECTRO-
SUMERGIBLE
BOMBEO HIDRÁULICO
JET Longitud de tubería <6500 pies <13000 pies <18000 pies
Longitud de varillas de succión 6500 pies ninguno ninguno
Bomba en el fondo del pozo Varilla centrífuga Ninguno
Sellos de cabeza de pozos especiales
Sí Sí No
Bombas de fondo con partes movibles
Sí Sí No
Desgaste mecánico de las bombas de fondo
Sí Sí No
Tiempo de vida de las bombas de fondo
+/- año +/- 2 años +/- 3 años solo sello se
cambia
Tiempo de vida del equipo superficial:
Unidad de bombeo de balancín, Generador y Bomba tríplex
10 años 10 años 10 años
Frecuencia de reemplazo de la tubería
1 año 4 -5 años 8 – 10 años
Número de visitas para servicio y pulling en el pozo.
2 – 3 por año 1 por año No requiere
Línea del fluido motriz a la cabeza del pozo
No No Sí
Completación casing packer requerida
No No Sí
Anclaje del tubing requerido Sí No No
Tanque de fluido motriz requerido No No Sí
Sistema de limpieza del fluido motriz requerido
No No Sí
Bomba reforzada de fluido motriz requerida
No No Sí
Método de corrida de bomba de fondo de pozo
RIG RIG Hidráulico
GOR-SCF/BBL Ventilación
de gas < 2000 < 3000
FUENTE: Manual de bombeo hidráulico equipos Oilmaster y Kobe ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
83
CAPÍTULO III
DESCRIPCIÓN ACTUAL, SITUACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI
3.1. INTRODUCCIÓN
El campo Shushufindi fue descubierto en 1969 con el pozo Shushufindi-01, cuya
perforación arrancó el 4 de diciembre de 1968 y alcanzó una profundidad de
9.772’. Las pruebas efectuadas a partir del 10 de enero de 1969, arrojaron 2.621
BPD de 32,5° API y 2496 BPD de 26,6° API de los res ervorios T y U
respectivamente.
En la recomendación de perforación realizada por los geólogos de Texaco (1968),
se establece como principal objetivo a la formación cretácica Hollín, basados en
los resultados del pozo Lago Agrio 01 y, solo como “objetivos atractivos
secundarios”, las areniscas U y T. Además sobre la base de un significativo
“draping” de los sedimentos Tiyuyacu del Eoceno sobre la falla oriental de la
estructura, deducen un origen pre-eocénico de la misma, considerando que este
“crecimiento estructural temprano” es el factor clave para la acumulación de
hidrocarburos en la Cuenca Oriente (presunción que demostró ser cierta).
Shushufindi es el verdadero “El Dorado” tras el cual se lanzaron Pizarro y sus
huestes, el mismo que se escondía no en un reino mágico sino en las entrañas de
la Amazonía, El Dorado que sería descubierto varios siglos después. Shushufindi
está entre los gigantes mundiales y, la perfección de su sistema le ha permitido
entregar a Ecuador la mayor riqueza natural, al haber en los primeros meses del
año 2002 sobrepasado los 1.000 millones de barriles.
La producción del campo arrancó en agosto de 1972, alcanzando su pico en
agosto de 1986 con un promedio diario para ese mes de 126.400 barriles.
84
En este campo se han perforado más de 140 pozos, doce de los cuales han
acumulado una producción individual de más de 20 millones de barriles, estando
entre ellos el pozo estrella de toda la cuenca Oriente: el Shushufindi-20 que
cuenta con una producción acumulada de alrededor de 35 millones de barriles. La
productividad de este pozo es tan extraordinaria que el solo tiene mayor
producción que la mayoría de campos pequeños y medianos de Petroecuador.
Este campo tuvo reservas iniciales probadas de 1.590 millones de barriles, que
representan el 21,5% de todas las reservas de la Cuenca Oriente, restando aún
alrededor de 600 millones de barriles por ser producidos. Su producción total
equivale al 35% del total producido en el país. Este campo ha entrado ya en su
etapa de madurez, y está ya envejeciendo, tras producir como un reloj
perfectamente engranado sobre los 100 mil barriles diarios hasta abril del año
1994, cuando inicia un descenso sostenido hasta que la presente se encuentra
con una producción de alrededor de 40.000 BPD.
Históricamente este campo no ha dado mayores problemas en su operación,
gracias a la nobleza de los reservorios y a la perfección de su sistema
hidrodinámico. Sin embargo, en la actualidad plantea un reto mayor, que es el de
determinar el régimen óptimo de producción en su etapa de depletación final. La
situación actual del campo se resume en la tabla 3.1. y su gráfica en la figura 3.1
TABLA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI Estado actual de pozos
Produciendo 86
Cerrados 25
Esperando por abandono 2
Abandonados 10
Inyectores 7
Reinyectores 15
Total 145
FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico, 31 de julio del 2010. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
FIGURA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI
AGUARICO
FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico, julio del 2010 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
La producción actual del área
(24 de agosto del 2010).
3.2. POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDITIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO
En el campo Shushufindi
pozos en la Estación Aguarico, los cuales se encuentran marcados en el mapa
ubicación en la figura 3.2 a
En el anexo No. 4 se presentan los diagramas actuales de los pozos con sistema
de bombeo hidráulico que son objeto de análisis en este proyecto.
Produciendo
FIGURA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI
Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Aguarico, julio del 2010
Andrea Benavides y Enrique Vergara
La producción actual del área Shushufindi es de 36.688 BPPD y Aguarico 1.
DEL CAMPO SHUSHUFINDI -AGUARICO QUE TIENEN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO
En el campo Shushufindi-Aguarico se cuenta con 5 pozos en la Estación Norte y 2
pozos en la Estación Aguarico, los cuales se encuentran marcados en el mapa
.2 a continuación.
En el anexo No. 4 se presentan los diagramas actuales de los pozos con sistema
de bombeo hidráulico que son objeto de análisis en este proyecto.
Produciendo
Cerrados
AbandonadoInyectoresReinyectores
85
FIGURA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-
Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo
Shushufindi es de 36.688 BPPD y Aguarico 1.424
AGUARICO QUE
Aguarico se cuenta con 5 pozos en la Estación Norte y 2
pozos en la Estación Aguarico, los cuales se encuentran marcados en el mapa de
En el anexo No. 4 se presentan los diagramas actuales de los pozos con sistema
de bombeo hidráulico que son objeto de análisis en este proyecto.
Cerrados
Esperando por
abandono
Abandonado s
86
FIGURA 3.2. MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI
FUENTE: Departamento de Ingeniería Civil. Distrito amazónico. Petroproducción
A B C D E F G H I J K LUG. COR. LUG. COR. LUG. COR. LUG. COR.
1 DE SSF. AL RIO AGUARICO AGU- 1 H-8 SSF- 30 C-30 SSF- 69 F-35 SSF- 98D H-21
Este pozo está localizado al noroeste del campo, formando parte de la Estación
Norte. Este pozo fue perforado entre el 2 y 22 de febrero de 1974 y se encuentra
en funcionamiento desde dicho mes del mismo año.
En este año, con la torre de perforación se bajó tubería de 9 5/8” hasta 342 pies y
tubería de revestimiento de 5 ½” hasta los 9.500 pies. Los intervalos que se
perforaron fueron los siguientes:
Arena U 9.168 – 9.144 (24’) 4DPP
Arena T 9.401 – 9.356 (45’) 4DPP
Se bajó completación para flujo natural en la arena U, donde se obtuvo 560 BPPD
con 0% de BSW.
A continuación se presenta las tabla 3.2 con el historial de workovers, y los
resultados de producción obtenidos en cada uno de ellos en la tabla 3.3.
TABLA 3.2 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-46 Workover # Fecha Descripción
1 09-X-74 Estimulación de arenas U y T por fracturamiento. 2 22-III-77 Cambio de completación para gas lift
3 29-V-77 Cambio de completación y rectificación de profundidades de los mandriles de gas lift.
4 24-VI-82 Rediseño de gas lift y cambio de completación 5 12-VI.83 Cambio de completación. Estimulación con solventes. 6 19-VI-83 Cambio de completación por pescado de wireline. 7 11-XII-84 Cambio de completación. Diseño de Gas lift. 8 07-II-88 Realizar prueba de inyectividad a la arena U.
9 05-VIII-91 Bajar completación para evaluar con bombeo hidráulico.
10 25-VIII-92 Cambio de completación (Comunicación bajo minicavidad); Evaluación de UT por separado. Completar el pozo.
11 18-XII-92 Bajar bomba eléctrica sumergible 12 12-III-93 Reparación del equipo eléctrico sumergible.
88
TABLA 3.2 CONTINUACIÓN Workover # Fecha Descripción
13 01-VIII-96 Registro PSGT. Aislar T con CIBP. Evaluación de la arena U. Bajar BES.
14 04-IV-97 Aumentar densidad de disparos en la arena U. Evaluar. Rediseñar BES.
15 02-XI-97 Reparación de bomba eléctrica sumergible. 16 21-III-98 Reparación de bomba eléctrica sumergible. 17 04-VIII-98 Moler CIBP. Cambio de PPS a PPH. 18 09-IV-00 Cambio de completación por cavidad mala.
19 01-I-03 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.
FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
TABLA 3.3 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46
Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (p si)
1 Antes 01-IX-74 Fuera de servicio
Después 13-X-74 U + T PPF 936 1 140
2 21-III-77 Cambio de completación para gas lift
3 Antes 25-V-77 U + T PPG 2793 0,5 70
Después 12-VI-77 U + T PPG 2563 1,4 85
4 Antes 09-IV-82 U + T PPG 1579 0 50
Después 01-VII-82 U + T PPG 2167 1 46
5 Antes 04-V-83 U + T PPG 1093 10 50
Después Muerto
6 Antes Muerto
Después 01-VII-87 U + T PPG 1257 10 60
7
8
9 Antes Cerrado completación para inyector
Después Cerrado espera evaluación sin torre
10 Antes Cerrado
Después Cerrado
11 Antes Cerrado (BHA para evaluar sin torre)
Después 26-XII-92 T PPS 222 78 70
12 Antes 01-III-93 Fuera de servicio
Después 17-III-93 T PPS 339 62 75
13 Antes 14-V-95 T BES OFF
Después 06-IX-96 U PPS 357 2,2 60
89
TABLA 3.3 CONTINUACIÓN
Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (p si)
14 Antes 10-III-97 U PPS 90 1,2 60
Después 19-IV-97 U PPS 239 1,8 60
15 Antes 16-VIII-97 U BES OFF
Después 05-XI-97 U PPS 212 10 50
16 Antes 20-II-98 U BES OFF
Después 25-III-98 U PPS 141 7 110
17 Antes 30-V-98 U BES OFF
Después 16-X-98 T PPH 366 68 80
18 Antes Cerrado por cavidad mala
Después 19-IV-99 T PPH 191 50 70
19 Antes Cerrado por comunicación tubing-casing
Después 15-I-03 U PPH 272 43 100 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
En agosto del año 1998 se ejecuta el WO#17 donde se realizó el cambio de
sistema de levantamiento artificial de Bombeo Electrosumergible a Bombeo
Hidráulico debido a problemas de funcionamiento de las BES. Se baja
completación hidráulica definitiva con cavidad Kobe tipo E con dos packers en
tubería 2 7/8 mientras se va midiendo, calibrando y probando con 3.000 psi de
presión cada 20 paradas.
Luego de las pruebas de presión se desplaza la bomba jet, y se prueba la arena U
obteniéndose como resultado: BFPD=96; BSW=100%, Piny=3500 psi, jet 9-A,
(recuperación=24 bls en 6 horas) en el transcurso de 6 horas.
En la siguiente tabla 3.4, se indica los costos del workover número 17, en razón de que en éste se realiza el cambio de Sistema de Levantamiento Artificial.
90
TABLA 3.4 COSTOS DE CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DEL POZO SSF-46
Operación Precio de contado ($) Costo mensual ($)
Movimiento de la torre (28,8 km) 2600 Trabajo de la torre (6 días + 10 horas) 14752 Supervisión y transporte 4594 Químicos 692 2000 Equipo de subsuelo 30000 Supervisión, instalación eléctrica e hidráulica
570
Unidad wire line más spooler 1941 Unidad de bombeo 1132 TOTAL 26281 32000 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.5
TABLA 3.5 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-46 Pb: 1.010 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 80 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 2.296 psi ¤¦= 0,47 cp API: 26,1 Tubería: GOR: 355 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.144 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 7.500 Casing: L: 9.144 pies • OD: 5,5 pulg Fw: 0,0321 • ID: 4,892 pulg Bomba: JET 9-I FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
91
3.2.2. POZO SSF-49
Se convirtió en un pozo productor desde el año de 1974, su mecanismo de
producción fue a flujo natural. En el año de 1978 se instalaron mandriles de gas
lift en un trabajo exitoso que aumentó la producción de 1.525 a 4.121 BPPD. En el
año 1983 se baja la instalación de bomba reda DN-1350 en el WO#4 con una
recuperación de 1.071 BPPD
A partir de ese año se realizan varias reparaciones al sistema eléctrico sumergible
y cambios de completación por fuga o corrosión.
En el WO#12 se cambia el sistema a levantamiento por Gas, pero el pozo falla,
por lo que se intenta realizar tratamientos con solventes en la arena U sin éxito,
se intenta arrancar el pozo y se circula gas sin éxito, motivo por el cual, se cierra
el pozo.
A continuación se presenta las tablas 3.6 con el historial de workovers, y los
resultados obtenidos en cada uno de ellos en la tabla 3.7 del pozo SSF-49
TABLA 3.6 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-49 Workover # Fecha Descripción
1 19-IV-77 Estimulación de la arena U con fracturamiento y la arena T
mediante acidificación 2 29-XII-78 Instalación de mandriles de gas lift
3 10-VII-79 Recuperación del tapón RZR y herramientas dejadas en el
pozo. 4 24-VIII-83 Se bajó instalación de bomba REDA (DN-1300)
5 05-I-85 Aislamiento de la entrada de agua con cementación forzada. Chequeo de casing. Repunzonamiento de las arenas U y T,
se baja bomba eléctrica sumergible.
6 27-III-86 Reparación de la instalación REDA. Cementación forzada en
las arenas Hollín y T. Evaluación de la arena U. 7 26-III-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible
8 06-VI-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible y B’UP en la
arena U.
9 10-VII-89 Reparación del equipo eléctrico sumergible. Toma de
registro de corrosión del casing.
10 06-X-91 Reparación del equipo eléctrico sumergible
92
TABLA 3.6 CONTINUACION Workover # Fecha Descripción
11 18-III-92 Reparación de la bomba eléctrica sumergible e instalación.
12 01-XI-98 Evaluación de la arena U. Cambio de PPS a PPG.
13 15-XI-98 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.
14 24-II-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.
15 22-X-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.
16 16-III-04 Redisparar la arena T, evaluación con B’UP, diseñar y bajar
BES.
17 29-III-07 Cambio de completación para Bombeo Hidráulico.
18 15-V-07 Cambio de completación por pescado (B/JET + herramienta
de pesca WL).
19 23-VIII-07 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.
20 23-III-09 Cambio de completación por obstrucción metálica baja
cavidad.
21 04-XII-09 Cambio de completación de Bombeo Hidráulico por comunicación bajo cavidad.
FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
TABLA 3.7 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-49
Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (ps i)
1 Antes Estimulación de la arena U con fracturamiento y la arena T
mediante acidificación. Después
2 Antes 07-XI-78 UT PPF 1525 0,5 30,8
Después 07-I-79 UT PPG 4121 0,3 31,6
3 Antes 02-VI-79 UT PPG 3519 21 31
Después 23-VII-79 UT PPG 4200 21 31,3
4 Antes 15-VIII-83 UT PPG 1145 30 28
Después 28-VIII-83 UT PPS 1071 30 29,5
5 Antes 08-XII-84 UT PPS 560 58 27,2
Después 10-XII-85 UT PPS 531 70 28
6 Antes Bes fuera de servicio
Después 29-III-89 U PPS 661 10 28
7 Antes 21-III-89 Bes fuera de servicio
Después 02-IV-89 U PPS 909 0,3 27
8 Antes 02-V-89 Bes fuera de servicio
Después 17-VI-89 U PPS 1051 0,2 27
9 Antes 03-VII-89 Bes fuera de servicio
Después 22-VII-89 U PPS 1073 0,2 27
93
TABLA 3.7 CONTINUACIÓN Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (ps i)
10 Antes 21-IX-91 Bes fuera de servicio
Después 18-X-91
PPS 1018 0,2 27
11 Antes 05-III-92 Bes fuera de servicio
Después 20-III-92 U PPS 1039 0,2 27
12 Antes 27-IX-98 Bes fuera de servicio
Después 01-XI-98 U PPG Packer desasentado
13 Antes 06-XI-98 U PPG 369 10 26,7
Después 22-XI-98 U PPG 1167 1,6 26,7
14 Antes 11-II-00 U PPG 389 36 26,7
Después 14-III-00 U PPG 533 40 26,7
15 Antes 30-VIII-00 U Cerrado por comunicación tbg-csg
Después 25-XI-00 U PPG 231 70 26,7
16 Antes 17-XI-01 U Cerrador por bajo aporte
Después 25-III-04 U PPG 150 48 26
17 Antes 04-VI-06 T+U Cerrador por comunicación tbg-csg
Después 07-IV-07 T+U PPH 150 74 27
18 Antes 20-IV-07 T+U Cerrado por pescado
Después 19-V-07 T+U PPH 95 84 27
19 Antes 04-VIII-07 T+U Cerrado por comunicación tbg-csg
Después 01-IX-07 U PPH 46 75 27
20 Antes 25-II-09 T+U Cerrado por obstrucción bajo cavidad
Después 27-III-09 U PPH 186 61,9 27
21 Antes 21-XI-09 U
Cambio de completacion de PPH por comunicación bajo cavidad.
Después 05-XII-09 U PPH 166 62,7 27
FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
Posteriormente, en el WO#17 se cambia a sistema de bombeo hidráulico, siendo
éste un trabajo satisfactorio en el que se recuperan 150 BPPD de 27 °API, con
74% de BSW, con una bomba tipo jet 9-I a un costo total de $59.275.
A continuación se muestra en la tabla 3.8 los costos reales del cambio a
levantamiento por bombeo hidráulico en razón del cambio de levantamiento
artificial.
94
TABLA 3.8 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-49
Costos reales Compañía Servicio Material Gasto
Petrotech-01 Movimiento de la torre 60 km 5000
Petrotech Trabajo de la torre 3días+8horas 15635
Petrotech Supervisión y transporte 2303
Químicos 2000 Equipo de subsuelo 30000 Dygoil Unidad de wire line 1039 Petrotech Servicio de vaccum 670 Sertecpet Evaluación con jet 2628
Total 59275 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
Para mayo del 2007 bajo la producción a 87 BPPD. En el WO#21 se cambia la
completación de bombeo hidráulico por comunicación bajo cavidad, se obtiene un
trabajo satisfactorio que recupera producción +/- 160 BPPD.
Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.9
TABLA 3.9 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-49
Pb: 1.010 psi Qs: 520 bl/día Pwh: 90 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.449 psi ¤¦= 0,47 cp API: 27 Tubería: GOR: 260 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 9.040 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 68.800 Casing: L: 9.040 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,774 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 8-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
95
3.2.3. POZO SSF-66
Las operaciones de perforación de este pozo se iniciaron en diciembre de 1985
con broca de 13 ¾” de diámetro, con la cual se perforan hasta 2.035 pies, luego
con broca 9 7/8” de diámetro se perforan hasta los 9.337 pies. Se reacondiciona
el pozo con tubería de 7”, 242 tubos N-80 hasta los 9.346 pies. Con cañón de 4” a
4 DPP se punzona según registro de inducción los siguientes intervalos:
Arena T 9.248 – 9.253 (5’) Arena U 9.016 – 9.039 (23’)
9.256 – 9.268 (12’) 9.049 – 9.059 (10’)
El pozo produce inicialmente con sistema de gas lift, y el primer workover se
realiza en el año de 1989 para cambio de completación por fuga en la tubería. A
partir del reacondicionamiento realizado en el workover #05 se realiza un cambio
de completación de gas lift por comunicación tubing-casing, del cual resulta un
trabajo parcialmente satisfactorio y el pozo no recupera potencial porque la arena
U queda con daño por emulsión y bloqueo por invasión de fluido de control.
En las tablas 3.10 y 3.11 se presenta el historial de workovers y los resultados de
los mismos respectivamente.
TABLA 3.10 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-66 Workover # Fecha Descripción
1 21-II-89 Cambio de completación por fuga en la tubería. Evaluación de la arena U. Tratamiento anti incrustaciones.
2 27-X-99 Cambio de completación por posible comunicación tubing-casing. Pesca.
3 27-X-99 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. Repunzonamiento y evaluación de la arena U.
4 18-VI-00 Cambio de completación por comunicación tubing-casing. 5 31-X-09 Cambio de completación por comunicación tubing-casing.
6 22-XI-09 Cambio de completación por comunicación tubing-casing (camisa defectuosa). Se baja completación para evaluación sin torre.
FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
96
TABLA 3.11 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-46 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (p si)
1 Antes Cerrado
Después 23-XI-89 U PPG 1186 20 NR
2 Antes 14-X-99 U PPG 1216 0 96
Después 30-X-99 U PPG 234 11 35
3 Antes 12-XI-99 U PPG 255 2 90
Después 30-X-99 U PPG 552 2,4 73
4 Antes 09-VI-00 Comunicación tubing-casing
Después 03-VII-00 U PPG 278 5,6 78
5
Antes 01-X-09 U Com. Tub-
Csg 595 13 27,2
Después 19-X-09 PPG 0 No aporta camisa
defectuosa
6 Antes 16-XI-09 U GAS LIFT 248 18 144
Después 05-XII-09 U PPH 250 20 60 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
Se cambió de sistema de levantamiento a hidráulico por comunicación tubing-
casing en el workover #06, en el 2009 cuyos costos se presentan en la tabla 3.12.
TABLA 3.12 COSTOS POR CAMBIO A LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL
POZO SSF-66
COSTOS REALES Compañía Servicio Material Gasto
Petrotech Movimiento de la torre 85 km
10200
Petrotech Trabajo de la torre 2dias+19horas
16416
Petrotech Supervisión y transporte 1116,67 Químicos 978
Equipo de
subsuelo/superficie 30000
Dygoil Unidad de wire line 1403,2 Petrotech Servicio de vaccum (mtu) 2178,9
Total 62292,77 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
97
Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.13
TABLA 3.13 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-66
Pb: 1.010 psi Qs: 450 bl/día Pwh: 64 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.219 psi ¤¦= 0,47 cp API: 26 Tubería: GOR: 152 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 8.974 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 46.550 Casing: L: 8.974 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,04 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-J FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
3.2.4. POZO SSF-99
Las operaciones de perforación de este pozo se inician en el mes de abril del año
1998. Posterior a los registros de cementación realizados, se bajó completación
TCP en tubing 3 ½”, se correlaciona profundidad, se suelta una barra detonadora
y se punzona con cañones de 4 5/8” a 5 DPP los siguientes intervalos:
Arena T i 9.314 – 9.330 (16’) Arena U 9.119 – 91.18 (8’)
9.292 – 9.304 (12’) 9.092 – 9.102 (10’)
De la arena T no se obtuvo producción, mientras que en la arena U se produjo
797 BPPD con un BSW del 19%. La arena U ha producido siempre con el
sistema de bombeo hidráulico. En septiembre del 2003 se realiza el Workover #02
para perforar la zona de Basal Tena en el intervalo:
BT 8.320 – 8.340 (20’) 5 DPP.
98
Con una exitosa operación que incrementa en +/- 894 BPPD el cual produce con
bombeo electrosumergible.
En mayo del 2008 se realiza el Workover #04 por cambio de completación por
hueco en tubería, este trabajo resulta no satisfactorio, por lo que luego de la
evaluación se cierra el pozo por bajo aporte y alto BSW. En las tablas 3.14 y 3.15
se presentan el historial de workovers y los resultados de los mismos
respectivamente.
TABLA 3.14 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-99 Workover # Fecha Descripción
1 23-VII-98 Cambio de completación por empacadura FH desasentada
2 01-XII-03 Cambio de completación por empacadura FH desasentada
3 15-III-06 Repunzonamiento de la arena Basal Tena. Evaluación y rediseño de BES.
4 10-V-08 Cambio de completación por hueco en tubería bajo primer packer.
FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
TABLA 3.15 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-99 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (p si)
1
Antes 04-VII-98 UT Packer desasentado
Después 23-VII-98 U Se espera la instalación de Superficie
2 Antes 02-IX-00 Se cierra el pozo por alto BSW en U
Después 08-XII-03 BT PPS 894 0,8
3 Antes 12-II-06 BES OFF
Después 21-III-06 TS PPH 337 22,17
4 Antes 04-V-08 TS Se cierra pozo por hueco bajo packer
Después 16-V-08 U PPH 61 84
FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
99
En Junio del año 2008 se realiza un reacondicionamiento para la estimulación de
la arena Basal Tena, lo cual resulta en un trabajo exitoso en el cual el pozo queda
produciendo +/- 230 BPPD.
Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.16
TABLA 3.16 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-99 Pb: 807 psi Qs: 400 bl/día Pwh: 74 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.100 psi ¤¦= 0,47 cp API: 26,3 Tubería: GOR: 263 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 8.330 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 30.570 Casing: L: 8.330 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,404 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
3.2.5. POZO SSF-108D
En junio del 2006 se realizan las operaciones de completación y pruebas iniciales
del pozo direccional Shushufindi 108 del cual el resultado no es satisfactorio, ya
que posterior al Workover el BSW se incrementa del 47% al 91%. Inicialmente
produce por el método electro-sumergible de la zona U inferior. Como
consecuencia del BSW, la producción baja de 284 a 47 BPPD, un crudo de 31,4
API. De la arena Ui se punzona el intervalo entre:
Arena U inf 9.628 – 9.648 (20’)
En el Workover #01 se realiza una cementación forzada a arena U inferior, se
repunzona esta arena a 9.628 – 9.648 (20’), se evalúa y se rediseña la BES. Sin
embargo el trabajo no es exitoso ya que al evaluar con la unidad MTU se tiene
100
tubería colapsada. En las tablas 3.17 y 3.18 se muestran los historiales de
workovers y los resultados de los mismos respectivamente.
TABLA 3.17 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO SSF-108D Workover # Fecha Descripción
1 16-VI-07 Realización de una cementación en la arena Ui. Repunzonan la arena Ui. Evaluación y diseño de BES.
2 20-X-07 Cambio de completación por tubing colapsado. FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
TABLA 3.18 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO SSF-108D
Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW °API
1 Antes
05-V-07 Ui PPH 94 83 31,4
07-V-07 Prueba tbg con c/bomba.
Existe comunicación tub-csg.
Después 18-VI-07 Ui PPH 64 47 31,4
2 Antes Pozo cerrado. Tubing obstruido a 3800' Después 03-XI-07 Ui PPH 165 14 20.5
FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
En octubre del 2007 se hace el cambio de completación por tubing colapsado. La
tabla 3.20 muestra los costos de cambio de levantamiento artificial y la tabla 3.21
muestra su situación actual.
TABLA 3.20 COSTOS POR CAMBIO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL POZO SSF-108D
Costos reales Compañía Servicio Material Gasto
Triboilgas-06 Movimiento de la torre 18 km 7581,06 Triboilgas-06 Trabajo de la torre 3 días + 11 horas 22186,32 Geopetsa-03 Movimiento de la torre 16 km 7000 Geopetsa-03 Trabajo de la torre 16 días + 20 horas 128042,57 Geopetsa-03 Supervisión y transporte 15166,61
Químicos 1960,02 Petroproducción Equipo de subsuelo 40000
Dygoil Unidad de wire line 1204,64 Schlumberger Unidad de cable electrico cibp +cañoneo Químicos 29902
Total 230856,9 FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
101
TABLA 3.21 DATOS ACTUALES DEL POZO SSF-108D
Pb: 1.010 psi Qs: 450 bl/día Pwh: 75 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.231 psi ¤¦= 0,47 cp API: 25,3 Tubería: GOR: 180 PCS/BF • OD: 3,5 pulg Profundidad: 9.080 pies • ID: 2,992 pulg ppm: 39.200 Casing: L: 9.637 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,648 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 9-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
3.2.6. POZO AGU-01
Este pozo se perforó en el año 1969 y su completación se realizó el 06 de abril del
año 1969. Las perforaciones iniciales fueron en la arena U: 9.276’-9.294’ (18’). En
las tablas 3.22 y 3.23 se muestran los historiales de workovers y sus resultados.
TABLA 3.22 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-01 Workover No Fecha Descripción
1 01-V-78 Re perforación a 2 DPP en la arena U. 2 05-IV-81 Punzonan la arena T y bajada de la instalación para BES. 3 13-VII-81 Se saca bomba REDA y se baja tubería de producción. 4 30-VI-83 Instalación de válvulas de gas. 5 14-VII-84 Se baja completación eléctrica sumergible. 6 17-I-85 Se repara bomba REDA. 7 13-VI-86 Se cambia bomba eléctrica. 8 14-V-91 Se realiza cambio de tubería de producción por rotura.
9 02-VIII-91 Bajar revestidor de 5 ½” hasta 9350’, reponzanamiento de la arena U. Evaluación y bajada de completación para gas lift.
10 13-VII-92 Punzonan la arena G2 y evaluación, evaluación de la arena T. Se cambia la completación por rotura de tubería de producción.
11 16-VII-93 Se cambia la completación por hueco en tubería. 12 08-III-94 Cambio de completación y cabezal. 13 29-VI-94 Cambio de tipo de levantamiento de PPG a PPH. 14 14-XI-95 Se cambia completación por cavidad Kobe mala. 15 20-IV-01 Se realizó cambio de BHA por comunicación tubing-casing.
16 20-VI-03 Se realizó cambio de BHA por comunicación tubing-casing
FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
102
TABLA 3.23 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-01 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi)
1 Antes 18-II-76 U PPF 2732 0,8 82
Después No hay registro en archivo
2 Antes 23-III-81 U PPF 1932 0,2 70
Después Prueba no registrada por falta de energía eléctrica
3 No hay registro en archivo
4 Antes 02-VI-83 U+T PPF 2300 3 84
Después 08-VII-83 U+T PPG 3124 3 70
5 Antes 02-VII-84 U+T PPG 2096 5 90
Después 15-VII-84 U+T PPS 2822 5 130
6 Antes Muerto
Después 18-I-85 U+T PPS 2950 10 100
7 Antes 03-VI-86 U+T PPF 1993 15 70
Después 13-VI-86 U PPS 2765 14 100
8 Antes 26-IV-91 U PPS 1574 42 122 Después 11-VI-91 U PPS 1552 50 82
9 Antes 28-VI-91 Bes off
Después 05-VIII-91 U PPG 1623 0 78
10 Antes 22-II-92 Cerrado por tubería rota
Después 13-VII-92 U PPG 244 80 115
11 Antes 12-VII-93 U PPG 138 54 65
Después 22-VII-93 U PPG 540 55 98
12 Antes 24-II-94 U PPG 531 54 140
Después 12-III-94 U PPG 622 54 96
13 Antes 08-VI-94 U PPG 588 58 102
Después 07-VII-94 U PPH 1031 8 190
14 Antes 04-XI-94 G-2 PPH 110 61 90
Después 07-VII-95 U PHH 528 55,8 80
15 Antes 28-II-01 Pozo cerrado por comunicación tbg-csg
Después 01-IV-01 U PPH 519 61 80
16 Antes 02-VI-03 U PPH 379 54.6 75
Después 24-VI-03 U PPH 413 53,1 109 FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.24
103
TABLA 3.24 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-01
Pb: 1.010 psi Qs: 1.540 bl/día Pwh: 88 psi ¤¥= 2,8 cp Pwf: 1.470 psi ¤¦= 0,47 cp API: 24 Tubería: GOR: 690 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.280 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 73.400 Casing: L: 9.280 pies • OD: 7 pulg Fw: 0,606 • ID: 6,276 pulg Bomba: JET 11-K • FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
3.2.7. POZO AGU-08
Este pozo se perforó en el año de 1972 y su completación se terminó el 20 de
septiembre de 1972. Los intervalos que se perforaron inicialmente fueron:
Napo U 9.199’ – 9.220’ (21’) Napo T 9.422’ – 9.439’ (17’)
9.230’ – 9.243’ (13’)
Las tablas 3.25 y 3.26 muestran el historial de workovers y sus resultados.
TABLA 3.25 HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO AGU-08 Workover # Fecha Descripción
1 27-II-79 Aislamiento de agua, se repunzonó y disparó la arena U. 2 27-III-81 Se baja instalación de BES REDA. 3 08-I-83 Se repara bomba REDA 4 24-III-83 Se repara BES. Se estimula con solventes y tratamiento antiescala. 5 31-VII-83 Se repara BES. Se estimula con solventes y tratamiento antiescala.
6 07-VII-84 Se aísla corte de agua de la arena U. Se cambia a levantamiento
por gas. Se evalúa la arena T.
7 30-III-05 Se redispara y evalúa la arena Basal Tena. Se completa de
acuerdo a resultados. 8 10-VII-06 Se recupera tubería de 2 7/8”.
9 28-IV-09 Moler CIBP. Punzonar los intervalos de la arena Us. Evaluar las
arenas T y Us por separado.
FUENTE: Dpto. de ingeniería en petróleos, Distrito Oriente, Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
104
TABLA 3.26 DATOS OBTENIDOS DE LAS PRUEBAS REALIZADAS EN CADA WORKOVER DEL POZO AGU-08 Workover # Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW Pc (psi)
1 Antes 11-I-79 Muerto
Después 8-III-79 U PPF 870 2-5 70
2 Antes 18-III-81 U PPF 415 30 62
Después No hay registro en archivo
3 Antes 11-XII-83 Muerto
Después 21-I-83 U PPS 313 60 104
4 Antes Muerto
Después 25-III-83 U PPS 347 50 130
5 Antes Muerto
Después 01-VIII-83 U PPS 365 60 120
6 Antes Muerto
Después Muerto
7 Antes Muerto
Después 30-III-05 Completado para evaluar sin torre
8 Antes 30-III-05 Cerrado
Después 10-VII-06 Cerrado
9 Antes 4-X-09 Us PPH 306 15 CTK
Después 24-X-09 Us PPH 356 1 CTK FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushfindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
Los datos actuales del pozo se muestran en la siguiente tabla 3.27
TABLA 3.27 DATOS ACTUALES DEL POZO AGU-08 Pb: 350 psi Qs: 600 bl/día Pwh: 96 psi ¤¥= 1,1825 cp Pwf: 691 psi ¤¦= 0,47 cp API: 34 Tubería: GOR: 233 PCS/BF • OD: 2,875 pulg Profundidad: 9.112,5 pies • ID: 2,441 pulg ppm: 56.000 Casing: L: 9.112,5 pies • OD: 5,5 pulg Fw: 0,711 • ID: 4,892 pulg Bomba: JET 8-A FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos del Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara.
105
3.3. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE REINYECCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO
3.3.1. GENERALIDADES
La expresión “agua de formación” es una clasificación de aguas que pueden
producirse en las operaciones petrolíferas o gasíferas. Otra clasificación de uso
frecuente, como descripción general del tipo de agua es: agua producida (agua de
formación) y agua de inyección. Estas expresiones generales "producida" o de
"inyección" usualmente son los únicos adjetivos requeridos en discusiones o
informes en la mayoría de operaciones de campo.
Los puntos de interés específico pueden ser: la fuente de agua, contaminantes
arrastrados, pH, volúmenes que deben manejarse y las variaciones de todos los
factores que pueden anticiparse durante la operación.
Los estudios del agua producida pueden clasificarse en dos categorías: estudios
específicos de solución rápida como: incrustaciones, corrosión, problemas
causados por bacterias, obstrucción de la formación, etc. Otros estudios
requeridos son de detalle para proyectar las operaciones futuras del agua. Con
este tipo de estudio puede estimarse el equipo, los procedimientos y los costos
que permitan determinar la factibilidad económica de un proyecto.
3.3.2. MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA TENDENCIA A LA
FORMACIÓN DE ESCALA
3.3.2.1. Análisis Cuantitativo de las Aguas de Formación
Los análisis del agua de formación usualmente se llevan a cabo en el laboratorio
o en el campo a fin de determinar sus características físicas y químicas, muchas
de las cuales, pueden cambiar rápidamente después del muestreo, entre ellas se
encuentran las siguientes: pH, temperatura, contenido de gas disuelto, sólidos
106
suspendidos y población bacterial. Es de gran importancia, entonces, medir las
variables en el campo para obtener mayor precisión.
3.3.2.2. Significado de constituyentes y propiedades
3.3.2.2.1. Cationes
Ión Sodio
Es el mayor constituyente en las aguas de formación, pero no causa problemas,
excepto por la precipitación de cloruro sódico en aguas extremadamente saladas.
Ión Calcio
Es el mayor constituyente en formaciones saladas y puede alcanzar valores de
hasta 30.000 mg/L, aunque su concentración normalmente es más baja. El ión
calcio es importante debido a su capacidad de combinación con los iones
bicarbonato, carbonato o sulfato y precipita para formar incrustaciones adherentes
o sólidos suspendidos.
Ión Magnesio
Se presenta usualmente en concentraciones inferiores a las de calcio. Tiende a
aumentar los problemas de incrustaciones de carbonato de calcio por co-
precipitación con el ión calcio. Los iones sulfato que están ligados al magnesio no
estén disponibles para formar escalas de sulfato. EI ión magnesio tiene la
habilidad de formar un compuesto que permanece en solución.
Hierro
El contenido natural del mismo en aguas de formación normalmente es muy bajo
y su presencia es un indicativo de corrosión. Puede estar presente como ión
férrico o ferroso, también se lo puede encontrar en suspensión como un
compuesto de hierro precipitado. Los valores de concentración de hierro se usan
para monitorear la corrosión en el sistema, y su presencia es considerada como la
principal causa de taponamientos.
107
Bario
Es de gran importancia debido a su habilidad para combinarse con el ión sulfato y
así formar sulfato de bario, el cual es extremadamente insoluble. Aun la presencia
de pequeñas cantidades puede causar daños severos.
Estroncio
Puede combinarse con el ion sulfato y transformar sulfato de estroncio insoluble
que a menudo se encuentra en incrustaciones mezcladas con el propio sulfato de
bario.
3.3.2.2.2. Aniones
lón Cloruro
Es el mayor constituyente en aguas de formación producida y su ausencia es
notoria en aguas dulces. La mayor fuente del ión cloruro es el NaCl, de modo que
la concentración del ión cloruro es usada como una medida de la salinidad del
agua. El principal problema que presenta el ión cloruro es la relación del grado de
corrosión con el incremento de la salinidad en el agua, es decir, mientras más
salada es el agua de formación mayor es la corrosión. Así, la determinación de la
concentración de cloruro es una de las formas más fáciles para identificar el tipo
de agua.
Ión Sulfato
Su presencia es un problema debido a su habilidad para reaccionar con el calcio,
bario o estroncio y formar incrustaciones insolubles. Sirve además como alimento
para las bacterias reductoras de sulfato.
Ión Bicarbonato
Está presente en casi todas las aguas de formación, puede reaccionar con los
iones calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio para formar incrustaciones
insolubles. La concentración del ion bicarbonato es algunas veces llamada
alcalinidad al anaranjado de metilo.
108
Ión Carbonato
Puede también reaccionar con los iones calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio
para formar incrustaciones insolubles.
Los iones carbonato rara vez están presentes en aguas producidas porque el pH
es usualmente muy bajo (menor a 8,3). La concentración del ión carbonato es a
veces llamada alcalinidad a la fenolftaleína.
3.3.2.3. Incrustaciones en el Agua de Formación
Del gran número de las posibles incrustaciones formadas en el agua, sólo unas
pocas son comúnmente encontradas en el agua de los campos petroleros.
Carbonato de calcio
Es afectado por la presión parcial del dióxido de carbono, puesto que su
presencia aumenta la solubilidad del carbonato de calcio. Cuando el dióxido de
carbono se disuelve en agua se forma ácido carbónico, que se ioniza de acuerdo
a una serie de ecuaciones. Sólo un pequeño porcentaje de iones bicarbonato se
disocia para la mayoría de aguas de inyección.
La solubilidad del carbonato de calcio se incrementa cuando aumenta la presión
parcial del dióxido de carbono. El efecto es menos pronunciado cuando se
incrementa la temperatura.
La cantidad de dióxido de carbono presente afecta el pH del agua y la solubilidad
del carbonato de calcio. Sin embargo, un pH más alto presenta una mayor
probabilidad a la precipitación.
La solubilidad del carbonato de calcio en un sistema de dos fases se incrementa
con el aumento de la presión por diferentes razones como el incremento de la
presión total que aumenta la presión parcial del dióxido de carbono e incrementa
la solubilidad del carbonato de calcio en el agua.
109
Contrario a la mayoría de compuestos el carbonato de calcio se vuelve menos
soluble con el incremento de la temperatura.
Sulfato de calcio
La mayoría de los depósitos de sulfato de calcio son yeso, los cuales se forman
en las aguas de formación a temperaturas menores que 176°F (80°C), según
Oddo-Tomson.
Entre 176°F (80°C) y 250°F (121°C), cualquiera de l es tres tipos de sulfato de
calcio pueden formarse (yeso, anhidrita, semi-hidrato). EI pH no presenta casi
ningún problema en la solubilidad del sulfato de calcio.
EI incremento de la presión aumenta la solubilidad de todas las formas de sulfato
de calcio debido a las consideraciones termodinámicas. La caída de presión es
una de las principales causas de depositación de las incrustaciones de sulfate de
calcio en los sistemas de reinyección.
Sulfato de bario
Es la incrustación menos soluble (aproximadamente 2.3 mg/L a 77°F (25°C) en
agua destilada). La solubilidad del sulfato de bario se incrementa con la
temperatura hasta cuando se alcanzan los 212°F, per o muy lentamente, lo que
conlleva a que el sulfato de bario sea insoluble aun cuando se tienen altas
temperaturas, pero tiene un aumento importante en la solubilidad con la presencia
de sales diferentes, tal como el carbonato de calcio, el sulfato de calcio y el
cloruro de sodio. Sin embargo, las caídas de presión son la principal causa de los
depósitos de incrustación de sulfato de bario en los sistemas de reinyección. EI
pH no presenta efecto sobre la solubilidad del sulfato de bario.
110
Compuestos de hierro
Los iones de hierro pueden estar presentes en el agua de forma natural o por
producto de la corrosión. Las aguas de formación normalmente contienen pocos
mg/L de hierro natural y valores altos como 100 mg/L son raros de encontrar.
Sin embargo, estos valores altos son el resultado de la corrosión. Así, como los
compuestos de hierro precipitado son causas comunes de formación de
incrustaciones y del taponamiento de pozos de inyección, también son un
indicativo de problemas de corrosión serios. La corrosión es normalmente el
resultado del dióxido de carbono, del sulfuro de hidrógeno o del oxígeno, disueltos
en el agua. La formación o no de incrustaciones dependerá del pH del sistema y
la formación de las mismas es más probable con un valor de pH superior a 7.
EI sulfuro de hidrógeno formará sulfuro de hierro como un producto de la
corrosión, el cual es bastante insoluble y usualmente forma incrustaciones
adherentes delgadas.
EI oxígeno se combina para formar hidróxido ferroso, hidróxido férrico y óxido
férrico que resultan al entrar en contacto con el aire.
3.3.2.4. Descripción de los Productos Químicos Utilizados en el Tratamiento Químico del Agua de Formación del Campo Shushufindi.
Inhibidor de incrustaciones
Los depósitos son acumulaciones de sedimentos o sólidos asentados que se fijan
en un punto del sistema donde la velocidad del agua disminuye a un nivel tan bajo
que no es capaz de arrastrar al material en la corriente.
Para el tratamiento de las incrustaciones se han desarrollado productos basados
en fosfonatos y poliacrilatos, los cuales actuarán cambiando la estructura del
cristal y dispersará los sólidos. Inhiben la formación de incrustaciones de
carbonato de calcio y magnesio principalmente. Se inyecta en forma continua a la
entrada del Wash Tank a una concentración media de 10,5 ppm.
111
Inhibidor de corrosión
Es un inhibidor fílmico que se adhiere a la superficie interna metálica y evita el
contacto del agua salina con el metal. Se inyecta a la descarga del Wash Tank en
forma continua con una concentración promedia de 3ppm.
Ocasionalmente se utiliza químico limpiador de carbonatos y diesel para la
limpieza de las bombas.
Biocidas
Se les denomina así a los productos químicos usados en el control del
crecimiento de los microorganismos perjudiciales en los sistemas de tratamiento
de aguas de formación, evitando que la colonia bacteriana y otros
microorganismos sea uno de los factores que vayan a aportar elementos que
aumenten la velocidad de corrosión.
Se ha diseñado un químico bactericida para atacar a las Bacterias Sulfato
Reductoras, que son las generadoras de corrosión. Para el monitoreo se realiza
un cultivo de bacterias con conteo diario. La dosificación del biocida se lo realiza
en lotes de 200 ppm.
Surfactante
Limpia las paredes de sólidos y ayuda a mantenerlos en suspensión. Se lo aplica
a la descarga del Wash Tank a una concentración de 3 ppm.
Floculante
Reúne partículas floculadas en una red, formando puentes de una superficie a
otra y enlazando las partículas individuales en aglomerados. Es útil para mejorar
la eficacia en el proceso de filtración agrupando, como se dijo anteriormente, las
partículas en suspensión y formando flóculos. Las sustancias que se usan en la
floculación son compuestos de hierro y aluminio, usualmente sulfatos.
Coagulante
Un producto funciona como coagulante cuando posee las siguientes propiedades:
112
• Reacciona como álcali, produciendo compuestos complejos que actúan
favorablemente para la formación de flóculos.
• La superficie de flóculos que se forma debe ser grande, permitiendo la
absorción de materiales disueltos como los coloides en suspensión.
• Producen una solución de iones positivos de gran reducción del potencial
zeta.
Dentro de los coagulantes más comunes se tiene:
• Los coagulantes metálicos (alumbre y sales de hierro), son los más
empleados en la clarificación del agua. Estos productos actúan como
coagulantes y floculantes a la vez. Aun cuando inicialmente en el agua no
haya sólidos suspendidos, los coagulantes metálicos forman flóculos que
enredan a los coloides desestabilizados.
• Los polímeros que se dividen en coagulantes y floculantes. Los polímeros
coagulantes son moléculas positivamente cargadas de peso molecular
relativamente bajo. Aunque muestran cierta tendencia a enlazar, no son tan
efectivos como los polímeros floculantes, los cuales tienen pesos
moleculares más altos, y proporcionan largos puentes entre los flóculos
pequeños, para promover el crecimiento de la partícula.
Se adiciona continuamente a la entrada del clarificador y sirve para acumular los
sólidos suspendidos totales. A menudo, se lo inyecta diluido en una concentración
de 0,3 ppm.
Demulsificante
Es un producto que se utiliza para separar el aceite presente en el agua, dado
que el petróleo o aceite en agua es otro de los mayores contaminantes que causa
incremento en la turbidez del agua. Se han tenido valores históricos de 10 a 1.000
ppm. Se lo inyecta en el tanque de lavado.
Al momento no se da tratamiento al agua porque la planta de tratamiento está
fuera de servicio.
113
3.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL E IMPACTO AMBIENTAL
3.4.1. POLÍTICA EMPRESARIAL
Proteger la Salud de los trabajadores de la Empresa y proveerles de Seguridad en
su trabajo, es parte fundamental de la política de Petroproducción. La Empresa
considera que la mayoría de accidentes, lesiones y enfermedades profesionales
se pueden prevenir con un adecuado entrenamiento y un desempeño seguro en
cada área de trabajo.
Petroproducción tiene el compromiso de prevenir accidentes por lo que debe
proveer herramientas adecuadas, sitios de trabajo y equipos de seguridad que
garanticen un trabajo seguro en nuestras instalaciones, ya que la política de salud
y seguridad industrial se basa en los procedimientos preventivos.
3.4.2. OBJETIVO DEL REGLAMENTO
El objetivo del reglamento es dar las herramientas, procedimientos y reglas de
seguridad que servirán para que las operaciones se desarrollen con seguridad e
impulsando la prevención de los riesgos de trabajo, enmarcados dentro de la
política de la empresa de salvaguardar la integridad de sus trabajadores, de la
comunidad, el medio ambiente, sus bienes e instalaciones.
3.4.3. IMPACTO AMBIENTAL
El tema ambiental es actualmente uno de los más comentados y difundidos, ya
que el peligro que representa a la vida misma es real y se está demostrando día a
día. En todo el mundo el peligro de la contaminación es alarmante y amerita una
atención especial.
114
En el campo petrolero también se le está dando la importancia debida, de tal
forma que las actividades hidrocarburíferas afecten cada vez menos al entorno y
los problemas existentes se solucionen protegiendo al medio ambiente.
El problema de la contaminación ambiental, es provocado por la vida misma,
como consecuencia del desarrollo al que ha llegado la humanidad y también
debido a la función biológica de la reproducción, los organismos vivientes utilizan
materia del medio ambiente, que luego de ser utilizada es devuelta al mismo con
otras características, modificada, como desperdicios de las cosas que continúan
viviendo y como despojos de las cosas que mueren.
Mientras es mayor el avance tecnológico los desechos producidos por el hombre
son mucho más complejos y de difícil eliminación o disposición, pudiendo estar
por ejemplo los desechos de la actividad hidrocarburífera, nuclear, industrial, etc.
3.4.4. SEGURIDAD INDUSTRIAL
La seguridad industrial es una ínter disciplina técnica de trascendental importancia
para el desarrollo armónico y ordenado de una empresa. Por consiguiente, es
menester apoyarla a fin de que juegue un papel decisivo en la preservación
principalmente de la vida y salud del trabajador, así como de las instalaciones.
Uno de los mecanismos empleados para este objeto, es Seguridad e Higiene
Industrial que bien comprendida y aceptada, puede ser utilizada en beneficio de la
seguridad integral de la empresa.
El departamento de Seguridad Industrial, para conseguir los objetivos de
prevención de accidentes y de enfermedades profesionales, introdujo en sus
actividades la normalización técnica, para lo cual procedió a recopilar información
científica y técnica (normas, reglamentos, códigos, instructivos, etc) tanto de
organismos nacionales como internacionales, logrando constituir de esta manera
una sólida fuente de investigación y consulta, lo cual ha permitido a su personal
técnico desarrollar sus actividades en forma acertada y eficaz.
115
3.4.5. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS NORMAS DE SEGURIDAD UTILIZ ADAS
Norma S-H 001
Concentraciones máximas permisibles de las sustancias tóxicas en la descarga
líquida.
Objetivo.- Fijar las concentraciones máximas permisibles de sustancias tóxicas en
la descarga líquida de las diferentes instalaciones.
Norma S-H 002
Control de Polución en las instalaciones industriales del sistema.
Objetivo.- El propósito de esta norma es regular las emisiones de gases,
partículas y polvos alrededor y dentro de las plantas industriales.
Norma S-H 003
Permisos de Trabajo
Objetivo.- Determinar procedimientos para la ejecución de trabajos catalogados
como peligrosos se realicen en condiciones óptimas de seguridad a fin de
preservar la integridad del personal, de las instalaciones y del medio ambiente.
Norma S-H 004
Planes de emergencia
Objetivo.- Contemplar detalladamente la cantidad de equipos, materiales e
implementos de protección personal que se requieren para afrontar una
emergencia y la capacitación y adiestramiento del personal en el uso de cada uno
de ellos.
El mantenimiento de los equipos de Seguridad y los implementos de protección es
fundamental para garantizar su normal funcionamiento. Es responsabilidad de la
unidad de seguridad industrial vigilar que se cumpla esta condición.
Norma S-H 006
Distancias mínimas de seguridad que deben contemplarse en las instalaciones
petroleras.
116
Objetivo.- Establecer las distancias mínimas de seguridad que deben
contemplarse en las instalaciones hidrocarburíferas.
Norma S-H 008
Señales de seguridad
Objetivo.- Esta norma establece la forma, tamaños, colores y dimensiones de las
señales de seguridad, determinadas a llamar la atención sobre los peligros
existentes en las áreas de trabajo.
Norma S-H 009
Identificación de los tanques y tuberías
Objetivo.- Establecer las identificaciones que deber usarse para tanques y
tuberías que contienen y conducen productos en las instalaciones petroleras.
Norma S-H 014
Elementos de protección ambiental
Objetivo.- Establecer las disposiciones y procedimientos para la entrega y control
de la utilización de los elementos de protección personal de planta en general, de
acuerdo a los riesgos presentes en el medio laboral correspondiente.
Norma S-H 016
Procedimientos de seguridad industrial para efectuar limpieza de tanques.
Objetivo.- Prevenir accidentes en la realización de labores de limpieza de tanques
que almacenan petróleo o sus derivados.
Norma S-H 018
Sistema de agua contra incendios para las instalaciones petroleras.
Objetivo.- Estandarizar procedimientos y emitir principios básicos para la
instalación, corrección y adecuación de sistemas de agua contra incendios que
sirven de protección a las instalaciones petroleras, con el propósito de disminuir el
nivel de riesgo.
117
Norma S-H 019
Sistemas de espumas contra incendios.
Objetivo.- Estandarizar procedimientos y emitir principios básicos para la
instalación, corrección y adecuación de sistemas de espuma contra incendios que
sirven de protección a las instalaciones petroleras.
Norma S-H 020
Sistemas especiales de protección contra incendios.
Objetivo.- Establecer los lineamientos necesarios para el diseño de sistemas fijos
de extinción a base de hidrocarburos halogenados, dióxido de carbono, polvo
químico seco y vapor de agua, a fin de obtener un nivel adecuado de protección
para el personal y las instalaciones, de la industria petrolera, frente a los riesgos
potenciales de incendio y explosión.
Norma S-H 023
Sistemas de drenaje.
Objetivo.- Establecer los requerimientos mínimos de diseño para los sistemas de
drenaje en las instalaciones operativas para prevenir la contaminación y la
propagación de incendios que pueden originarse como consecuencia de
derrames de líquidos inflamables y combustibles.
Norma S-H 024
Revestimiento contra incendios para las estructuras petroleras.
Objetivo,- Establecer los requerimientos mínimos para la aplicación en
ampliaciones o modificaciones de instalaciones de la industria petrolera, a fin de
obtener un nivel razonable de protección frente a potencias de riesgo de incendio.
Norma S-H 025
Sistemas de parada de emergencia, bloqueo, despresurización y venteo de
equipos.
Objetivo.- Establecer los requerimientos mínimos de diseño que deberán cumplir
con los sistemas de paradas de emergencia bloqueo, despresurización y venteo
de equipos, plantas e instalaciones de la industria petrolera, a fin de garantizar un
118
nivel razonable de protección para el personal y las instalaciones, frente a los
riesgos potenciales de incendios o explosiones que se puedan originar durante
situaciones de emergencia.
Norma S-H 026
Prevención de ruido industrial
Objetivo.- Prevenir daños auditivos a los trabajadores que están sometidos
durante la jornada de trabajo a la acción negativa del ruido.
Norma S-H 027
Niveles de iluminación para la industria hidrocarburífera.
Objetivo.- Establecer los valores mínimos de iluminación en las diferentes áreas
operativas, con el fin de garantizar un desempeño visual eficiente, tanto bajo
condiciones de iluminación natural como artificial. Establecer los valores mínimos
de la iluminación de emergencia para evacuación, seguridad y operación en tales
contingentes.
La dotación de elementos de protección personal se complementa con el
cumplimiento de normas.
La dotación de elementos de protección personal puede ser considerada como la
solución definitiva y única a las causas de los accidentes y / o enfermedades
profesionales. Su utilización forma parte o se complementa con el cumplimiento
de las normas de seguridad industrial vigentes en la empresa, en las diferentes
actividades que se realiza.
Es por esto que seguridad industrial, previo a la entrega de estos elementos,
realiza una inspección de los riesgos existentes en una determinada área de
trabajo, toma las medidas adecuadas para minimizarlos y luego, analiza las
condiciones de trabajo y dispone que partes del cuerpo es necesario proteger,
pero esta protección se hace efectiva cuando existe cooperación por parte del
trabajador y disposiciones de seguridad de seguridad industrial en la realización
misma del trabajo.
119
3.4.6. IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE CONTAMINACIÓN
El principal contaminante líquido que se tiene es el agua de formación que se la
vierte previo el paso por piscinas de separación en donde se retiene el aceite y se
disminuyen otros componentes por reacciones químicas que se producen en las
mencionadas piscinas de separación.
El agua de formación es aquella que acompaña al crudo cuando es extraído del
subsuelo. El agua puede ser agua que proviene directamente del pozo o agua
usada en operación de recuperación. La cantidad y la calidad del agua de
formación dependen del método de explotación, la naturaleza de la formación
donde se hace la explotación y del tiempo de producción del pozo.
El agua de formación generalmente es muy salina también puede contener trazas
de aditivos necesarios para el proceso de producción tales como coagulantes,
inhibidores de corrosión, dispersantes, demulsificantes, agentes de control de
parafina e inhibidores de incrustaciones.
El agua de formación por su alta salinidad puede contaminar suelos, aguas
superficiales y afectar la vegetación y organismos acuáticos.
Las siguientes prácticas pueden usarse para el manejo de las aguas de
producción, dependiendo de sus constituyentes, y de las características de las
aguas superficiales o subterráneas.
La remoción del aceite suspendido del agua de producción constituye un paso
importante en el manejo de este desecho, antes de su disposición final, que
puede ser inyección a profundidad, dispersión sobre el suelo o descarga a los
cuerpos de agua.
El tratamiento para remoción de aceite, incluye tanques con skimmer,
separadores API convencionales, de las placas paralelas, unidades de flotación
por aire inducido o por aire disuelto, filtración en medios granulares, como
120
mecanismos convencionales. Últimamente se han usado otras tecnologías para el
tratamiento de las aguas de producción, en especial el uso de los hidrociclones y
de membranas (Ultra filtración y micro filtración).
Debido a que estas dos técnicas están empezando a utilizarse se presenta una
breve descripción de ellas.
La operación del hidrociclón, se basa en el uso de un modelo de flujo en espiral,
para generar fuerzas centrífugas, que separan el aceite y el agua, con base en su
diferencia de densidades. El uso de hidrociclones está adquiriendo importancia
desde 1984 cuando se desarrolló la primera unidad comercial.
La ultra filtración y la micro filtración se realiza a través de un tubo poroso, los
poros de tamaño de 0.1 micrones a unos pocos micrones para la micro filtración,
en tanto que para la ultra filtración se usan poros mucho más pequeños (0,01).
Sin embargo, estas últimas tecnologías están en vías de implementación y
experimentación para disminución de costo.
3.4.7. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI
El objetivo del plan de manejo ambiental es establecer las bases necesarias para
el control o mitigación de los impactos ambientales que puedan generar los
diferentes proyectos, mediante la formulación de procedimientos que ayuden a
prevenir o minimizar los daños que puedan ocasionar tanto al medio biofísico
como al socio económico.
3.4.7.1. Antecedentes
Conforme lo dispone el marco legal ambiental, las actividades petroleras que
Petroproducción viene desarrollando en diferentes campos de la Región Amazónica,
dispone de un Plan de Manejo Ambiental, que permite identificar las
responsabilidades institucionales y la organización necesaria para su aplicación.
121
Petroproducción dispone también del Estudio “Línea Base Ambiental del Campo de
Producción Shushufindi” entregado en Enero del 2002, el mismo que sirvió de base
para la elaboración del Plan de Manejo Ambiental del Campo Shushufindi.
3.4.7.2. Objetivo General
El objetivo del Plan de Manejo Ambiental es establecer las directrices que corrijan
las consecuencias o efectos ambientales provocados por las actividades de sísmica,
producción y desarrollo del campo, así como la perforación que puede presentarse a
futuro.
El Plan de Manejo Ambiental (PMA) es una herramienta que sirve de marco general,
para los planes de manejo particulares de cada proyecto, que como producto del
estudio de Impacto Ambiental, deben realizarse.
3.4.7.3. Alcance
El Plan de Manejo Ambiental se realizó para el área de operación petrolera del
Campo Shushufindi que incluye las Estaciones Aguarico, Shushufindi Norte,
Shushufindi Centro, Shushufindi Sur y Shushufindi Suroeste, y donde se localizaron
los 145 pozos (producción, desarrollo, abandonados, cerrados, inyectores y
reinyectores), considerando el área de influencia ambiental de la infraestructura
petrolera del campo.
El Plan de Manejo Ambiental (PMA), cubre tanto las fases de las operaciones
hidrocarburíferas que se desarrollan en el campo como Sísmica, Producción y
Desarrollo así como la de Perforación que se puede ejecutar a futuro.
3.4.7.4. Estructuración del Plan de Manejo
El Plan de Manejo Ambiental está conformado por planes y programas, cada uno
de los cuales en su totalidad o en parte contribuyen a evitar, rectificar, reducir o
122
compensar los impactos provocados por las fases y actividades hidrocarburíferas
en el Campo Shushufindi.
Los planes y programas del PMA son:
• Plan de Prevención y Mitigación de Impactos
• Plan de Contingencias
• Plan de Capacitación Ambiental
• Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Industrial
• Plan de Manejo de Desechos
• Plan de Relaciones Comunitarias
• Plan de Rehabilitación de áreas afectadas
• Plan de Abandono
3.4.7.4.1. Plan de Prevención y Mitigación de Impactos Ambientales
El Plan de Prevención y Mitigación de Impactos está compuesto por medidas
administrativas y técnicas que tienen como objetivo mitigar los impactos
ambientales negativos, generados por el desarrollo de las actividades del Campo
Shushufindi y prevenir los que se pueden producir a futuro. Considera las fases
de sísmica, producción y desarrollo así como la perforación que puede
presentarse a futuro.
Para las actividades que se han desarrollado en el Campo Shushufindi, se han
realizado los Estudios de Impacto Ambiental específicos, donde se determinan las
afectaciones al medio y las medidas ambientales de prevención, control,
mitigación, rehabilitación y compensación ambiental que conforman el Plan de
Manejo para la minimización de los impactos.
123
3.4.7.4.2. Plan de Contingencias
El Plan de contingencias fue diseñado para hacer frente a emergencias
relacionadas principalmente con eventuales derrames de petróleo, incendios y/o
explosiones de sus instalaciones petroleras.
El Plan presenta un plan estratégico, un plan operativo y un plan de
implementación. En el Plan Estratégico se establece un sistema organizacional
que permitió la ejecución de actividades de respuesta ante las contingencias.
Considerando la organización de la respuesta mediante tres niveles de riesgo
(bajo, medio, alto y crítico), destacando la formación de las brigadas de ayuda
inmediata (BAI) en los organigramas de cada nivel y los procedimientos de
activación de contingencias, presentando fichas de funcionalidad del plan
estratégico y líneas de autoridad y comunicación.
El Plan de Contingencias está diseñado para dar respuestas eficientes a
derrames, incendios y/o explosiones, siguiendo la siguiente ruta crítica del
proceso operativo:
NOTIFICACIÓN —> EVALUACIÓN DEL EVENTO —> ACTIVACIÓN —>
OPERACIÓN —> CONTROL —> FINALIZACIÓN —> EVALUACIÓN DE
RESPUESTA.
El Plan de Implementación tiene como propósito poner en marcha, a corto plazo
el Plan de Contingencias en las instalaciones del Campo Shushufindi.
Finalmente se incluye en el Plan de Contingencias los 25 puntos de control de
derrames del Campo Shushufindi, con su código, localización y coordenadas
respectivas.
124
3.4.7.4.3. Plan de Capacitación Ambiental
Mediante el Plan de Capacitación Ambiental se proporciona a los trabajadores y la
comunidad inmersa en las operaciones hidrocarburíferas del Campo Shushufindi
la información y el entrenamiento para que puedan realizar sus actividades dentro
de los parámetros de Salud, Seguridad y Medio ambiente óptimos, lo cual
garantiza las buenas relaciones con la comunidad y el mejor rendimiento de los
trabajadores.
El Programa de capacitación a la comunidad tiene como objetivos: apoyar a los
colonos en el manejo adecuado de los recursos naturales que actualmente
explotan, propiciar el conocimiento de técnicas adecuadas que les posibiliten
mayores niveles de producción y productividad, en el marco de un desarrollo
sustentable y generar procesos de desarrollo social adecuados.
Para alcanzar los objetivos señalados se han programado cursos de capacitación
y asistencia técnica, que se dictan de manera continua a diferentes grupos de
acuerdo al plan anual.
El programa de capacitación al personal de trabajadores tiene como objetivo
sensibilizar al personal que trabaje en las distintas fases de la actividad
hidrocarburífera sobre la necesidad de respeto al medio ambiente y en particular a
la población en el área de influencia y mejorar el nivel de gestión de las
compañías que operan en el campo, en cuanto a políticas ambientales y la
concreción del Plan de Manejo. algunos de los cursos que se imparten son:
• Normas de Seguridad Industrial
• Equipos de protección personal y extintores de Fuego
• Manejo Defensivo
• Primeros Auxilios
• Capacitación sobre Manejo de Residuos
• Plan de Manejo Ambiental
125
3.4.7.4.4. Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Ambiental
El objetivo del presente plan es establecer las Normas de Salud y Seguridad, que
la operadora, contratistas y personal, deben cumplir para asegurar la Salud y
Seguridad Industrial y evitar enfermedades, incidentes y accidentes provenientes
de las actividades que se realizan en el trabajo.
Petroproducción tiene el compromiso de proteger la salud y seguridad de los
empleados y trabajadores de la empresa en el ámbito de sus operaciones,
compromiso que lo comparte con las empresas contratistas que operan en el
área, para las distintas actividades que se realizan en el Campo.
Petroproducción debe asegurarse de que las empresas contratistas responsables
de las distintas actividades operativas, tengan en su estructura organizacional el
departamento de Salud, Seguridad y Medio Ambiente, que será responsable de la
comunicación, implantación, control y seguimiento de los reglamentos establecidos,
normatividad y leyes existentes.
El Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Ambiental tiene dos programas: el
Programa de Salud Ocupacional y el Programa de Seguridad Ambiental.
El programa de Salud Ocupacional consta de las siguientes fases:
• Prevención de enfermedades
• Atenciones de emergencias
• Tratamiento de enfermedades de trabajo
El programa de Seguridad Industrial consta de las siguientes fases:
• Aplicar la normatividad existente.
• Identificar los riesgos.
• Elaborar y aplicar la reglamentación específica.
126
3.4.7.4.5. Plan de Manejo de Desechos
El objetivo es minimizar la generación de residuos, fomentar el reciclaje y
proporcionar procedimientos técnicos y administrativos eficaces y seguros para su
tratamiento y disposición temporal o final.
El Plan de Manejo de Residuos enfoca el manejo y tratamiento de desechos
líquidos, desechos sólidos y emisiones gaseosas.
En lo referente a los desechos líquidos domésticos (aguas negras y grises) se dan
alternativas para el tratamiento previo a las descargas, que permiten la
evacuación del agua libre de contaminación hacia los cuerpos receptores.
Las aguas industriales son conducidas a las piscinas API para ser reinyectadas.
El Plan de Manejo de Desechos considera que los residuos sólidos deben ser
clasificados y manejados de acuerdo al tipo de desechos, mediante
procedimientos sencillos pero eficaces, en base a la concienciación del personal
para cumplir con las disposiciones expresas de su manejo.
En este manejo a mas de los desechos de manejo corriente, se incluye el
tratamiento de lodos y lodos de perforación, residuos especiales de la sísmica,
manejo de aceites dieléctricos de transformadores y de los subproductos
provenientes de la condensación de los gases separados del crudo.
Para las emisiones gaseosas se realizan periódicamente el mantenimiento
mecánico de las fuentes de combustión y un monitoreo permanente para que los
parámetros de los gases de combustión emitidos se hallen dentro de los límites
permisibles del RAOHE.
127
3.4.7.4.6. Plan de Relaciones Comunitarias
En base a la visión generalizada de la composición social, económica y política
del Campo Shushufindi, el Plan de Relaciones Comunitarias trata los problemas
con las comunidades y se negocian las soluciones con el conocimiento de la
realidad técnica, económica y socio-cultural de los actores involucrados.
De acuerdo con las entrevistas realizadas a los colonos y campesinos en el
Campo Shushufindi, la actividad petrolera ha perjudicado las actividades
económicas y condiciones de vida en especial en lo que se refiere a la
contaminación del agua de ríos y esteros o riachuelos.
El Plan de Manejo de Relaciones Comunitarias tiene tres programas el Programa
de Convivencia, el Programa de Compensación Ambiental y el Programa Edu-
Comunicacional.
El Programa de Convivencia surgió como respuesta ante el reclamo de los
propietarios, donde se han realizado actividades petroleras (sísmica, perforación
de pozos, construcción de pozos, etc.), en donde las actuaciones de los
contratistas de la petrolera, al no respetar las normas socio - ambientales, han
incomodado a la comunidad. Se realizan reuniones comunales y convenios de
cooperación mutua para obtener permisos de paso, cumplimiento de planes de
manejo y reglamentación ambiental.
El programa de Compensación Ambiental tiene como objetivo la compensación
justa por el uso de propiedades así como por daños y perjuicios, a los dueños de
las fincas afectadas con la actividad petrolera en el campo Shushufindi,
estableciendo nexos de buena relación con la comunidad.
El Programa de Educomunicación Ambiental promueve la participación de toda la
población de las zonas de afectación directa en la búsqueda de soluciones a los
problemas ambientales que la afectan.
128
3.4.7.4.7. Plan de Rehabilitación de Áreas Afectadas
El Plan de Rehabilitación de Áreas Afectadas contiene lineamientos aplicables en
todas las fases petroleras que se realizan o se realizarán en el Campo
Shushufindi, para la rehabilitación de áreas que han sido afectadas de tal forma
que se mantenga un ecosistema equilibrado y seguro, ecológicamente
sustentable y económicamente sostenible.
El objetivo principal es reducir los pasivos ambientales que se encuentran dentro
del Campo Shushufindi, como parte de un proceso permanente de
Petroproducción, mediante el tratamiento y mejoramiento de suelos
contaminados, la revegetación de taludes y la reforestación de áreas desbrozadas
y alteradas en sus geoformas.
Contiene un conjunto de actividades al cumplimiento de los programas
propuestos, estos son: Revegetación y Reforestación, Mantenimiento de la
Revegetación, Remediación de suelos contaminados y Mejoramiento del suelo,
mediante la contratación de alternativas técnica y económicamente factibles que
aseguran el logro de objetivo del Plan.
3.4.7.4.8. Plan de Abandono
El Plan de Abandono y entrega del área se ejecuta una vez que se haya finalizado
las actividades de desarrollo y producción en las instalaciones del Campo
Shushufindi, el plan contiene una serie de medidas técnico - administrativas
necesarias para realizar el abandono ambientalmente adecuado, de aquellas
instalaciones que por motivos técnicos o económicos, requieren la suspensión de
las operaciones petroleras.
El objetivo es proporcionar al personal de Petroproducción, lineamientos
ambientalmente adecuados y seguros, para la desmovilización y abandono de
aquella infraestructura petrolera declarada fuera de operación y/o funcionamiento.
129
Las actividades que se realizan durante el abandono de una instalación cumple
con el RAOH en los artículos referentes al abandono de las áreas de las
plataformas, para lo cual se toma en cuenta: Planificación y Permisos, Protección
Ambiental y temas de Salud y Seguridad Industrial para el personal que ejecuta el
Plan de Abandono.
3.4.7.4.9. Plan de Monitoreo Ambiental
El monitoreo Ambiental vigila el cumplimiento de las acciones del Plan de Manejo
basándose en análisis de resultados, el mismo que es realizado por personal
técnico capacitado, entrenado y comprometido con la protección del medio
ambiente y la comunidad; incluye a miembros de la comunidad, con la finalidad de
buscar su participación en el proceso de gestión ambiental de las actividades
petroleras desarrolladas en el Campo Shushufindi.
El monitoreo involucra los tres componentes ambientales: abiótico, biótico y
antrópico, presentes en las distintas fases de la actividad petrolera en el Campo
Shushufindi, por lo tanto se realiza los monitoreos de: calidad de agua en
efluentes y cuerpos de agua, desechos, suelos contaminados, emisiones en
fuentes fijas, ruido, fugas y espesor de líneas de flujo y tanques de
almacenamiento, seguridad física, biológico y arqueológico.
Los resultados de todos los monitoreos, a excepción de aquellos
correspondientes a monitoreos de espesores y de seguridad física de líneas de
flujo, son informados a la comunidad, para que exista un espacio de comunicación
con los moradores del Campo Shushufindi y para disminuir la incertidumbre sobre
los impactos y afectaciones que conlleva el desarrollo de las actividades
hidrocarburíferas dentro del Campo.
De acuerdo a l Plan de Manejo detallado anteriormente se muestra en la tabla
3.28 un resumen de las acciones realizadas por Petroproducción en los reportes
130
diarios de actividades para contingencias en varios lugares del campo en los que
se toman en cuenta las respectivas reglamentaciones de manejo.
TABLA 3.28 REPORTE DIARIO DE ACTIVIDADES PARA CONTINGENCIAS EN EL PERíODO 2006 - 2008
SECTOR DE LOS DERRAMES FECHA
DERRAME BLS.
Área tratada m 2
Línea de fluído motriz pozo SSFD-51. 20-Jun-06 10 bls 200 m²
Línea de flujo pozo SSFD- 20-A 12-Feb-06 4 bls. 300
linea de flujo pozo SSFD-35 26-Jul-06 4 bls. 126 m²
linea de flujo del pozo SSFD-54 ACCESO AL (POZO 49) 23-Apr-06 3 bls. 50 m²
linea de flujo de 4½ del pozo SSFD-56 6-Jul-06 05 bls. 2400 m²
linea de flujo del pozo SSFD-82 4-Jan-06 1 bls. 240 m²
Pozo Aguarico - 03 20-Nov-06 4 bls. 250 m²
piscina de recolección de crudo estación central 18-Apr-06 x cunat. 5100 m²
Línea de flujo de 4½ del pozo SSFD-31 25-May-06 1 bls. 3000
Línea de flujo de 4½ del pozo SSFD-23; junto a la Est. Sur 17-Jan-07 2 bls. 1000 m²
Plataforma deL pozo SSFD-49 24-Jan-06 3bls. 200
LINEA DE FLUJO POZO SSFD-84 (FRENTE A PETROCOMERCIAL)
26-Feb-07 4bls. 200m²
DERRAME AGUA DE FORMACION Pozo-25 (Plataforma 07) 26-May-07 20bls. 400m²
DERRAME CUBETO ESTACION SUR 11-Jun-07 20 gls 15m²
DERRAME LINEA DE FLUJO POZO SSFD-42B 15-Jun-07 3bls. 20m²
DERRAME LINEA DE FLUJO POZO SSFD-43 16-Jun-07 3bls. 16m²
DERRAME LINEA DE FLUJO DE TRANSFERENCIA AGUARICO 10 (SOBRE PRESION)
5-Aug-07 2bls. 50m²
DERRAME AGUA DE FORMACION SSFD-25 (PLATAFORMA POZO SSFD-07)
4-Sep-07 160bls. 1060²
LINEA DE TRANSFERENCIA DE6" POZO SSFD-61 5-Sep-07 4bls. 31m²
DERRAME LINEA DE FLUJO SSFD-11 (EST. CENTRAL AREA SEPARADORES)
18-Aug-07 5bls. 200m²
DERRAME LINEA DE FLUJO 6 5/8" SSFD-54 A (Km. 6+260) 27-Aug-07 4bls. 268m²
DERRAME LINEA DE FLUJO 6" 5/8 SSFD-54 B (Km. 6+260) 1-Sep-07 10gls. 100m²
DERRAME EN LA PLATAFORMA DEL POZO SSFD-68 25-Oct-07 03 bls 2700 m²
Línea de flujo Pozo SSFD-59 Plataforma 22-Dec-05 1bls. 120m²
Línea de flujo de 4½ del pozo Aguarico-3 21-Nov-06 4bls. 250m²
131
TABLA 3.28 CONTINUACIÓN
SECTOR DE LOS DERRAMES FECHA
DERRAME BLS.
Área tratada m 2
PLATAFORMA DEL POZO SSFD-76 ( cabezal ) 25-Nov-06 15bls. 7300m²
DERRAME ESTACION NORTE (TANQUE DE SURGENCIA) 4-Jun-07 1 bls. 1250
LINEA DE FLUJO DEL POZOSSFD-54 (Quilindaña) 15-Dec-06 10 bls. 5500m²
Línea de oleoducto secundario de 103/4" entrada al pozo SSFD-75 27-Dec-04 76bls. 320m²
Pantano EST. Sur (95) cont. Antigua. 19-Aug-03 por cuant.
3000m²
Línea de flujo pozo SSFD. 15-A. 27-Jul-05 30bls. 4000m²
Línea de Transferencia de 10" Shushufindi Suroeste - Sur.(pozo ssfd-26)
12-May-05
512m²
Línea de flujo pozo SSFD-51. 14-Feb-05 30bls. 1800m²
Línea de flujo de 6. 5/8 del pozo Shushufindi ssfd-80 22-Oct-05 3bls. 300m²
Línea de flujo de 6. 5/8 del pozo Shushufindi ssfd-70 1-Nov-05 3bls. 400m²
LÍNEA DE FLUJO DE 6 5/8" DEL POZO SSFD 54 KM. 4 +500 (ACCESO POZ 86) (mas derrame antiguo del 2001)
17-Jun-07 100 bls.
840 m2 (PPR 180 m2; AT 750 m2)
Derrame de agua con crudo de la línea antigua de la piscina de recuperación de la estación central.
05 oct. 07 04 bls 50 mt²
DERRAME LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-51 (A 100 METROS DE LA PLATAFORMA)
17-Oct-07 03 bls 350 m²
DERRAME LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-107 a 400m de est. Aguarico
21-Oct-07 4 bls 100m²
DERRAME EN LÍNEA DE FLUJO DEL POZO SSFD-63 (dentro y fuera de la Estación Norte).
21-Dec-07 2 420m²
DERRAME EN EL SISTEMA DE POWER OIL POZO SSFD-46 (Sector quilindaña)
1-Jan-08 4 bls. (320m³ ppr); (80m³ A T)
FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
132
En la tabla 3.29 se muestra los puntos de control de derrames del campo Shushufindi. TABLA 3.29 PUNTOS DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CAMPO SHUSHUFINDI # DE PUNTO DE
CONTROL CÓDIGO LOCALIZACIÓN COORDENADAS
0 PC-0 ESTERO SALADO 9´994,238 N ; 316,607 E
1 PC-1 RÍO ENO 9´988,384 N ; 316,573 E 2 PC-2 RÍO ENO 9´986,753 N ; 316,772 E 3 PC-3 RÍO ENO 9´985,189 N ; 318,523 E 4 PC-4 RÍO 11 JUL. 9´985,109 N ; 318,046 E 5 PC-5 RÍO 11 JUL. 9´984,234 N ; 317,900 E 6 PC-6 RÍO 11 JUL. 9´983,744 N ; 317,117 E
7 PC-7 AFLUENTE RÍO 11 JUL. 9´983,585 N ; 317,250 E
8 PC-8 RÍO SSF 9´979,864 N ; 315,379 E 9 PC-9 RÍO SSF 9´980,964 N ; 317,807 E
10 PC-10 RÍO SSF 9´980,261 N ; 320,766 E 11 PC-11 RÍO LA SUR 9´977,743 N ; 318,789 E
12 PC-12 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´975,273 N ; 316,891 E
13 PC-13 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´974,345 N ; 320,885 E
14 PC-14 RÍO LA SUR 9´977,554 N ; 311,477 E 15 PC-15 RÍO LA SUR 9´974,146 N ; 314,676 E
16 PC-16 AFLUENTE LA SUR 9´973,881 N ; 317,051 E
17 PC-17 RÍO LA SUR 9´974,441 N ; 321,803 E
18 PC-18 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´973,261 N ; 317,000 E
19 PC-19 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´972,585 N ; 316,668 E
20 PC-20 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´970,172 N ; 316,734 E
21 PC-21 AFLUENTE RÍO LA SUR 9´970,874 N ; 318,871 E
22 PC-22 RÍO ITAYA 9´968,827 N ; 315,393 E 23 PC-23 RÍO ITAYA 9´968,695 N ; 316,149 E 24 PC-24 RÍO ITAYA 9´968,218 N ; 317,875 E
FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
133
En la tabla 3.30 se muestran las capacitaciones al personal de campo en el año 2007 TABLA 3.30 CAPACITACIONES DEL PERSONAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI
FECHA TEMA INSTRUCTOR No.
PERSONAS LUGAR
No. HORAS
12-SEPT-
2007 COMO UTILIZAR EPP
ING. CARLA
GUERRA 25
19-SEPT-
2007 BIODIVERSIDAD
ING. RUBEN
YAULEMA 23
AUDITORIO DEL
CAMPO
30
MINUTOS
10-SEPT-
2007 BIODIVERSIDAD
ING. RUBEN
YAULEMA 13
AUDITORIO DEL
CAMPO
30
MINUTOS
16-AGO-
2007
PLAN DE EMERGENCIA Y
CONFORMACION DE BRIGADA
PARA CONTROL DE INCENDIOS
ING. CARLA
GUERRA 18
06-AGO-
2007
MANEJO DE DESECHOS EN EL
CAMPO
ING. CARLA
GUERRA 51
AUDITORIO DEL
CAMPO 1
20-JUL-
2007 INDUCCION AL CAMPO SSFD
ING. CARLA
GUERRA /
HITLER
UBILLUZ
24 AUDITORIO DEL
CAMPO 1,5
06-SEPT-
2007
CONTAMINACION DE AGUA DE
FORMACIÓN
ING. CARLA
GUERRA 11
EST. CENTRAL
OFICINAS
30
MINUTOS
10-JUN-
2007
SIMULACRO DE DERRAME EN
PUNTO DE CONTROL # 16
ING. CARLA
GUERRA 28
PUNTO DE
CONTROL # 16 5
14-ABR-
2007
CUIDADOS EN EL MEDIO
AMBIENTE / CONTROL DE
INCENDIOS
ING. CARLA
GUERRA 60
CAMPO DE
ENTRENAMIENTO 4
03-ABR-
2007
LINEAMIENTOS DE TRABAJO Y
HORARIO, NORMAS DE
CONDUCTA.
ING. CARLA
GUERRA 18
HANGAR
AUTOBOMBA 1
16-ABR-
2007
USO DE EQUIPOS DE
PROTECCION PERSONAL
ING. CARLA
GUERRA 16
HANGAR
AUTOBOMBA
30
MINUTOS
29-ABR-
2007
USO DE GUANTES Y CUIDADO
DE MANOS
ING. CARLA
GUERRA 17
HANGAR
AUTOBOMBA
45
MINUTOS
FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
134
En la tabla 3.31 se muestra el control de desechos realizado en el campo
Shushufindi en octubre del 2007
TABLA 3.31 CONTROL DE DESECHOS CAMPO SHUSHUFINDI (2007)
FUENTE: Dpto. de Ingeniería en Petróleos, Campo Shushufindi-Aguarico ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
Los resultados anteriores entre otros reflejan las aplicaciones del plan de manejo
ambiental para los períodos establecidos en cada uno de su estructura.
Actualmente Petroproducción se encuentra cumpliendo con las normativas
ambientales de contingencias, control de desechos, rehabilitación de áreas
afectadas, capacitación ambiental etc., para de este modo minimizar los daños
que se puedan ocasionar al medio ambiente o a las comunidades que se
encuentran dentro del campo.
CONTROL DE DESECHOS
CÓDIGO CLASE DE DESECHO CANTIDAD
DISPOSICIÓN FINAL EN KG
B 0046 ORGÁNICOS 1.330 ABONOS
B 3010 PLÁSTICOS RECICLABLES 42 PARA LABORATORIOS
B 3010 PLÁSTICOS NO RECICLABLES 119 INCINERACIÓN
B 2020 VIDRIO 95 ALMACENAJE
A 1010 METALES NO RECICLABLES 2
A 1010 METALES RECICLABLES 20 REHUSO
A 3021 FILTROS DE ACEITE 75
A 4020 CLÍNICOS Y AFINES 6 INCINERACIÓN
S/N MADERA 2.391 INCINERACIÓN
B 3020 PAPEL/CARTÓN 61 INCINERACIÓN
B 3030 TRAPOS CON HIDROCARBURO 151 INCINERACIÓN
S/N SUELO CON HIDROCARBURO * 240.825 PEPDA
S/N MATERIAL VEGETAL CONTAMINADO 1.150 INCINERACIÓN
T O T A L DE OCTUBRE/2007
135
CAPÍTULO IV
ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCION DEL LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULICO DEL CAMPO
SHUSHUFINDI
La presente propuesta busca incrementar la producción de los pozos con bombeo
hidráulico, manteniendo el mismo sistema de bombeo hidráulico tipo Jet,
optimizando y aprovechando las facilidades con las que ya se cuenta.
4.1. MÉTODO PARA OPTIMIZAR LA GEOMETRÍA DE LA BOMBA HIDRÁULICA JET
A continuación se presenta la secuencia de cálculo del método propuesto por
Smart para determinar la geometría óptima de una bomba jet.
1. Considerar la presión de operación superficial deseada, PT (psi).
2. Como valor inicial suponer una relación de flujo adimensional igual a 1.
Este es utilizado únicamente para calcular las pérdidas de presión por
fricción inicial.
§ � 1
3. Calcular el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su
gravedad API.
G� � P,¨>>�(¨(,B(>(,BN°��� (4.1)
4. Calcular el gradiente de presión del fluido producido, basado en los
gradientes de petróleo y agua.
G; � F� � G� � F1 � G1 (4.2)
Donde: F1 � 1 = F�
136
5. Estimar el factor de volumen de formación para el petróleo y el agua.
B0 � �1 2 2,8 q$1)�� r(,.� F1 2 F� (4.3)
6. Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción deseada y la
TABLA 5.3 INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN COSTO/BENEFICIO Valor Significado Decisión a tomar
RCB > 1 Los ingresos son mayores a los egresos Es aceptable
RCB = 1 Los ingresos son iguales a los egresos Es indiferente
RCB < 1 Los ingresos son menores a los egresos No es aceptable
FUENTE: http://es.wikipedia.org/wiki/Relación_costo_beneficio ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
5.4. ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO
En este proyecto se busca incrementar la producción de los pozos con bombeo
hidráulico, manteniendo el mismo sistema de Levantamiento.
De los datos obtenidos en el capítulo anterior de cada pozo, puede concluirse que
los pozos aguarico 1 y 8, al cambiarse su geometría, no representan un aporte al
incremento de la producción, puesto que se requeriría de mayor energía y fluido
motriz. Por tal motivo, no es conveniente realizar ningún cambio de equipo ni 11 Tesis: Análisis técnico-económico para el cambio de levantamiento artificial en cuatro pozos del campo Shushufindi. Autores: Andrés Araya.
183
geometría, ya que los actuales tienen un funcionamiento adecuado. Por lo tanto,
la producción actual de estos pozos será la utilizada para futuras estimaciones
para lo cual se considerará al año 2011 como período de evaluación del proyecto.
5.4.1. COSTOS DE PRODUCCIÓN
Los costos de producción incluyen los costos de los trabajos a realizarse de
acuerdo con el análisis técnico, el tiempo de duración de los trabajos y la
producción de petróleo a recuperarse por los trabajos propuestos en cada pozo.
En la tabla 5.4 se presentan los costos de un trabajo de reacondicionamiento
típico para el cambio de geometría de la bomba jet de fondo, que serán aplicados
a los pozos objeto de análisis en este estudio.
TABLA 5.4 COSTOS DE TRABAJOS Operación - Material Costo
Movilización y supervisión 1.120
Técnico de Operación (día o fracción) 300
Camión Pluma (cargo básico 8 horas) 700
Nueva geometría (tobera+garganta+carcaza) 16.500
Procedimiento de cambio de bomba jet (reversada+bajada de
bomba) 1.680
Lubricador 224
Contigencias (+/-25%) 6.506
27.030
FUENTE: Costos estimados de las listas de precios de Petroproducción y Sertecpet ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
184
5.4.2. INGRESOS
Los ingresos se obtienen multiplicando el precio del barril de petróleo por el
número de barriles a ser producidos cada mes.
De acuerdo con los historiales de producción del campo se estima que su
declinación de producción es del 9% anual. Con lo que para el proyecto se
establece una declinación mensual del 0,75%, con el período mensual
considerado de 30,41 días y el período semanal de 7 días.
5.4.3. EGRESOS
Los egresos mensuales constituyen la suma entre los costos del trabajo de
reacondicionamiento típico para el cambio de geometría de la bomba jet de fondo
de los pozos productores y el costo de futuros reacondicionamientos, donde el
costo operativo de producción es de 10 dólares por barril.
El monto total de la ejecución del proyecto asciende a 135.150 dólares, durante
los doce meses del año 2011 considerados en el período de evaluación
económica del proyecto.
5.4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO
Los parámetros en los que se basa el estudio económico del presente proyecto
son los siguientes:
• Se han considerado tres escenarios para el presente estudio, el primero
con un costo del barril de petróleo de 66 dólares basado en el valor
establecido en el Contrato de Crédito actual que tiene Petroecuador con
Petrochina, en el cual esta cifra se tomó como valor referencial. El segundo
de 73,30 dólares el barril del petróleo, valor establecido para el
185
Presupuesto del Estado del año 2011. Por último 100 dólares, cifra que se
tiene planteada como objetivo para el 2011.
• Se estima una tasa de actualización anual del 12 % (tasa de actualización
mensual igual al 1%) valor emitido para un proyecto, de acuerdo al
Departamento Financiero de Petroproducción.
• No se considera depreciación contable de los equipos, puesto que no
intervienen los impuestos fiscales.
5.4.4.1. Primer Escenario
Para el caso del crudo de 66 dólares por barril, el proyecto presenta un VAN
positivo de 31’620.738 dólares. La evaluación económica se realiza para doce
meses y se calculó que al final de este tiempo se tendrá un TIR mensual de
2.324%.
Estos datos finales del análisis económico para el primer caso se muestran en la
tabla 5.5 y en la tabla 5.6 se indica el resumen de estos resultados y son
indicativos que el proyecto es rentable.
Como primer procedimiento se realiza el cálculo de la producción acumulada y los
ingresos totales en el año que corresponde a la fecha desde enero del 2011 hasta
diciembre del mismo año.
Para esto se considera en ambos casos:
ia = tasa de actualización bancaria anual 12% im = tasa de actualización bancaria mensual 0.01
TABLA 5.5 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 66 DÓLARES, PRIMER ESCENARIO.
TABLA 5.8 RESULTADOS FINALES PARA EL SEGUNDO ESCENARIO
INVERSION TOTAL (USD) 6’130.471 TASA INTERNA DE RETORNO( MENSUAL) (TIRm) % 2.627% TASA INTERNA DE RETORNO( ANUAL) (TIR) % 1,6933E+17 VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 35’760.345 BENEFICIO/COSTO 7,16 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
5.4.4.3. Tercer Escenario
Para el caso del crudo de 100 dólares por barril, el proyecto presenta un VAN
positivo de 50’901.099 dólares. La evaluación económica se realiza para doce
meses y se calculó que al final de este tiempo se tendrá un TIR mensual de
3.736%.
Estos datos finales del análisis económico para el primer caso se muestran en la
tabla 5.9 y en la tabla 5.10 se indica el resumen de estos resultados y son
indicativos que el proyecto es rentable.
Al Igual que en los casos anteriores, para este se toman las mismas
consideraciones de tiempo y tasas de actualización.
TABLA 5.9 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UN PRECIO DEL PETRÓLEO DE 100 DÓLARES, TERCER ESCENARIO.
TABLA 5.10 RESULTADOS FINALES PARA EL TERCER ESCENARIO
INVERSION TOTAL (USD) 6’130.471 TASA INTERNA DE RETORNO( MENSUAL) (TIRm) % 3.736% TASA INTERNA DE RETORNO( ANUAL) (TIR) % 1,01422E+19 VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 50’901.099 BENEFICIO/COSTO 9,77 ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
5.4.4.4. Análisis de resultados
De los resultados finales obtenidos de los tres casos se puede ver que los valores
más altos de tasa interna de retorno y valor actual neto se tiene en el tercer caso
ya que este es el mayor precio referencial tomado (100 dólares)
Por el contrario los valores menores de tasa interna de retorno y valor actual neto
se obtienen con el precio de crudo más bajo que es de 66 dólares, sin embargo
aún con este valor el proyecto es muy rentable debido a que el TIR es mucho
mayor al 100% por lo tanto la recuperación de la inversión se refleja en los
primeros meses de evaluación.
Con esto se puede concluir que para un valor promedio del crudo de 73,30
dólares (segundo caso) el valor actual neto es de 35’760.345 dólares y una tasa
interna de retorno del 2.627% lo cual es indicativo de que el proyecto es muy
rentable y la inversión se recupera en el primer mes de evaluación.
192
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. CONCLUSIONES:
• El campo Shushufindi-Aguarico es uno de los más importantes con los que
cuenta el País, tanto por su producción de crudo liviano y gas como por las
reservas con las que cuenta, manteniendo en la actualidad una producción
promedio de 38.000 BPPD y 15.000 MPCD de gas en formación.
• La producción de agua en el campo se ha ido incrementando en los últimos
años, a tal punto que menos de la décima parte del campo se encuentra
libre de inundación de agua. Esto ha ido dificultando procesos de
producción, tanto en instalaciones, como trabajos de operación, debido a la
corrosión de las líneas de flujo, obstrucción por depositación de escala,
incrementando así, el consumo de químicos, mayor demanda de energía
eléctrica y problemas con el medio ambiente. Este efecto, en gran parte, es
provocado por la sobre dimensión del sistema de bombeo electro-
sumergible que es el más usado en el campo.
• El incremento en los sólidos suspendidos es un indicativo de corrosión,
formación de inscrutaciones o actividad bacterial; el cual puede ser
contrarrestado al tener un tratamiento químico eficiente.
• De los workovers analizados para los pozos con bombeo hidráulico del
campo Shushufindi – Aguarico se encontró que algunos de estos habían
operado con bombas electro-sumergibles, mas debido a la baja producción
y presencia de arenas esta no fue la mejor alternativa por las reparaciones
constantes que debían efectuarse, por lo que se optó por la
implementación de Bombeo Hidráulico, más económico y eficiente para
este caso.
• En base a los resultados obtenidos del estudio técnico se concluyó que las
bombas jet de los pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99 y SSF-108D
193
están sobre dimensionadas, puesto que con bombas de diferente
geometría podría obtenerse una mayor producción, trabajando con
parámetros similares a los actuales.
• De los resultados obtenidos del estudio técnico se concluye que con la
implementación de nuevas geometrías, puede obtenerse un incremento de
417 BPPD en los pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99, SSF-108D y un
ahorro de 2.476 barriles de fluido motriz.
• En los pozos aguarico 01 y 08 no se consideró rentable el cambio de
geometría, puesto que esta demandaba un incremento sustancial de
energía y fluido motriz, por lo que la geometría actual es la adecuada.
• Del estudio económico se obtuvo que la inversión total del proyecto es de
135.150 dólares, recuperando la inversión en el primer mes de iniciado el
mismo con un flujo neto de caja actualizado positivo.
• Se concluye que este proyecto es económicamente rentable para los tres
casos propuestos. En el primero, para un precio del crudo de 66 dólares, el
VAN de 31’620.738 dólares es mayor que cero; el TIR de 2.324% mensual
es mayor a la tasa de actualización mensual del 1%; la relación
Costo/Beneficio es de 6,45, lo que indica la rentabilidad del proyecto, al ser
mayor a 1. En el segundo, para un crudo de 73,30 dólares, el VAN es de
35’760.345 dólares; el TIR de 2.627% mensual; y con una relación
Costo/Beneficio de 7,16. Y en el tercero, para un crudo de 100 dólares, el
VAN es de 50’901.099 dólares; el TIR de 3.736% mensual; y con una
relación Costo/Beneficio de 9,77.
• En referencia al Plan de Manejo Ambiental, este está conformado por
planes y programas, cada uno de los cuales en su totalidad o en parte
contribuirán a evitar, rectificar, reducir o compensar los impactos
provocados por las fases y actividades hidrocarburíferas en el Campo
Shushufindi.
194
6.2. RECOMENDACIONES:
• Se recomienda cambiar las geometrías de las bombas Jet instaladas en los
pozos SSF-46, SSF-49, SSF-66, SSF-99, SSF-108D, de acuerdo con el
presente estudio, puesto que con una baja inversión se incrementará la
producción de los pozos, y por el análisis económico realizado el proyecto
es económicamente rentable.
• En los pozos AGU-01 y AGU-08, de acuerdo al estudio realizado, no se
recomienda el cambio de geometría, ya que presenta una alta demanda de
energía y fluido motriz, por lo que la geometría actual es la adecuada.
• Es necesario ejecutar trabajos de pruebas de pozos para poder contar con
datos actualizados de los pozos del campo Shushufindi–Aguarico,
obteniéndose de este modo índices de productividad y declinación a
medida que avanza la producción, lo que permitirá diseñar y mantener los
equipos.
• Se deben tener presente los problemas que existen en las facilidades de
producción ya que no se ha dado renovación de equipos y tuberías,
además de que las instalaciones de superficie en muchos casos ya han
cumplido el tiempo de vida útil especificado por el fabricante.
• Se recomienda mantener un tratamiento químico eficiente para mitigar la
formación de incrustaciones, actividad bacterial y más aún el incremento de
sólidos suspendidos puesto que estos son un indicativo de corrosión.
• Se recomienda realizar un control periódico de la salinidad del agua de
producción, principal causante del problema de cavitación en las bombas
jet, para disminuir el uso de químicos y mejorar la producción.
• La seguridad industrial es de trascendental importancia para el desarrollo
armónico y ordenado de una empresa. Por lo tanto, es menester apoyarla a
fin de que juegue un papel decisivo en la preservación principalmente de la
vida y salud del trabajador, así como de las instalaciones. Una forma puede
ser dando charlas informativas permanentes al personal de operación en el
Campo.
195
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1. Baby P., Rivadeneira M., Barragán R. (2004) “La Cuenca Oriente: Geología y
Petróleo” Quito
2. Amaya J. y Armando Chanatásig , (2009), Programa de Diseño Unificado de
Bombeo Hidráulico para la selección de Bomba Jet y Pistón usadas en las
operaciones de Petroproducción, Quito.
3. Molina, Freddy , (2004), “Desarrollo de software para el diseño de
Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico, tipo Pistón y Jet”. Quito.
4. Cueva, Luis , (2001), “Estudio de la optimización del fluido motriz para
Bombeo Hidráulico en el campo Sacha”. Quito
5. Martínez, Ángel , (2002), “Análisis técnico del comportamiento del Sistema
de Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico y Electrosumergible del
campo Coca - Payamino”. Quito
6. Melo V. (2007), “Folleto de Levantamiento Artificial”. Quito
7. Silva M. (2008), “Estudio para optimizar las facilidades de superficie en el
sistema de reinyección de agua en la estación sur del campo shushufindi”
Quito.
8. Zaldumbide J. (2009), “Optimización de las facilidades de producción de la
estación Shushufindi central para las actuales condiciones de operación del
campo” Quito
9. Departamento de Ingeniería de Petróleos. (2010): Forecast y archivos
técnicos del Campo Shushufindi-Aguarico, Distrito Oriente.
196
ANEXOS
197
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO No 1 ........................................ ............................................................... 198 SUMARIO DE RESERVAS TÉCNICA CERTIFICADAS POR RESERV ORIO .. 198
TABLA A-1.1. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO BASAL TENA ............... 199 TABLA A-1.2. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U SUPERIOR .... 199 TABLA A-1.3. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U ....................... 200 TABLA A-1.4. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO T ........................ 200
ANEXO No 2 ........................................ ............................................................... 201 PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACÍO) .................................. ....................................................... 201
FIGURA A-2.1. PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACIO) ........................................................................................... 202
ANEXO No 3 ........................................ ............................................................... 203 RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA BOMBAS GUIBERSON, KOBE Y OILMASTER ....................... ......................................... 203
TABLA A-3.1. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES DE GARGANTA PARA BOMBAS GUIBERSON ................................................................................... 204 TABLA A-3.2. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE KOBE (pg2) ........... 205 TABLA A-3.3. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE NATIONAL (pg2) ... 206
ANEXO No 4 ........................................ ............................................................... 207 DIAGRAMAS ACTUALES DE LOS POZOS CON BOMBEO HIDRÁULI CO .... 207
FIGURA A-4.1. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-46 ........................... 208 FIGURA A-4.2. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-49 ........................... 209 FIGURA A-4.3. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-66 ........................... 210 FIGURA A-4.4. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-99 ........................... 211 FIGURA A-4.5. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-108D ....................... 212 FIGURA A-4.6. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU-01 .......................... 213 FIGURA A-4.7. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO AGU-08 .......................... 214
ANEXO No 5 ........................................ ............................................................... 215 COSTOS DE LAS BOMBAS JET CLAW Y PRINCIPALES ACCESOR IOS Y HERRAMIENTAS DE FONDO ............................. .............................................. 215
TABLA A-5.1. LISTA DE PRECIOS DE BOMBAS Y ACCESORIOS SERTECPET .... 216
198
ANEXO No 1
SUMARIO DE RESERVAS TÉCNICA CERTIFICADAS POR
RESERVORIO
199
TABLA A-1.1. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO BASAL TENA
Reservorio BASAL TENA Información al 31/12/2008
POES 2P
FR
Reservas Probadas Reservas Técnicas Certificadas
Recuperables Totales
Producción Acumulada (Np)
RA No. de Pozos Probadas Remanentes
Probables Posibles
MBls % MBls MBls % Total Activos MBls
86.588,9 25 21.647,2 4.607,9 532 6 4 17.039,3 - -
FR: Factor de recobro final esperado para el reservorio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio.
Comentarios: El reservorio Basal Tena tiene una producción acumulada de 4.607,9 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12-2008 se encontraba activo con cuatro (4) pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 1.206 bppd con 43,3% de BSW. La producción acumulada de agua es de 1.733,9 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 27,34% Las reservas probadas recuperables que totalizan 21.647.225 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un factor de recobro de 25%. FUENTE: NTC Energy Group C.A.
TABLA A-1.2. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U SUPERIOR
Reservorio NAPO U Superior Información al 31/12/2008
FR: Factor de recobro final esperado para el reserv orio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio.
Comentarios: Tiene una producción acumulada de 13.785,5 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12-2008 se encontraba activo con 16 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 8.072 bppd con 59,9% de BSW. La producción acumulada de agua es de 20.533,1 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 59,8% Las reservas probadas recuperables que totalizan 181.309.035 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 30,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A.
200
TABLA A-1.3. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO U
FR: Factor de recobro final esperado para el reserv orio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio.
Comentarios: El reservorio U tiene una producción acumulada de 373.457,5 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12-2008 se encontraba activo con 45 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 26.010 bppd con 62,7% de BSW. La producción acumulada de agua es de 181.064,3 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 37,2%. Las reservas probadas recuperables que totalizan 539.032.792 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 45,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A.
TABLA A-1.4. RESERVAS TÉCNICAS DEL RESERVORIO NAPO T
FR: Factor de recobro final esperado para el reserv orio. RA: Recobro actual de petróleo del reservorio.
Comentarios: Tiene una producción acumulada de 735.549,8 MBls de petróleo, ha mostrado un comportamiento continuo de producción y al 31-12-2008 se encontraba activo con 20 pozos abiertos a producción, mostrando en su última prueba una producción de 9.401 bppd con 72,4% de BSW. La producción acumulada de agua es de 263.559,8 MBls, lo que representa un corte acumulado de agua de 24,72%. Las reservas probadas recuperables que totalizan 877.383.322 Bls representan las reservas 1P del reservorio y están asociadas a un FR de 53,0%. FUENTE: NTC Energy Group C.A.
201
ANEXO No 2
PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA
HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACÍO)
202
FIGURA A-2.1. PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRÁULICA SIN CARGA (EN VACIO)
FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V., 2007
Kobe “E”, Guiberson Power Lift II
Kobe D Doble
Kobe D Simple, National V II
Kobe B Doble, National V doble motor,F, FE, FEB
Kobe B Simple
Kobe A Doble, National VFR doble motor
Kobe A Simple, National VFR Simple,Guiberson Power Lift I
203
ANEXO No 3
RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES PARA
BOMBAS GUIBERSON, KOBE Y OILMASTER
204
TABLA A-3.1. RELACIONES DE ÁREAS Y ÁREAS ANULARES DE GARGANTA PARA BOMBAS GUIBERSON DD Gargantas 000 00
R 0.36 0.22
AS 0.0028 0.0056
CC Gargantas 000 00 0 1
R 0.64 0.40 0.27 0.20
AS 0.0016 0.0043 0.0076 0.0115
BB Gargantas 00 0 1 2
R 0.54 0.37 0.27 0.20
AS 0.0032 0.0065 0.0105 0.0150
A Gargantas 0 1 2 3
R 0.53 0.39 0.29 0.23
AS 0.0048 0.0088 0.0133 0.0185
B Gargantas 0 1 2 3 4 5 6
R 0.92 0.66 0.50 0.40 0.30 0.25 0.21
AS 0.0009 0.0048 0.0094 0.0145 0.0219 0.0285 0.0357
C Gargantas 1 2 3 4 5 6 7
R 0.86 0.65 0.51 0.39 0.32 0.27 0.23
AS 0.0020 0.0066 0.0118 0.0191 0.0257 0.0330 0.0408
D Gargantas 3 4 5 6 7 8 9
R 0.74 0.56 0.46 0.39 0.33 0.27 0.22
AS 0.0064 0.0137 0.0203 0.0276 0.0354 0.0484 0.0628
E Gargantas 4 5 6 7 8 9 10 11
R 0.77 0.63 0.53 0.45 0.36 0.30 0.25 0.20
AS 0.0074 0.0140 0.0212 0.0290 0.0420 0.0564 0.0722 0.0954
F Gargantas 6 7 8 9 10 11 12
R 0.69 0.59 0.48 0.39 0.33 0.26 0.22
AS 0.0138 0.0217 0.0346 0.0490 0.0648 0.0880 0.1138
G Gargantas 8 9 10 11 12 13 14
R 0.68 0.56 0.47 0.38 0.31 0.26 0.21
AS 0.0208 0.0352 0.0510 0.0742 0.1000 0.1320 0.1712
H Gargantas 10 11 12 13 14 15 16
R 0.69 0.55 0.45 0.37 0.30 0.25 0.21
AS 0.0302 0.0534 0.0792 0.1112 0.1504 0.1945 0.2467
| Gargantas 11 12 13 14 15 16 17
R 0.72 0.59 0.48 0.40 0.33 0.27 0.23
AS 0.0339 0.0597 0.0917 0.1309 0.1750 0.2272 0.2895
J Gargantas 13 14 15 16 17 18 19
R 0.71 0.58 0.48 0.40 0.34 0.28 0.23
AS 0.0515 0.0908 0.1349 0.1871 0.2493 0.3256 0.4167
K Gargantas 15 16 17 18 19 20
R 0.61 0.51 0.42 0.35 0.29 0.24
AS 0.1015 0.1537 0.2160 0.2922 0.3833 0.4928
L Gargantas 16 17 18 19 20
R 0.63 0.52 0.44 0.36 0.30
AS 0.1164 0.1787 0.2549 0.3460 0.4555
M Gargantas 17 18 19 20
R 0.66 0.55 0.45 0.38
AS 0.1287 0.2050 0.2961 0.4055
N Gargantas 18 19 20
R 0.69 0.57 0.48
AS 0.1395 0.2306 0.3401
P Gargantas 19 20
R 0.71 0.59
AS 0.1575 0.2670
R = relación área tobera/área garganta. AS = área anular de la garganta FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Ing. Melo V., 2007
205
TABLA A-3.2. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE KOBE (pg2)
Tobera A - A B C D E
1 0.0036 0.0053 0.0076 0.0105 0.0143
2 0.0029 0.0046 0.0069 0.0098 0.0136 0.0184
3 0.0037 0.0060 0.0089 0.0127 0.0175 0.0231
4 0.0048 0.0077 0.0115 0.0164 0.0227 0.0308
5 0.0062 0.0100 0.0149 0.0211 0.0293 0.0397
6 0.0080 0.0129 0.0192 0.0273 0.0378 0.0513
7 0.0104 0.0167 0.0248 0.0353 0.0488 0.0663
8 0.0134 0.0216 0.0320 0.0456 0.0631 0.0856
9 0.0174 0.0278 0.0414 0.0589 0.0814 0.1106
10 0.0224 0.0360 0.0534 0.0760 0.1051 0.1428
11 0.0289 0.0464 0.0690 0.0981 0.1358 0.1840
12 0.0374 0.0599 0.0891 0.1268 0.1749 0.2382
13 0.0483 0.0774 0.1151 0.1633 0.2265 0.3076
14 0.0624 0.1001 0.1482 0.2115 0.2926 0.3974
15 0.0806 0.1287 0.1920 0.2731 0.3780 0.5133
16 0.1036 0.1668 0.2479 0.3528 0.4881 0.6629
17 0.1344 0.2155 0.3203 0.4557 0.6304 0.8562
18 0.1735 0.2784 0.4137 0.5885 0.8142 1.1058
19 0.2242 0.3595 0.5343 0.7600 1.0516 1.4282
20 0.2896 0.4643 0.6901 0.9817 1.3583 1.8444
FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V., 2007
206
TABLA A-3.3. ÁREAS ANULARES GARGANTA – TOBERA DE NATIONAL (pg2)
Tobera X A B C D E
1 0.0040 0.0057 0.0080 0.0108 0.0144
2 0.0033 0.0050 0.0073 0.0101 0.0137 0.0183
3 0.0042 0.0065 0.0093 0.0129 0.0175 0.0233
4 0.0054 0.0082 0.0118 0.0164 0.0222 0.0296
5 0.0068 0.0104 0.0150 0.0208 0.0282 0.0377
6 0.0087 0.0133 0.0191 0.0265 0.0360 0.0481
7 0.0111 0.0169 0.0243 0.0338 0.0459 0.0612
8 0.0141 0.0215 0.0310 0.0431 0.0584 0.0779
9 0.0179 0.0274 0.0395 0.0548 0.0743 0.0992
10 0.0229 0.0350 0.0503 0.0698 0.0947 0.1264
11 0.0291 0.0444 0.0639 0.0888 0.1205 0.1608
12 0.0369 0.0564 0.0813 0.1130 0.1533 0.2046
13 0.0469 0.0718 0.1035 0.1438 0.1951 0.2605
14 0.0597 0.0914 0.1317 0.1830 0.2484 0.3316
15 0.0761 0.1164 0.1677 0.2331 0.3163 0.4223
16 0.0969 0.1482 0.2136 0.2968 0.4028 0.5377
17 0.1234 0.1888 0.2720 0.3779 0.5128
18 0.1571 0.2403 0.3463 0.4812
19 0.2000 0.3060 0.4409
20 0.2546 0.3896
FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial, Ing. Melo V., 2007
207
ANEXO No 4
DIAGRAMAS ACTUALES DE LOS POZOS CON BOMBEO
HIDRÁULICO
208
FIGURA A-4.1. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN, POZO SSF-46
FUENTE: Departamento de ingeniería en petróleos, Distrito Oriente, Campo Shushufindi-Aguarico. ELABORADO POR: Andrea Benavides y Enrique Vergara
CEMENTACION SEGUNDA ETAPA CON 360 SxS TIPO "G"NOTA: ACCESORIOS DE COMPLETACION SQUEEZE CON 150 SxS TIPO "G"QUE CONECTAN ROSCAS EUE A SIDER-CA SE LO HIZO CON X-O FABRICADOS 2 7/8" EUE, SD, 268 TUBOS